оборудование для нпз цена– cccp-online.ru

оборудование для нпз цена

К вопросу стоимости срока службы насосного оборудования на НПЗ

За последние 5 лет многие американские и европейские насосные компании пытаются осветить решение проблем в определении стоимости срока службы (ССС) насосного оборудования различных насосных систем. Такие действия вызваны многими причинами. Во-первых, по статистическим данным насосные системы потребляют почти 20 % всей производимой в мире электроэнергии. Причем, эта цифра возрастает до 50 % от общего потребления в отдельных промышленных отраслях. Во-вторых, маркетинговые исследования многих компаний указывают, что спрос на насосы будет возрастать примерно на 5 % ежегодно в течении ближайших нескольких лет. Как результат – огромное количество насосов потребуется для установки в новых системах и еще большее количество потребуется для замены существующих морально и физически устаревших, или не соответствующим требуемым параметрам при реконструкции установок. В-третьих, насос, как самостоятельный объект в системе, отличается низкими инвестиционными затратами. Однако он решительным образом влияет на работоспособность и экономическую эффективность системы. Особенно это наглядно видно в технологических установках нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), где стоимость насосного оборудования не сравнима со стоимостью колонного и печного оборудования, а также средств автоматизации технологических процессов нефтепереработки. Но суточный простой одной технологической установки из-за ненадежной работы основных насосов влечет за собой миллионные убытки. Достаточно отметить, что на каждом НПЗ стран СНГ находятся в эксплуатации до 3000 насосов различного конструктивного исполнения мощностью до 1200 кВт. Следует отметить, что эти НПЗ были введены в эксплуатацию в 60-х – 70-х годах ХХ века и насосное оборудование в них со сроком службы 30 и более лет составляет от 20 до 50 %.

Оптимизация насосной установки с точки зрения ССС означает не только минимизацию потерь в её составных частях, но и выбор оптимальной конструкции насоса с точки зрения обеспечения параметров работы, надежности и долговечности, минимального количества запасных частей и длительности ремонта. Уже сформировалось мнение, что стоимость первоначальных капиталовложений при приобретении оптимальной насосной системы не будет иметь решающее значение. Решающим фактором станет стоимость срока службы системы – ССС.

На основании исследований американского Института гидравлики (Hydroulik Institute – HI) и Europump основные компоненты, определяющие ССС и их среднестатистический вес в %, следующий:

– Сіс R », созданная в НПЦ «Динамика» (г. Омск). Статистика показывает, что более 70 % отказов торцовых уплотнений вызвано повышенным уровнем вибрации насосов. Анализ статистики показывает, что что благодаря постоянно действующему мониторингу более чем в 12 раз снизилось число внезапных отказов, более чем в 4 раза сократилось количество ремонтных работ. Таким образом снижение энергопотребления технологической установки сводится, в основном, к выбору современного энергосберегающего насосного оборудования. И не только. При выборе насоса расчетным режимом для него считается режим максимальной его подачи, соответствующий максимальной проектной мощности установки, который в условиях реального производства случается очень редко. Технологические режимы работы установок НПЗ не исключают работу основных насосов на частичных подачах, а при технологических пусках – и их кратковременную работу на нулевых подачах. В результате большинство основных насосов годами работают на 40 – 70-процентной подаче. Например, первый сумской двухопорный насосный агрегат АНГ 200-510 с мощностью приводного электродвигателя 400 кВт в УЗК цеха №73 Новокуйбышевского НПЗ в 2003 г. длительное время работал с подачей 120 м3/ч (расчетная 200 м3/ч), а напорной задвижкой давление в трубопроводе дросселировалось до 24 кгс/см2 (проектное 40 кгс/см2). Таким образом насос работал на 60-типроцентной подаче, а при дросселировании напорной задвижкой терялось более 50% потребляемой насосом мощности. Причем, из трех насосных агрегатов один был в работе, а два в горячем резерве. В ООО «Пермьнефтеоргсинтез» в 2005 г. пуск нового комплекса глубокой переработки нефти по различным причинам занял длительное время. В результате насосы НКВ 600/320 мощностью 800 кВт несколько недель работали на подачах 40-80 м3/ч. От повышенной низкочастотной вибрации на этих подачах происходило самоотвинчивание крепежа рабочего колеса, что неоднократно приводило к аварийному останову насоса.

