Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Модернезированный сепаратор системы подготовки нефти Бешкульского месторождения

Модернезированный сепаратор системы подготовки нефти Бешкульского месторождения

Анализ существующих технологических схем предварительной подготовки нефти. Факторы, влияющие на эффективность сепарации. Определение пропускной способности горизонтального сепаратора. Схема сбора и транспортировки продукции на Бешкульском месторождении.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 27.02.2015
Размер файла 2,6 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

?

?

?

?

?

90/5

28

ГНЭ

1,5

1,65

13,45

14,02

46,02

26,6

94

25-175-RHAM-14-4-2-2

ИЖ-Н-М

44

905

СК8-3,5-4000

6

2,1

0

19

62

29

ГНЭ

1,7

2,2

12,9

14,17

23,7

29,2

84

НН2б-44-30-15ФН

Пермь

44

497

СК6-2,1-2500

7

2,1

435

879

62

90/5

30

ГНЭ

1,67

1,9

12,05

13,37

19,3

25,6

91

25-175-THM-14-4-2-2

ИЖ-Н-М

44

1085

СК6-2,1-2500

7

2,1

45

13

62

90/5

32

ГНЭ

1,2

2

12,38

13,41

27,5

28,3

70

25-175-THM-14-4-2-2

ИЖ-Н-М

44

1087

СК6-2,1-2500

7

2,1

40

17

62

90/5

4.3 Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта

Газожидкостная смесь со скважин Бешкульского месторождения под давлением Р = 0,15 МПа, при t = 10 0С поступает на АГЗУ «Спутник», где происходит замер дебита скважин (см.рис.1 приложение).

Поток I - жидкость с АГЗУ № 1 под давлением Р = 0,12 МПа поступает в горизонтальный нефтяной сепаратор (ГНС). Контроль за технологическим процессом осуществляется с помощью манометров установленных в АГЗУ «Спутник» и на горизонтальном нефтяном сепараторе.

Поток II - жидкость из горизонтального нефтяного сепаратора (ГНС) под давлением Р = 0,1 МПа направляется в емкости для сбора нефти (Е № 1, 2,3), где происходит полное разгазирование перед откачкой на Головные Сооружения № 1. Контроль над ведением технологического процесса осуществляется с помощью манометров установленных на горизонтальном нефтяном сепараторе и емкостях для сбора нефти. Уровень нефти и пластовой воды в емкостях Е № 1,2,3 контролируется по уровнемерному стеклу.

Поток III - выделившийся в емкостях для сбора нефти (Е № 1, 2, 3) попутный газ поступает в вертикальный газовый сепаратор (ВГС), где происходит отделение капель жидкости от газа под давлением Р = 0,08 МПа. Контроль за технологическим процессом осуществляется с помощью манометров установленных на емкостях для сбора нефти (Е № 1, 2, 3) и на вертикальном газовом сепараторе.

Поток IV - попутный газ для утилизации направляется на факел, проходя через счетчик учета газа (ИМ-2300 Ех) установленный на газовой линии. Контроль за ведением технологического процесса осуществляется с помощью манометров установленных на вертикальном газовом сепараторе (ВГС) и газовой линии факельного хозяйства.

Поток V - разгазированная жидкость из емкостей для сбора нефти (Е № 1, 2, 3) направляется на прием насосов НБ-125-Иж и 9МГр. Контроль за ведением технологического процесса осуществляется с помощью манометров установленных на емкостях по сбору нефти и насосной.

Поток VI - дренажная линия, в которую осуществляется сброс жидкости с нижнего уровня газового сепаратора и при необходимости производится сброс жидкости с технологических емкостей.

Поток VII - линия подачи нефтяного газа на печь ПТ -25-100. Контроль за давлением осуществляется по манометрам, установленным на газовой линии вертикальном газовом сепараторе и манометрам, установленным на ПТ-25-100.

Поток VIII - Внутрипромысловый нефтепровод, по которому производится откачка жидкости с Бешкульского СП на Головные сооружения № 1 (ГС-1) при давлении не превышающее Рmax= 3,8 МПа. Контроль за давлением осуществляется по манометрам установленным на выкидной линии насосов. Объем откаченной жидкости контролируется по замерному прибору «Турбоквант -1».

В таблице и приведены параметры технологического процесса и краткая характеристика оборудования.

Таблица 3

Параметры технологического процесса.

Наименование

Номер

потока

Диаметр,

мм

Расход,

м3/сут.

Давление,

МПа

Т-ра,

0С

Нефтегазовая смесь с АГЗУ № 1 на нефтегазовый сепаратор ГНС

I

159

300

0,12

10

Нефтегазовая смесь с ГНС в емкости для сбора нефти Е-1,2,3

II

159

300

0,1

10

Нефтяной газ в газовый сепаратор ВГС

III

100

6000

0,1

10

Нефтяной газ на факел

IV

100

200

0,005

10

Водонефтяная смесь на прием насосов

159

300

0,005

10

Нефтяной газ на собственные нужды

100

200

0,005-0,08

10

Жидкость в дренажную емкость

VI

100

-

-

-

Нефть от насосов в нефтепровод

VIII

219

300

Не более 3,8

от 40 до75 0С

Таблица 4

№

п/п

Наименование оборудования

Номер позиции по схеме

Кол-во,

шт.

Материал

Методы защиты от коррозии

Техническая характеристика

1

Автоматическая групповая замерная установка «Спутник» -40-10

АГЗУ № 1

1

Сталь

-

N = 10, Р = 4МПа

2

Нефтегазовый сепаратор для замера дебита скважин

Замерной трап

1

Сталь

-

V=8м3, Р=6 МПа

3

Горизонтальный нефтяной сепаратор

ГНС

1

Сталь

-

V=10м3,Р=0,6МПа

4

Газосепаратор вертикальный

ВГС

1

Сталь

-

V=8м3, Р=0,6МПа

5

Емкость для сбора нефти

Е № 1

1

Сталь

-

V=100м3,

Р= 6МПа

6

Емкости для сбора нефти

Е № 2, 3

2

Сталь

-

V=80м3, Р= 6МПа

7

Емкость для сбора конденсата на факельной линии

Е № 4

1

Сталь

-

V=5м3,

8

Емкость дренажная

V-200

1

Сталь

-

V=200м3, Р= 6МПа

9

Пожарные емкости

ПВ

2

Сталь

-

V=50+50м3

10

Насос поршневой НБ-125-Иж с электродвигателем ВАОЗ C280S6

Н-1

1

Чугун

-

N=75КВт, n=1000 об/м

11

Насос поршневой 9МГр с электродвигателем ВАОЗ C280S6

Н-2

1

Чугун

-

N=75КВт, n=1000 об/м

12

Подогреватель нефти ПТ25/100

ПТ-25-100

1

Сталь

-

Р= 25 МПа,Q=1,9МВт

13

Вертикальный нефтяной сепаратор

ВНС

1

Сталь

-

V=8м3, Р=6 МПа

4.4 Контроль технологического процесса

Контроль за техническим состоянием скважин производится ежедневно.