Известно, что работа центробежных насосов на недогрузочных режимах – частичных подачах – сопровождается повышенной виброактивностью, являющейся причиной преждевременного выхода из строя торцовых уплотнений и подшипников. Кроме того, КПД насоса на таких режимах значительно ниже оптимальных значений. Учитывая то, что основным потребителем электроэнергии на НПЗ являются насосы, то это прямые потери. Международным стандартом ISO 13709/API 610 четко оговорена предпочтительная (рекомендуемая) зона работы насоса по подаче – (0,7-1,1)Qопт, где Qопт – режим максимального КПД (Рис.1). Кратковременно допустимая минимальная подача установлена в пределах 0,5Qопт.

Рис.1. Связь вибродинамических характеристик центробежных насосов

с режимами работы (по АРI 610),

где: Q- подача; H- напор; η- КПД; ν- виброскорость.

На этом рисунке также показана физическая картина течения на малых подачах, когда образовываются «обратные токи» на входе и иногда на выходе рабочего колеса. Эти локализованные вихри вызывают мощные пульсации в проточной части, которые являются причиной повышенной низкочастотной вибрации. Некоторые зарубежные компании, например, «SULZER» в руководствах по эксплуатации указывают ограничение по времени при работе на минимально допустимой подаче, а при необходимости длительной работы на этой подаче требуют перейти на байпас или на насос меньшей подачи.

Одним из известных способов экономичного изменения параметров насосов является изменение частоты вращения его привода. Из известных устройств для такого регулирования наиболее экономичными и надежными зарекомендовали себя преобразователи частоты (ПЧ) различных исполнений с современной электроникой и гидродинамические муфты. Применение таких устройств с асинхронными электродвигателями позволяет добиться:

– экономии потребляемой электроэнергии до 40 %;

– обеспечения плавного пуска электродвигателя;

– увеличения срока службы силовых электродвигателей;

– сокращения расходов на обслуживание;

– удобства управления, диагностики и контроля за работой оборудования.

Установка дополнительных датчиков в определенных местах оборудования и системы позволяет автоматизировать управление работой насосов. Несмотря на то, что цена только регулятора частоты не малая, экономическая выгода от его применения несомненна. Имеются сведения, что средства, вложенные в приобретения ПЧ, окупаются в течении 1,5-2 года, а в дальнейшем он приносит чистую прибыль. Но не все так просто, потребуется решать много проблемных технических и экономических вопросов и принятие решения о приобретении регулятора частоты для какого-то насоса или группы насосов требует обстоятельного экономического обоснования.

Для обеспечения нормальной работы насосного оборудования при пусковых и нерасчетных режимах по подаче можно предложить другой менее затратный способ, особенно при модернизации старых установок. Традиционная компоновка – один рабочий насос на 100-процентную расчетную подачу + один резервный насос на 100-процентную расчетную подачу (суммарная установленная мощность 200 %) требует пересмотра. Учитывая то, что все насосы допускают длительную работу в допустимом интервале подач (от 50 до 120 % оптимальной подачи насоса Qопт), а также полагая, что установки длительное время работают на частичной нагрузке (подаче), можно предложить следующую компоновку (см. Рис. 2): три насоса (рабочий, резервный и пуско-резервный) на 50-процентную от расчетной подачу (+ 20 %).

Рис. 2 . Предлагаемая компоновка насосных агрегатов в установке

Предлагаемая компоновка в различных комбинациях параллельной работы может устойчиво обеспечивать любые режимы по технологическому регламенту работы установки от 25 до 120 %), в том числе сохраняя 100-процентный резерв. При этом насосы будут работать в режимах, близких к оптимальным, что обеспечивает снижение энергопотребления по сравнению с традиционной компоновкой. Установленная мощность при такой компоновке не превысит 150 %. Естественно, что это должны быть насосы нового поколения, разработанные в соответствие с требованиями международных стандартов ISO 13709/ API 610 и ISO 21049/ API 682 и с максимально высоким КПД.

Выбор любого технического решения требует тщательных экономических расчетов всех возможных вариантов, что позволит гарантировано обеспечить и бесперебойную работу установки, и снижение её энергопотребления, и, в конечном итоге – снижение стоимости срока службы. А это, в свою очередь, приведет к снижению себестоимости продукции.

Монтаж основного нефтегазового оборудования, включая оборудование НПЗ

Представленные ниже компании ранжированы на основании объема информации представленной на energybase.ru.
При расчете рейтинга учитываются референции, отзывы и количество заказчиков, количество новостей за период времени, описания производимого оборудования и услуг компании, наличие сертифицированной системы менеджмента качества.

В Санкт-Петербурге состоялась встреча представителей « Мессояханефтегаза» и «Газпром нефти» с предприятиями , выполняющими строительно-монтажные работы для нефтедобывающих компаний.