Объезд и обход шлейфов скважин и внутрипромыслового нефтепровода СП «Бешкуль» - Головные сооружения № 1 производится ежедневно (табл.5).

Ведение технологического процесса осуществляется с помощью местного контроля давления (манометр) в ГНС, ВГС, печи, насосной, емкостях № 1, 2, 3 и уровня (через уравнемерное стекло) в емкостях № 1, 2, 3 (табл.5).

Таблица 5

Таблица осуществления технологического контроля

№

п/п

Наименование стадий процесса, анализируемый параметр

Место

отбора

пробы

Контролируемые

показатели

Методы контроля (методика анализа, государственный или отраслевой стандарт)

Норма

Частота контроля

1.

Контроль добывающего фонда скважин

Скважины

Динамический уровень

РД 153-39.0-109-01

1 раз в месяц

1 раз в месяц

2.

Контроль добывающего фонда скважин

Скважины

Статический уровень

РД 153-39.0-109-01

1 раз в квартал

1 раз в квартал

3.

Контроль добывающего фонда скважин

АГЗУ

Дебит

РД 153-39.0-109-01

До 5 т/сут - 2 раза в месяц

От 5 т/сут - 1 раз в неделю

До 5 т/сут - 2 раза в месяц

От 5 т/сут - 1 раз в неделю

4.

Контроль добывающего фонда скважин

Скважины

Обводненность продукции

РД 153-39.0-109-01

До 2% и от 90% - 2 раза в месяц.

От 2% и до 90% - 1 раз в неделю

До 2% и от 90% - 2 раза в месяц.

От 2% и до 90% - 1 раз в неделю

5.

Контроль добывающего фонда скважин

Скважины

Газовый фактор

РД 153-39.0-109-01

При Рпл> Рнас - 1 раз в год

При Рпл< Рнас - 1 раз в месяц

При Рпл> Рнас - 1 раз в год

При Рпл< Рнас - 1 раз в месяц

6.

Контроль добывающего фонда скважин

Скважины

Отбор проб на содержание КВЧ в добываемой жидкости

РД 153-39.0-109-01

1 раз в месяц

1 раз в месяц

7.

Контроль добывающего фонда скважин

Скважины

Замер глубины забоя скважины

РД 153-39.0-109-01

1 раз в 3 года

1 раз в 3 года

8.

Контроль добывающего фонда скважин

Скважины

Давление на устье

ПБ-08-624-03

1 раз в смену

1 раз в смену

9.

Контроль за работой нагнетательной скважины

Нагнетательнаяскважина

Давление на устье

ПБ-08-624-03

1 раз в смену

1 раз в смену

10.

Контроль за работой артезианской скважины

Емкость

V= 25 м3

Отбор проб на содержание КВЧ артезианской скважины

РД 153-39.0-109-01

Ежедневно

(при закачке воды в пласт)

Ежедневно

(при закачке воды в пласт)

Таблица 6

Контроль технологического процесса с помощью систем сигнализации и блокировок

№ п / п

Наименование параметра

Наименование оборудования

Критический параметр

Величина устанавливаемого предела

Блокировка

Сигнализация

Операции по отключению, включению, переключению и другому воздействию.

Минимальная

Максимальная

Минимальная

Максимальная

Минимальная

Максимальная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1.

Р МПа

ЭКМ-1У Манометр электроконтактный

4,0

2,7

3,8

_

_

2,8

3,6

Производится остановка перекачки, до выяснения причин изменения технологического параметра.

2.

Р МПа

ВЭ-16 Рб Манометр электроконтактный

4,0

_

3,8

_

_

_

3,6

Прекратить подачу нагреваемой среды в печь, прекратить подачу газа в топливную систему, до выяснения причин изменения тех. параметра.

3.

t оС

ТГП-100ЭК Термометр показывающий

80

_

80

_

_

_

75

Уменьшить подачу газа на горелки или отключить часть горелок.

4.

Р МПа

РДСК-50 Регулятор давления газа

1,2

_

0,16

_

_

_

0,14

При повышении Р выше критического предела производит сброс газа на свечу.

5.

Р МПа

ДМ-2005 Манометр показывающий сигнализирующий

0,16

_

0,16

_

_

_

0,14

При поступлении сигнала уменьшить подачу газа в топливную систему.

4.5 Принципиальная технологическая схема подготовки нефти Бешкульского месторождения на Головных сооружениях № 1

Подготовку Бешкульской нефти производят на Головных сооружениях-1 (Рис.27.) Результаты исследований процессов обезвоживания и обессоливания нефти Бешкульского месторождения позволяют утверждать, что основными параметрами технологического процесса подготовки являются температура, время отстоя, тип и расход деэмульгатора и пресной воды. На основании этих результатов и опыта практической подготовки нефти на подобных месторождениях, на Головных сооружениях № 1 используется принципиальная технологическая схема термохимической установки обезвоживания и обессоливания, изображенная на рисунке.

Нефтегазоводяная эмульсия с Бешкульского месторождения по внутрипромысловому нефтепроводу (1) поступает в сепаратор (3). В поток газожидкостной смеси дозирующим насосом (2) подается постоянно деэмульгатор сепарол ES 3483 в количестве до 40 г/т. Деэмульгатор вводится в чистом виде (в товарной форме без разбавления). Дозирующими устройствами служат плунжерные насосы БР-2,5 блочного исполнения. При вводе деэмульгатора в поток газожидкостной смеси, благодаря высокой турбулизации в газонефтяном сепараторе, происходит качественное перемешивание и более эффективное разрушение нефтяной эмульсии. Обработанная жидкость поступает в технологический резервуар (4) под давлением сепарации.

В связи с небольшим объемом добываемой нефти на Бешкульском месторождении система подготовки складывается исходя из возможностей добычи, сбора, учета и откачки нефти. В этом случае на установке отстойники будут работать по мере накопления сырой нефти. В зимнее время для поддержания температуры обезвоживания в технологическом резервуаре (4) (до 30°С) насосом (5) через печь подогрева (6) осуществляют циркуляцию пластовой воды с возвратом горячей жидкости в «голову» процесса. Уровень воды в резервуаре поддерживается 1,0--1,5 м.

Обезвоживание на термохимической установке производится путем отбора нефти насосом (5) из верхней зоны технологического резервуара (4) и прокачки через печь подогрева (6), в которой жидкость нагревается до температуры 50°С, в отстойник (7). В данном аппарате, рассчитанном по объему на время отстоя до 3-х часов, нефть обезвоживается достаточно глубоко. Для промывки пресной водой от хлористых солей путем турбулизации на задвижке (8) создается перепад давления величиной 0,05 МПа. Обессоленная нефть отделяется в аналогичном отстойнике (9), направляется в товарный резервуар (10) и далее на наливную эстакаду Головных сооружений № 2.

Отделившаяся от нефти пластовая вода из отстойника (7) и промывная вода из отстойника (9) с температурой порядка 50 °С откачивается в «голову» технологического процесса. По утверждению многих ученых в дренажной воде, выделенной из обработанной деэмульгатором нефтяной эмульсии, растворяется большое количество (около 50%) введенного поверхностно-активного вещества, наибольшая концентрация которого сосредоточена в зоне раздела фаз. Следовательно, эта вода является активной, и введение ее оказывает благоприятное воздействие при разрушении нефтяной эмульсии.

Отделившаяся в резервуаре (4) вода направляется в резервуар (11) для очистки и закачивается в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления.

1-нефтегазовый сепаратор; 2-насос откачки; 3-дозатор деэмульгатора; 4-технологический резервуар (РВС-2000); 5-сырьевой насос; 6-печь подогрева нефти; 7-отстойник ступени обезвоживания; 8-задвижка; 9- отстойник ступени обессоливания; 10-резервуар для сбора готовой нефти; 11-резервуар для очистки воды; 12- насос для закачки воды в скважины.

Предложения по реконструкции системы сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин Бешкульского месторождения.

Проанализировав систему сбора, подготовки и транспортировки продукции скважин Бешкульского месторождения, мною сделаны следующие выводы:

Бешкульское месторождение находится в завершающей стадии разработки, что в свою очередь приводит к увеличению дебитов скважин и обводненности.

Увеличение обводненности приводит к частым порывам и утечкам на нефтепроводе.

Для снижения количества порывов на нефтепроводе, необходимо уменьшить обводненность перекачиваемой жидкости, а именно производить частичную подготовку продукции скважин на самом Бешкульском СП.

Для частичной подготовки продукции необходимы изменения в технологическом процессе Бешкульского СП, но т.к. месторождение находится в завершающей стадии разработки вложение больших материальных затрат на переоснащение сборного пункта экономически не целесообразно.

Принимая во внимание вышеперечисленное мною предложены следующие изменения в технологическом процессе Бешкульского СП, не приводящие к большим материальным затратам:

Установка на Бешкульском СП агрегата электронасосного дозировочного (НД) для подачи химреагента.

Использовать на Бешкульском СП химреагент комплексного действия защищающий от коррозии и подавляющий сульфатвосстанавливающие бактерии. В данном случае нам подходит реагент Реапон-ИФ.

Производить частичное обезвоживание нефти, используя не только горизонтальные отстойники, но и применение электрокоалесцера с последующей закачкой пластовай воды в нагнетательную скважину.

4.6 Описание технологического процесса для предложенной технологической схемы Бешкульского СП

Газожидкостная смесь со скважин Бешкульского месторождения под давлением Р = 0,15 МПа, при t = 10 0С поступает на АГЗУ «Спутник», где происходит замер дебита скважин.

Поток I - жидкость с АГЗУ № 1 под давлением Р = 0,12 МПа поступает в горизонтальный нефтяной сепаратор (ГНС). Во время прохождения жидкости от АГЗУ до ГНС в поток вводится деэмульгатор. Для этого в технологическую линию врезается нагнетательная линия агрегата электронасосного дозировочного НД 2,5 10/100д 14А (см. рис 2, приложение).

Поток II - жидкость из горизонтального нефтяного сепаратора (ГНС) под давлением Р = 0,1 МПа направляется в емкости для сбора нефти (Е № 1, 2, 3), где происходит дополнительное разгазирование и частичное отделение нефти от пластовой воды.

Поток III - выделившийся в емкостях для сбора нефти (Е № 1, 2, 3) попутный газ поступает в вертикальный газовый сепаратор (ВГС), где происходит отделение капель жидкости от газа под давлением Р = 0,08 МПа.

Поток IV - попутный газ для утилизации направляется на факел, проходя через счетчик учета газа (ИМ-2300 Ех) установленный на газовой линии.

Поток V - разгазированная и частично обезвоженная жидкость из емкостей для сбора нефти (Е № 1, 2, 3) направляется в электрокоалесцер, где происходит более глубокое обезвоживание нефти. Затем нефть отправляется на прием насосов НБ-125-Иж и 9МГр.

Поток VI - дренажная линия, в которую осуществляется сброс пластовой жидкости из емкостей для сбора нефти (Е № 1, 2, 3) в дренажную емкость V=200 м3, где происходит более полный отстой жидкости и отделение нефти от пластовой воды. Далее отделившаяся пластовая вода сбрасывается в емкость V=25м3, где происходит физический отстой жидкости с осаждением мехпримесей. После отстоя пластовая вода насосом 9МГр закачивается в нагнетательную скважину, а оставшаяся в дренажной емкости нефть откачивается насосом НБ-125-Иж в нефтепровод. В зимнее время для более лучшего отделения нефти от пластовой воды можно провести циркуляцию жидкости через печь ПТ-25-100 по системе: емкость V-200 м3 - насос НБ-125-Иж - печь ПТ-25-100, с повышением температуры жидкости до 75 0С.