Целью форума стало расширение пула подрядчиков , готовых безопасно , качественно и своевременно выполнять работы по обустройству кустовых площадок на Восточно-Мессояхском месторождении.

На Омском НПЗ « Газпром нефти» начался монтаж основного реакционного оборудования в рамках работ по модернизации установки замедленного коксования.

Проект позволит начать первое в России производство игольчатого кокса — стратегически важного сырья для металлургической , атомной , химической и космической промышленностей. Реконструкция установки замедленного коксования входит в число ключевых мероприятий программы модернизации ОНПЗ , которую с 2008 года продолжает компания « Газпром нефть».

Газотурбинная установка производства РЭП Холдинга мощностью 32 МВт. Фото РЭП Холдинг

РЭП Холдинг принял участие в работе VIII Петербургского Международного Газового Форума , который прошел со 2 по 5 октября в конгрессно-выставочном центре « Экспофорум».

В рамках Форума РЭП Холдинг принял участие в III специализированной выставке « Импортозамещение в газовой отрасли», организованной ПАО « Газпром», где представил уникальный проект , ставший одним из ярких примеров успешной кооперации российских промышленных предприятий , науки , бизнеса и государства в рамках импортозамещения и локализации передовых мировых технологий. Газотурбинная установка производства РЭП Холдинга мощностью 32 МВт стала центром экспозиции — самым масштабным экспонатом.

Монтаж факельной установки на строящемся предприятии « ЗапСибНефтехим»

На строящемся предприятии « ЗапСибНефтехим» компании СИБУР продолжается монтаж факельных установок , которые будут задействованы на главных производствах: пиролиза , полиэтилена и полипропилена , а также на сырьевом парке хранения широкой фракции легких углеводородов , два факела — на площадке изотермического хранилища.

21 сентября в рамках реализации строительства второй очереди второго этапа « Комплекс комбинированной установки по переработке прямогонных бензиновых фракций УК-1» был выполнен монтаж верхней секции колонны К-3005. Вес данной части колонны составляет 127 тонн , длина 28,9 метров , диаметр — 3,4 метра.

Пермская площадка СИБУРа. АО «СИБУР-ХИМПРОМ». Фото СИБУР

На пермской площадке компании завершена установка двух реакторов на строящемся производстве диоктилтерефталата ( ДОТФ).

ДОТФ является одним из ключевых компонентов напольных и кровельных покрытий , обоев , кабельных пластикатов и другой продукции строительной отрасли. Продукты с использованием ДОТФ обладают повышенной прочностью и износо- и морозостойкостью. Кроме того , ДОТФ — бесфталатный пластификатор , поэтому решения на его основе удовлетворяют самым высоким экологическим требованиям.

В ПАО « Орскнефтеоргсинтез» ( входит в промышленно-финансовую Группу « САФМАР», основатель — Михаил Гуцериев) приступили к процессу сборки основного оборудования установки вакуумной перегонки мазута ( УВПМ) — печи П-01 , стоимостью свыше 250 млн рублей. С ее помощью полупродукт предстоит подогревать до 400 C°. Сырье высокой температуры будет направляться в ректификационную вакуумную колонну , выходящая из нее продукция станет промежуточным сырьем для других установок завода.

Установка колонны деметанизации Амурского ГПЗ. Фото Правительство Амурской области

Глава региона Василий Орлов посетил площадку строительства Амурского ГПЗ и присутствовал на установке самого крупного оборудования завода — колонны деметанизации. В ней из природного газа будут выделять метан. Весит конструкция больше 800 тонн.

Монтаж колонн К-3001 и К-3005 на блоке 014.2 ( Блок колонн секции 3000)

На строительной площадке Яйского нефтеперерабатывающего завода начался монтаж колонн К-3001 и К-3005 на блоке 014.2 ( Блок колонн секции 3000). Работы проводятся в рамках реализации строительства проекта второй очереди 2-ого этапа « Комплекс комбинированной установки по переработке прямогонных бензиновых фракций УК-1».

Оборудование было изготовлено Ижорскими заводами , входящими в Группу ОМЗ ( Объединенные машиностроительные заводы) и частями доставлено на территорию Яйского НПЗ железнодорожным транспортом.

Один из крупнейших кранов в мире , грузоподъемность которого 1,6 тыс. тонн , установлен на строительной площадке Амурского газоперерабатывающего завода ( ГПЗ), сообщает в среду объединенный пресс-центр проекта.

«Для монтажа крупногабаритного оборудования на строительной площадке Амурского ГПЗ установлен кольцевой кран Liebherr грузоподъемностью 1,6 тыс. тонн. Он является одним из четырех крупнейших кранов в мире», — говорится в сообщении.