Поток VII - линия подачи нефтяного (попутного) газа на печь ПТ -25-100.

Поток VIII - Внутрипромысловый нефтепровод, по которому производится откачка жидкости с Бешкульского СП на Головные сооружения № 1 (ГС-1).

Данная система подготовки нефти на Бешкульском нефтяном месторождении позволит:

1. Проводит более полную дегазацию нефти от растворенного попутного газа, за счет модернизированного нефтегазового сепаратора с перфорированным коллектором.

2. Снизить обводненность перекачиваемой жидкости с 85 % до ? 60 %, что в свою очередь приведет к уменьшению агрессивного воздействия её на нефтепровод. Также важным аспектом является уменьшение порывов на нефтепроводе, что также дает значительный экономический эффект, поскольку в настоящее время затраты на ликвидацию одного порыва и связанная с ним рекультивация почвы составляют в среднем 2500 руб. Таким образом, применение модернизированного сепаратора и перспективной технологии трубной деэмульсации с помощью деэмульгатора Реапон-ИФ, обладающего хорошими защитными и бактерицидными свойствами, обеспечивает рациональное использование материальных ресурсов, снижает себестоимость добываемой нефти и, в конечном счете, стабилизирует экономическое положение Бешкульского месторождения.

Раздел 5. "Монтаж и ремонт аппаратов"

5.1 Общие положения к монтажу сосудов и аппаратов

Требования настоящей инструкции должны выполняться при монтаже, испытании и приемке сосудов в аппаратов, работающих под давлением свыше 100 кгс/см2 (9,81 МПа), применяемых в химической, нефтехимической, нефтеперерабатывающей и смежных отраслях промышленности.

Требования инструкции распространяются на горизонтальные и вертикальные сосуды и аппарата, имеющие внутренний диаметр 400 - 3000 мм, длину корпуса не более 34 м и массу до 600 т.

При монтаже аппаратов высокого давления, кроме требований настоящей инструкции, необходимо выполнять правила глав СНиП: по монтажу технологического оборудования; бетонных и железобетонных конструкций монолитных и сборных; металлических конструкций; электротехнических устройств; по технике безопасности в строительстве, а также требования инструкции Минмонтажспецстроя СССР по установке технологического оборудования на фундаментах, согласованной с Госстроем СССР.

5.1.1 Технологическая подготовка к монтажу

Подготовка к монтажу включает:

а) комплектацию блоков, узлов и деталей аппаратов, трубопроводов и металлоконструкций, механизмов, оснастки и приспособлений, необходимых для производства работ;

б) организацию монтажной площадки, инструментального хозяйства, устройство централизованных разводок сжатого воздуха, сварочных газов, электроэнергии, водоснабжения.

При подготовке аппаратов к монтажу должна быть предусмотрена площадка для подготовительных работ, как правило, в непосредственной близости от фундамента.

На площадке для подготовительных работ должны быть предусмотрены:

а) необходимые грузоподъемные средства;

б) источники водопитания необходимой производительности;

в) дренажные устройства для слива вода;

г) источники электропитания сварочных постов, электролебедок, механизированного инструмента и приспособлений.

Площадку для подготовительных работ следует оборудовать осветительными приборами для возможности работы в темное время суток. Количество приборов определяется в соответствии с "Указаниями по проектированию электрического освещения строительных площадок".

Площадка для подготовительных работ, как правило, должна быть забетонировала, или выложена железобетонными плитами.

5.1.2 Приемка фундаментов (оснований)

Отклонения фактических размеров фундаментов от проектных не должны превышать приведенных в главах СНиП на производство и приемку работ по устройству бетонных и железобетонных монолитных и сборных фундаментов, а опорных металлических конструкции - в главе СНиП по монтажу металлических конструкций.

5.1.3 Подготовительные работы

Поверхности аппаратов, законсервированные на время транспортировки и хранения защитными смазками и покрытиями (уплотняющие поверхности затворов, линз и штуцеров, гладкие и резьбовые отверстия и пр.), должны подвергаться расконсервации, а детали, соприкасающиеся с технологическим продуктом, - обезжириванию.

Аппараты, у которых обнаружены дефекты расконсервации, должны быть до передачи в монтаж подвергнуты заказчиком ревизии.

Стержни фундаментных болтов должны быть очищены от грязи, ржавчины и окалины. Мыть стержни керосином или соляровым маслом, а также смазывать их машинным маслом запрещается.

При загрязнении резьбы следует ее очистить, промыть, протереть, смазать маслом и провернуть, гайку.

5.2 Общие положения к монтажу сосудов и аппаратов высокого давления

5.2.1 Монтаж аппаратов высокого давления

Схемы монтажа аппаратов разрабатываются в проекте производства работ (ППР) в зависимости от габаритов и массы аппаратов, характеристики имеющихся монтажных средств, места установки аппаратов, высоты фундамента и т.д.

При выкладке вертикального аппарата (сосуда) перед подъемом необходимо ориентировать его штуцера, люки и отверстия таким образом, чтобы после установки аппарата в вертикальное положение не требовался разворот его вокруг оси.

Подъем вертикальных аппаратов высотой более 15 м, как правило, следует предусматривать с установленными на них обвязочными трубопроводами, обслуживающими металлоконструкциями и навесной теплоизоляцией.

Строповку аппаратов для подъема и установки следует производить в соответствии с указаниями на чертежах.

При отсутствии проектных обслуживающих площадок в местах установки строповочных устройств аппарата должны быть предусмотрены временные площадки.

Приварка к стенке корпуса аппарата кронштейнов, монтажных цапф и т.п. на монтажной площадке запрещается.

Крепить указанные детали к корпусу аппарата на монтажной площадке разрешается только к специальным накладкам, установленным на заводе-изготовителе, или с помощью хомутов.

При производстве монтажных работ с применением новой или сложной технологии, а также в случае, предусмотренном в задании на разработку ППР, монтажная организация обязана известить организацию, разработавшую ППР, о начале работ и вызвать ее представителей для осуществления технического надзора.

5.2.2 Приемка аппаратов высокого давления в монтаж

Аппараты должны передаваться в монтаж в соответствии с графиком производства работ.

Распаковку и приемку аппаратов следует производить в присутствии представителя заказчика непосредственно в зоне монтажа.

Аппараты принимаются в монтаж в полностью собранном виде с установленными внутренними устройствами, не требующими разборки при монтаже, и с затворами, установленными на рабочее давление.

По условиям транспортировки в соответствии с требованиями технического проекта допускается отгружать сосуд в разобранном виде. При этом на заводе-изготовителе должна быть выполнена контрольная сборка с оформлением соответствующих документов, а доизготовление сосуда должно производиться заводом-изготовителем или привлеченной им организацией.

Вместе с аппаратом передаются в монтаж:

а) ответные фланцы с крепежными деталями и двумя комплектами рабочих прокладок одноразового пользования для всех штуцеров с фланцами и ниппельными соединениями;

б) фундаментные болты с закладными деталями для всех опорных частей оборудования, закрепляемого к фундаментам или другим основаниям (если болты предусмотрены техническим проектом);

в) комплект регулировочных винтов с контргайками и металлическими подкладками под торец (если эти винты предусмотрены техническим проектом);

г) специальный инструмент, приспособления, грузозахватные устройства, предусмотренные техническим проектом.

Приемка аппаратов производится внешним осмотром, при этом проверяются:

а) комплектность по отгрузочным спецификациям или упаковочным ластам;

б) отсутствие повреждений или других видимых дефектов;

в) наличие специального инструмента, приспособлений и грузозахватных устройств, поставляемых заводом-изготовителем (если они предусмотрены техническим проектом);

г) наличие на корпусе и штуцерах аппарата постоянных или временных

(в зависимости от использования присоединительных отверстий) заглушек;

д) отсутствие загрязнения, окраски и смазки на опорной поверхности, подливаемой бетонной смесью.

Монтажной организации на время производства работ должна быть передана следующая заводская техническая документация:

паспорт на аппарат (сосуд);

сборочные и монтажные чертежи с указанием мест установки пломб (в случае необходимости), положения центра тяжести, схемы строповки;

акт об испытании аппарата;

инструкция по монтажу и эксплуатации;

ведомость специнструмента и приспособлений.

По способу хранения аппараты высокого давления относятся к первой группе и подлежат хранению на открытых площадках и эстакадах.

Для хранения аппараты должны быть уложены на шпалы так, чтобы исключались касание их с землей и возможность скапливания воды в отдельных местах аппарата. При необходимости эти места следует закрыть водонепроницаемым материалом.

Транспортировка аппаратов волоком и перекатом запрещается.

5.2.3 Выверка аппаратов высокого давления

При выверке аппаратов высокого давления необходимо обеспечить:

совмещение в плане главных осей аппарата с осями фундамента;

требуемый зазор для подливки;

высотную отметку и вертикальность (горизонтальность, уклон).

Допускаемые отклонения, если отсутствуют специальные указания предприятия-изготовителя, должны быть не более, мм:

смещение осей в плане от осей фундамента - 10,

от проектной высотной отметки - 10,

от вертикали образующей / вертикального - 0,5 на 1 м,

аппарата / но не более 15

от горизонтали или проектного уклона - 0,5 на 1 м.

Смещение осей в плане проверяется масштабной линейкой или рулеткой. Вертикальность установленных аппаратов проверяется отвесами или теодолитами в двух взаимно перпендикулярных плоскостях по четырем монтажным меткам, нанесенным на верхней и нижней частях корпуса при его изготовлении.

Вертикальность аппаратов, покрытых теплоизоляцией, проверяется по визирным маркам (штырям), ввернутым в бобышки на корпусе.

Выверку вертикальности следует выполнять по возможности в вечерние или утренние часы во избежание влияния солнечных лучей на точность результатов.

Горизонтальность и уклон необходимо проверять брусковым или рамным уровнем, которые устанавливаются на обработанную базовую поверхность или контрольную площадку в двух взаимно перпендикулярных направлениях.

Установка и выверка аппаратов высокого давления, в зависимости от массы аппарата, конструкции опоры и места установки производятся с подливкой бетоном следующими способами (в соответствии с ППР):

· бесподкладочным на регулировочных винтах; бесподкладочным на инвентарных установочных домкратах;

· на точно выверенных жестких элементах;

· на металлических подкладках (в случаях, технически обоснованных заводом-изготовителем).

Выверка аппаратов должна выполняться в соответствия с требованиями "Инструкции по установке технологического оборудования на фундаментах" ВСН 361-76/ММСС СССР.

Выверка аппаратов, устанавливаемых на постаментах или опорных плитах, должна производиться в следующем порядке:

а) установка постамента на выверенные жесткие элементы;

б) предварительная выверка постамента по осям в плане, горизонтальности и высоте;

в) установка аппарата на постамент;

г) контрольная проверка выверенного аппарата совместно с постаментом. При необходимости выверки аппарата совместно с постаментом необходима одновременная работа крана.

Закрепление аппаратов (постаментов) к фундаментам и основаниям осуществляется с помощью болтов анкерных и фундаментных для химического и нефтяного оборудования по ОСТ 26-956-74 - ОСТ 26-980-74.

При закреплении аппаратов с помощью разъемных фундаментных болтов должна быть обеспечена проектная глубина завинчивания верхней части болта в муфту.

При монтаже бесподкладочным способом предварительное закрепление оборудования в проектном положении на время подливки должно производиться с помощью стандартных гаечных кличей без надставок.

После окончания подливки до затвердения бетонной смеси необходимо выполнить контрольную проверку выверенного положения аппарата.

Окончательную затяжку фундаментных болтов следует производить после достижения бетоном подливки не менее 50 % прочности, о чем необходимо получить соответствующую справку строительной организации.

Монтаж и испытание присоединительных трубопроводов производятся в соответствии с инструкцией по монтажу и испытанию трубопроводов диаметром условного прохода до 400 мм включительно на давление 100 - 3000 кгс/см2 (294,3 МПа).

Сдача смонтированного аппарата в комплексное опробование должна осуществляться в установленном порядке после окончательного закрепления его на фундаменте с составлением акта.

Правильность установки аппаратов на фундамент (основание) оформляется актом по форме, приведенной в приложении к главе СНиП по монтажу технологического оборудования.