Демонтаж буровой установки БУ-3Д-76 на Стахановском месторождении

Вышкомонтажная бригада ООО « Нафтагаз-Сервис» впервые оказала услуги внешнему заказчику. Для АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» осуществлён демонтаж буровой установки БУ-3Д-76 на Стахановском месторождении. Время демонтажа составило 14 дней , работы завершены точно в срок.

ГК «Новомет» на базе Акселератора УрФУ запускает корпоративную акселерационную программу « Новомет — Генератор будущего» для технологических проектов , цель которой — создание взаимовыгодного партнерства ГК «Новомет» с технологическими проектами , развивающимися в области разработки и производства нефтегазового оборудования , а также инновационных IT-решений по направлениям:

Российские производители изготовили оборудование для комплекса глубокой переработки нефти Омского НПЗ

Крупнейшие российские машиностроительные предприятия — «Волгограднефтемаш» и «Ижорские заводы» — изготовили высокотехнологичное оборудование для комплекса глубокой переработки нефти (КГПН) Омского НПЗ. Под контролем экспертов компании отечественными заводами произведена большая часть важнейших секций будущей установки. Машиностроительный завод «Волгограднефтемаш» по специальному заказу «Газпром нефти» изготовил для будущего комплекса глубокой переработки нефти ОНПЗ колонну фракционирования высотой более 50 метров, диаметром 5,7 м и весом около 300 тонн, колонну отпарки продуктов, 16-метровый абсорбер, вес которого составляет 133 тонны, и два сдвоенных теплообменника общим весом 305 тонн, способных работать при сверхвысоком давлении до 200 атм.

Компания «Ижорские заводы» (Санкт-Петербург), входящая в группу «Объединенные машиностроительные заводы», произвела для комплекса глубокой переработки нефти четыре реактора гидрокрекинга и два сепаратора высокого давления общим весом более 1,4 тыс. тонн. Все агрегаты выполнены из устойчивой хромомолибденованадиевой стали и не уступают зарубежным аналогам.

Грузы с предприятий «Волгограднефтемаш» и «Ижорские заводы» в настоящее время консолидируются в морском порту Санкт-Петербурга, откуда впоследствии будут транспортированы в Омск.

Комплекс глубокой переработки нефти Омского НПЗ объединит в себе процессы гидрокрекинга, производства водорода и серы и обеспечит производство качественных нефтепродуктов из тяжелых остатков Ввод КГПН в эксплуатацию позволит заводу более чем на 6% увеличить показатель выхода светлых нефтепродуктов (авиакеросина и дизельного топлива стандарта Евро-5). Производственная мощность комплекса составит 2 млн тонн в год.

  • Фотогалерея «Омский НПЗ»:

Оборудование установки замедленного коксования смонтировал Омский НПЗ

Новая установка позволит дополнительно перерабатывать 2 млн тонн нефти в год

Повысить глубину переработки до 97% и выход светлых нефтепродуктов до 80% планирует принадлежащий «Газпром нефти» Омский нефтеперерабатывающий завод. Это станет возможным за счет новой установки замедленного коксования, на площадке строительства которой завершен монтаж ключевого оборудования, сообщил «Газпромнефть – ОНПЗ». «Масса смонтированного оборудования превышает 1 200 тонн. Такие сверхгабаритные аппараты были впервые изготовлены в России специалистами отечественного предприятия «Волгограднефтемаш». Доставка оборудования в Омск прошла через Балтийское, Северное и Норвежское моря, частично по Северному морскому пути», – говорится в пресс-релизе.

Новая установка замедленного коксования позволит дополнительно перерабатывать 2 млн тонн нефти в год и увеличит производство сырья для алюминиевой промышленности – нефтяного кокса, а также светлых нефтепродуктов из гудрона и других тяжелых остатков.

«В результате ОНПЗ увеличит выпуск бензина и дизельного топлива с каждой тонны переработанной нефти. Ввод в работу установки замедленного коксования запланирован на 2020 год и входит в число ключевых проектов модернизации ОНПЗ», – отметили в компании.

«Газпромнефть – ОНПЗ» – крупнейший по объему переработки НПЗ России. Предприятие выпускает порядка 50 видов нефтепродуктов: высокооктановые бензины, дизельное и судовое топливо, авиакеросин, битум, бытовой газ, топочный мазут, техническую серу.

Помимо всего прочего, реализуемая на Омском НПЗ программа модернизации позволит снизить воздействие производства на окружающую среду на 36%.

Добавить комментарий