Насадка загружается в аппарат заказчиком после установки его на фундамент.

При монтаже горизонтальных аппаратов должна быть обеспечена правильность крепления подвижной опоры. Между болтами и болтовыми пазами подвижной опоры должны быть зазоры, соответствующие заводским чертежам и обеспечивающие свободное удлинение корпуса под действием рабочих температур. Трущиеся поверхности необходимо смазать графитной сказкой.

Специальные болты опоры верха должны быть законтрены, при этом величина зазора между корпусом аппарата и специальным болтом должна соответствовать требованиям технической документация.

5.3 Подготовка и пуск нефтегазового сепаратора

Описание процедуры подготовки и пуска в эксплуатацию сепаратора нефти выполнена согласно технологическим схемам технологического регламента.

В зависимости от нагрузки по сырьевому потоку к пуску готовится либо одна технологическая нитка (линия) сепарации сырой нефти, либо две параллельно работающие, каждая из которых рассчитана на 70%-ную производительность от расчетной производительности по сырьевому потоку.

Подготовка к пуску и прием газожидкостной смеси во включаемый в работу сепаратор ведется одновременно с аналогичными работами по входному манирольду.

При подготовке к приему газожидкостной смеси в нефтегазовый сепаратор:

· подключить в работу все средства контроля давления, уровня, расхода, установленные на сепараторе для контроля по месту и дистанционного контроля и регулирования;

· подключить рабочий предохранительный клапан с последующим блокированием в положении «Открыто» ручной подключающей арматуры;

· подключить по входу/выходу регулирующий клапан контура регулирования давления в сепараторе, установленный на линии сброса газа из сепаратора в факельную систему высокого давления;

· контур регулирования давления в сепараторе перевести в режим автоматического регулирования с заданной установкой регулирования на уровне 3,9-4,0 МПа;

· подключить сепаратор по входу сырьевого потока, открытием ручной сдвоенной арматуры и отсекающего клапана.

Контролировать подъем уровня в сепараторе. При подъеме уровня выше предельно-низкого значения L = 150 мм от дна аппарата, дистанционно открыть электроприводную задвижку на линии вывода сырой нефти. При подъеме уровня в сепараторе выше значения установки предупредительной сигнализации L= 400 мм подключить по входу/выходу электроприводную задвижку.

5.4 Ремонт аппаратов и сосудов

Все аппараты и сосуды подвергают осмотрам, текущему и капитальному ремонтам. Периодичность их устанавливается в зависимости от свойств среды в аппарате. Предохранительные клапаны, дренажные устройства, задвижки и другие устройства осматривают систематически. Осмотру также подвергаются сварочные швы в целях своевременного устранения течи. Перед проведением ремонтных работ аппарат должен быть полностью опорожнен и тщательно очищен. После опорожнения резервуара его промывают водой или пропаривают, а затем вентилируют.

Приступать к ремонту можно только после того, как содержание паров продукта в аппарате будет соответствовать допустимым нормам. Осадки на дне и стенках очищают деревянными лопатками, совками, скребками, щетками и метлами. Нельзя пользоваться предметами, которые могут вызвать искру. Рабочие должны работать в резервуаре в специальной одежде и шланговых противогазах. Ручная очистка малопроизводительна, поэтому применяют гидродинамическую очистку струей поды большого давления. Очистка упрощается при использовании моющих растворов.

Иногда струей пара разжижают осадок, а затем аппарат промывают горячей водой. Перед ремонтом стенки протирают ветошью, а продукты коррозии очищают металлическими щетками. Обнаруженные при эксплуатации дефектные швы подваривают, предварительно удалив поврежденный участок шва газовой горелкой или механическим способом. При необходимости может быть удалена дефектная часть корпуса или поставлена заплатка. Качество сварки устанавливают следующими методами: обдувом сжатым воздухом, в то время как с другой стороны шов покрывают мыльным раствором; испытанием аммиаком, при котором сосуд заполняют аммиаком на 1 % объема, а на испытываемый шов укладывают ткань, пропитанную 5 %-ным раствором азотнокислой ртути, которая меняет цвет при утечке аммиака; гидравлическим давлением, заполняя резервуар водой. При последнем методе сосуд выдерживают от 2 до 24 ч. Если в течение этого времени не обнаружено пропусков воды и уровень ее не снизился, емкость считают выдержавшей испытания.

Вакуумный контроль применяют в том случае, когда использование других способов невозможно. Вакуум создают переносной вакуум-камерой, которую устанавливают на проверяемом участке шва, обильно смоченном мыльным раствором. В результате разности давлений, созданной вакуум-насосом, на дефектном шве образуются пузыри, хорошо видимые через прозрачный верх камеры. Испытание керосином основано на его способности подниматься по капиллярным трубкам, какими в сварных швах являются трещины.

Испытание проводят следующим образом. После очистки шва его покрывают меловым раствором. Когда раствор высохнет, другую сторону обильно смачивают керосином. О наличии пор и прочих дефектов шва будут свидетельствовать жирные желтые точки или полоски на меловом слое. Испытание длится не менее 12 ч, причем за это время керосин наносят 3--5 раз. Существуют и другие методы контроля: ультразвуковой, радиационный и т. д. Проверяют горизонтальность или вертикальность аппарата.

Раздел 6. " Безопасность и экологичность проекта "

Производственная деятельность предприятий нефтяной и газовой промышленности предусматривает воздействие технологических процессов подготовки нефти на объекты природной среды, поэтому вопросы охраны окружающей среды для отрасли имеют важное значение.

Возможны потери нефти при ее подготовке, транспортировке и хранении, которые могут загрязнить окружающую среду. Для сокращения этих потерь, а также для снижения выбросов легких углеводородов в атмосферу необходимо поддержание сосуда (аппарата) в исправном состоянии. Для поддержания сосуда (аппарата) в исправном состоянии администрация предприятия обязана своевременно проводить его осмотр и ремонт. Ремонт сосудов (аппаратов) и их элементов должен производиться только после полного снятия давления, освобождения и очистки от остатков рабочей среды, пропарки, продувки, промывки и подготовки их в соответствии с действующими правилами техники безопасности. Ремонт выполняют по специальной технологии, разработанной ремонтной или специализированной организацией. Работы, связанные с изменениями конструкции сосуда (аппарата), необходимость в которых может возникнуть при эксплуатации и ремонте, должны быть согласованы с организацией-разработчиком технического проекта сосуда (аппарата). При невозможности выполнения этого условия допускается согласование изменений в проекте со специализированной научно-исследовательской организацией, имеющей лицензию на выполнение такого вида работ.

Во избежание сжигания попутных газов в факелах следует аккумулировать их излишки в естественных хранилищах, т.е. в пластах с благоприятными геологическими условиями для хранения газа. Также следует шире использовать попутный газ для закачки в продуктивные пласты с целью повышения коэффициента нефтеотдачи. Немаловажное значение имеет своевременное проведение трубопроводов нефтяного газа к городам и поселкам.

6.1 Опасные и вредные производственные факторы

6.1.1 Шум и вибрация

В проектируемом объекте источниками шума и вибрации могут служить центробежные насосы, шум от которых не должно достигать 80-100 дБ. Шум от насосов распространяется через воздушную среду.

Борьба с шумом может осуществляться путем снижения первоначального шума от насосов, изоляцией агрегатов от их основания при помощи виброзащитных элементов. Амортизаторы вибраций изготовляют из стальных пружин или резиновых прокладок. Фундаменты под центробежные насосы изолируют войлоком, асбестом, для уменьшения вибрации.

В качестве индивидуальных средств защиты от шума в соответствии с ГОСТ 12.1.029-80 ССБТ (Средства и методы защиты от шума. Классификация.) используют легкие противошумные вкладыши, вставляемые в уши.

Для защиты от вибрации, передаваемой человеку через ноги, используется обувь на войлочной или толстой резиновой подошве.

6.1.2 Статическое электричество и молниезащита

Заряды статического электричества возникают при трении кожаного приводного ремня электродвигателей, при интенсивном перемешивании веществ в колонне концентрирования, при длительном накоплении зарядов на электрооборудовании.

В установке сепарации нефти, относящихся по ПУЭ к классу В-IIа защита от статического электричества осуществляется только на трубопроводах около оборудования.

6.1.3 Молниезащита

Производственные, жилые и общественные здания и сооружения промышленных предприятий в зависимости от их назначения, конструктивного исполнения, географического местоположения, связанного с интенсивностью грозовой деятельности и ожидаемого количества поражения их молнией, должны быть обеспечены молниезащитой согласно требованиям ГОСТ 12.1.030-81* ССБТ. (Электробезопасность. Защитное заземление, зануление.)

Классификация зданий и сооружений по устройству молниезащиты и необходимости ее выполнения представлена в таблице 7.

Классификация зданий и сооружений по устройству молниезащиты и необходимости ее выполнения.

Таблица 7

Здания и сооружения

Местность, в которой здания и сооружения подлежат обязательной молниезащите

Категория молниезащиты

Наружные технические установки и наружные склады, содержащие взрывоопасные газы, пары, горючие и легковоспламеняющиеся жидкости (например, газгольдеры, емкости, сливо-наливные эстакады и т. п.), относимые к классу В-ІІа по ПУЭ

На всей территории РФ

ІІ

Для защиты от прямого удара молнии применяются молниеотводы. Так как установке сепарации нефти по ПУЭ по пожароопасности относится к классу В-IIа и расположено в местности со средней грозовой деятельностью 20 часов в год, то сепаратор в отделении по устройству молниезащиты относятся к II категории в соответствии с СН-305-77 сопротивление заземления труб должно быть не менее 50 Ом на каждый токоотвод от вторичного проявления молний предусмотрено заземление всего оборудования

и трубопроводов. Величина сопротивления заземления 10 ОМ. Материал заземления - ст. 45. Токоотводы устраивают из стальной проволоки (ст.3) d=7 мм.

6.1.4 Расчет молниезащиты

Определяем зону и категорию устройств молниезащиты. Установка по правилам относится к классу В-IIа. Основные характеристики местоположения - в местности со средней грозовой деятельностью 20 ч в год и более.

Требуется построить зону защиты двойного стержневого молниеотвода на высоте hx = 2,5 м, равной высоте установке. Высота молниеприемника 14 м. Расстояние между молниеприемниками a=20м (рис.29.).

Решение. 1. Определяется разность, между высотой молниеприемника h и высотой hx :

= 14 - 2,5 = 11,5 м

2. Определяются радиусы rx зон защиты на высоте hx:

3. Определяется наименьшая ширина зоны защиты 2bx двух одинаковых молниеприемников на высоте hx :

По полученным данным строится сечение зоны защиты.

Для построения зоны защиты трех- и четырехстержневых молниеотводов строят зоны защиты всех соседних, взятых попарно единичных молниеотводов, рассчитываемые как двойные стержневые молниеотводы. Сооружение высотой hx защищено, если выполняется условие

где D: для трехстержневых молниеотводов - диаметр окружности, проходящей через точки их установки; для четырехстержневых молниеотводов - длина наибольшей диагонали четырехугольника.

6.1.5 Заземляющие устройства

Согласно рекомендациям ПУЭ и «Указаниям по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений СН 305-69» необходимо делать объединенные заземляющие устройства для защитного и молниезащитного заземления из условий безопасности людей и сооружений ввиду возможности появления разности потенциалов между раздельно выполненными контурами заземления.

Для молниезащитных устройств необходимо иметь концентрированное заземляющее устройство.

Желательно концентрированный контур заполнять из вертикальных электродов, что вытекает из условия более эффективного процесса стекания импульсного тока с конструкции заземления в грунт. Использование протяженных заземлителей в виде полос, лучей или замкнутого контура для молниезащиты малоэффективно из-за наличия индуктивности, которая будет препятствовать распространению тока молнии по протяженному электроду.

а - молниеприемники СМ4 и СМ5, б - молниеприемники СМ1, СМ2 и СМ3

Для зданий и сооружений, относящихся к категории В-І и В-ІІ по взрывоопасности, молниезащитные устройства от прямых ударов молнии выполняются конструктивно не связанными со зданием или сооружением, но для защиты от электростатической индукции необходимо создать замкнутый контур, сопротивление растекания которого не нормируется. Этот контур объединяется с защитным заземлением и может быть учтен в расчете сопротивления всего защитного контура.

На рис.30. дана конструкция стержневого молниеприемника типа СМ. Осмотр молниезащитных устройств следует проводить не реже 1 раза в год (весной), измеряя при этом сопротивление заземляющих устройств. Осмотр устройств защиты от статического электричества проводится в ходе плановых осмотров оборудования. Проверку сопротивления заземляющих устройств следует проводить после каждого их ремонта или ремонта заземляемого оборудования.

6.2 Запорная и запорно-регулирующая арматура

Запорная и запорно-регулирующая арматура должна устанавливаться на штуцерах, непосредственно присоединенных к сосуду, или на трубопроводах, подводящих к сосуду и отводящих из него рабочую среду.

Арматура должна иметь следующую маркировку:

- наименование или товарный знак изготовителя;

- условный проход, мм;

- условное давление, МПа (допускается указывать рабочее давление и допустимую температуру);

- направление потока среды;

- марку материала корпуса.

На маховике запорной арматуры должно быть указано направление его вращения при открывании или закрывании арматуры.

Сосуды для взрывоопасных, пожароопасных веществ, веществ 1-го и 2-го классов опасности должны иметь на подводящей линии от насоса или компрессора обратный клапан, автоматически закрывающийся давлением из сосуда. Обратный клапан должен устанавливаться между насосом (компрессором) и запорной арматурой сосуда.

Арматура с условным проходом более 20 мм, изготовленная из легированной стали или цветных металлов, должна иметь паспорт установленной формы, в котором должны быть указаны данные по химсоставу, механическим свойствам, режимам термообработки и результатам контроля качества изготовления неразрушающими методами.

В качестве запорной арматуры применяются задвижки, вентили, обратные клапаны, краны и т.п. На любой вид арматуры должен быть составлен паспорт.

6.3 Манометры

Каждый сосуд и самостоятельные полости с разными давлениями должны быть снабжены манометрами прямого действия. Манометр устанавливается на штуцере сосуда или трубопроводе между сосудом и запорной арматурой.

Манометры должны иметь класс точности не ниже: 2,5 - при рабочем давлении сосуда до 2,5 МПа (25 кгс/см2), 1,5 - при рабочем давлении сосуда выше 2,5 МПа (25 кгс/см2). Манометр должен выбираться с такой шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы. На шкале манометра владельцем сосуда должна быть нанесена красная черта, указывающая рабочее давление в сосуде. Взамен красной черты разрешается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластину, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра. Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу.

Манометр не допускается к применению в случаях, когда:

- отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении поверки;

- просрочен срок поверки;

- стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показанию шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора;

- разбито стекло или имеются повреждения, которые могут отразиться на правильности его показаний.

Поверка манометров с их опломбированием или клеймением должна производиться не реже одного раза в 12 месяцев. Кроме того, не реже одного раза в 6 месяцев владельцем сосуда должна производиться дополнительная проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнал контрольных проверок. При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить проверенным рабочим манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.

Проверка исправности манометров обслуживающим персоналом осуществляется 2 раза в год и один раз в год проводиться госпроверка.

6.4 Предохранительные устройства от повышения давления

Каждый сосуд (полость комбинированного сосуда) должен быть снабжен предохранительными устройствами от повышения давления выше допустимого значения. ПБ 03-576-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением». В качестве предохранительных устройств применяются:

- пружинные предохранительные клапаны;

- рычажно-грузовые предохранительные клапаны;

- импульсные предохранительные устройства (ИПУ), состоящие из главного предохранительного клапана (ГПК) и управляющего импульсного клапана (ИПК) прямого действия;

- предохранительные устройства с разрушающимися мембранами (мембранные предохранительные устройства - МПУ);

- другие устройства, применение которых согласовано с ФСЭТ и

АН.

Установка рычажно-грузовых клапанов на передвижных сосудах не допускается.

Предохранительные устройства должны быть размещены в местах, доступных для их обслуживания.

Установка запорной арматуры между сосудом и предохранительным устройством, а также за ним не допускается.

Порядок и сроки проверки исправности действия предохранительных устройств в зависимости от условий технологического процесса должны быть указаны в инструкции по эксплуатации предохранительных устройств, утвержденной владельцем сосуда в установленном порядке.

Результаты проверки исправности предохранительных устройств, сведения об их настройке записываются в сменный журнал работы сосудов лицами, выполняющими указанные операции.

На Бешкульском СП в качестве предохранительной арматуры применяются предохранительные пружинные клапана (табл.8.), выпускаемые специализированными предприятиями.

Предохранительные пружинные клапаны типа СППК-4 предназначены для установки на сосудах, аппаратах и трубопроводах, работающих на различных средах при температуре до 450 и до 600 0С. Клапан СППК-4 не имеет рычажного устройства для принудительного открытия и контрольной продувки.

Предохранительный пружинный клапан представляет собой механизм автоматического действия. Давлению среды на золотник клапана противодействует сила пружины, прижимающая золотник к седлу через опору и шток. При рабочем давлении в аппарате или сосуде сила действия среды уравновешивает силу пружины. Возрастание давления в сосуде, аппарате и трубопроводе выше допустимого нарушает равновесие, подъемная сила преодолевает усилие пружины, золотник поднимается и происходит сброс среды.

Таблица 8

Характеристика регулирующих клапанов

<...

№

п/п

№ позиции по схеме

Место установки клапана

Назначение клапана

Тип клапана

1

94

Замерной трап внутри АГЗУ № 1

Сброс в дренажную линию газожидкостную смесь, при повышении допустимого давления.

СППК-4

Dу=50; Ру= 4 МПа

2

80

Замерной трап

Сброс в дренажную линию газожидкостную смесь, при повышении допустимого давления.

СППК-4

Dу=80; Ру= 1,6 МПа

3

82

ГНС

Сброс в дренажную линию газожидкостную смесь, при повышении допустимого давления.

СППК-4

Dу=80; Ру= 1,6 МПа

4

77

Е-1

Сброс в дренажную линию газожидкостную смесь, при повышении допустимого давления.

СППК-4

Dу=80; Ру= 1,6 МПа

5

78

Е-2

Сброс в дренажную линию газожидкостную смесь, при повышении допустимого давления.

СППК-4

Dу=80; Ру= 1,6 МПа

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены