Проект установки подготовки нефти Ван-Ёганского месторождения

Эмульсии и их классификация. Выбор и обоснование технологической схемы производства. Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов и изготавливаемой продукции. Материальный баланс установки подготовки нефти. Расчет толщины стенки и днища аппарата.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 26.10.2014
Размер файла 269,1 K

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.

Vmax = V · f · k,

где V - объем сепаратора, м3;

f - 0,7 степень заполнения;

k - 0,98 коэффициент запаса.

Vmax = 25·0,7·0,98 = 17,15 м3.

Площадь поперечного сечения нефти в сепараторе:

S = Vmax / L = 17,15 / 7,96 =2,155 м2.

Полученному значению S соответствует величина хорды b , равная:

b = 0,82 м.

Тогда искомая площадь поверхности зеркала нефти при максимально возможном заполнении сепаратора составит: F = 0,82·7,96 = 6,527 м2.

Пропускная способность по жидкости выбранного типа сепаратора, соответствующая эффективной работе аппарата будет определяться формулой:

Q < 47000 · F · d2 · ( - ) / эм,

Q < 47000 . 6,527 . 1,552 . 10-6 . (833,484 - 2,4488) / 0,00567,

Q < 108072,076 м3/сут.

Таким образом, для обеспечения процесса сепарации на КСУ будет достаточно одного рабочего сепаратора с указанными характеристиками.

2.7 Расчет вспомогательного оборудования

2.7.1 Расчет трубчатой печи

Целью расчета является выбор необходимого типа и количества печей для подогрева нефти.

Технологической схемой УПН предусмотрен подогрев сырой нефти перед первой ступенью сепарации со сбросом воды до температуры 5°С и перед второй ступенью сепарации для поддержания необходимой температуры 50°С.

Производительность потока нефти после блока сепарации первой ступени со сбросом воды - 393129,846 кг/ч.

В качестве подогревающего оборудования принимаем трубчатую блочную печь ПТБ - 10 с характеристиками, представленными в табл.2.35.

Необходимое количество аппаратов определим по требуемой поверхности нагрева. Поверхность теплообмена для аппаратов, работающих в стационарном режиме определяют по формуле:

S = Q / (К·tср),(2.32)

где К - коэффициент теплопередачи, Вт / [град.м2];

Q - количество теплоты, которое необходимо сообщить потоку продукта в единицу времени, Вт;

tср - средняя разность температур процесса теплопередачи.

Таблица 2.35 - Техническая характеристика печи ПТБ-10

Наименование параметров

Единица измерения

Значение параметров

Поверхность нагрева

м2

1150

Коэффициент теплопередачи

Вт / [град.м2]

20

Длина труб

м

18

Диаметр труб

мм

152 8

Число труб

-

10

Число ходов

-

4

Максимальная производительность жидкости

м3/ч

800

Максимальное давление жидкости на входе

МПа (абс)

1,0

Максимальная температура нагрева

50

Давление топливного газа на форсунке

МПа

0,05

Температура уходящих дымовых газов

не более 600

Соотношение «газ-воздух»

м3/м3

1/12

Коэффициент полезного действия

%

не ниже 75

Номинальная теплотворная способность

МВт

11,7

Максимальный расход топливного газа, приведенный к нормальным условиям

кг/ч

1212

В нашем случае, рассчитаем параметр tср как среднелогарифмическую разность между средней температурой продукта в печи и температурой отходящих газов.

tср =[Тв - Тср];

Тср = (Т1+Т2)/2, (2.33)

где Тв - температура выхлопа, К.

Q = G·Cpm·(T2 - T1),(2.34)

где G - массовый расход продукта, кг/с;

Cpm - теплоемкость продукта при Тср-средней температуре в печи, Дж/К.кг;

Т2,Т1 - температура продукта на выходе и на входе в печь, соответственно, К.

Теплоемкость продукта можно рассчитать с использованием формулы (2.35):

Cpmt = [1,687 + 3,39 ·10-3(Т - 273,15)] / [ · 10-3]0,5(2.35)

Плотность нефти после отстоя, приведенная к нормальным условиям составляет - 846 кг/м3.

Расчетные значения температуры нефти на входе и на выходе из печи, соответственно:

Т1 = 278,15 К; Т2 = 323,15 К Тср = (278,15+323,15)/2 = 300,65 К

Теплоемкость нефти при расчетной температуре составит:

Cpm323,15 = [1,687 + 3,39·10-3(300,65- 273,15)] / [846·10-3]0,5,

Cpm323,15 = 1935,485 Дж/(кг . К).

Содержание воды в нефти составляет 5% масс. Теплоемкость системы «вода-нефть» составит:

Cpm = 4180 · 0,05 + 1935,845·0,95 = 2047,7103 Дж/(кг·К).

Количество теплоты, которое необходимо сообщить продукту:

Q = 393129,846· 2,048 . (323,15 - 278,15)/3600 =10062,701 кВт.

Средняя разность температур:

tср = 873,15 - 300,65 = 572,5 К.

Необходимая поверхность нагрева:

S = 10062,701 •103/(572,5·20) =878,838 м2.

n = 878,838/1150 = 0,764

В этом случае для обеспечения подогрева до необходимой температуры достаточно будет включения в работу одной печи ПТБ - 10.

Аналогично производим расчет печи перед первой ступенью сепарации со сбросом воды.

Т1 = 253,15 К; Т2 = 278,15 К; Тср = 265,65 К.

Cpm278,15 = 1806,487 Дж/(кг . К)

Cpm = 4180 · 0,3 + 1806,487 · 0,7 = 2518,541 Дж/(кг . К).

Q = 561784,089· 2,519 · (278,15 - 253,15)/3600 =9825,528 кВт.

tср = 873,15- 265,65 = 607,5 К.

S = 9825,528•103/(607,5·20) =808,685 м2.

n = 808,685/1150 = 0,703

Таким образом, необходимо установить одну печь типа ПТБ-10 для нагрева эмульсии до 5°С.

Расчет и подбор насоса

Целью расчета является определение необходимого типа и количества насосов. Исходными данными для расчета являются абсолютное давление на входе в насос, абсолютное давление на выходе из насоса, объемная производительность насоса, плотность перекачиваемой жидкости, равные соответственно:

- Рвхнас = 0,15 МПа;

- Рвыхнас = 0,7 МПа;

- Qнас = = 369047,619 /846,280= 436,082 м3/ч = 0,121 м3/с;

- = 846,280 кг/м3.

Полный или дифференциальный напор развиваемый рабочим колесом насоса Нп представляет собой фактическую разность гидродинамических напоров жидкости на выходе и на приеме насоса и определяется выражением:

Нп = (Рвыхнас - Рвхнас) / (· g)(2.36)

Нп = (0,7 - 0,15)·106 / (846,280 · 9,81) = 66,249 м.

Полезную гидравлическую мощность Nпол (кВт) определим по формуле:

Nпол = Qнас · · g · Нп(2.37)

Nпол = 0,121·846,280·9,81· 66,249 = 66623,632 Вт = 66,624 кВт;

Необходимая мощность насоса:

Nн = Nпол / нас,(2.38)

где нас - полный к.п.д. насоса, принимаем 0,7;

Nн =66,624 / 0,7 = 95,177 кВт.

Необходимая мощность, потребляемая электродвигателем:

Nдв = Nн / дв,(2.40)

где дв - к.п.д. электродвигателя, принимаем 0,9;

Nдв =95,177/ 0,9 = 105,752 кВт.

Требуемый напор, который должен развивать насос:

Ннас = Рвыхнас/ (·g),(2.41)

Ннас = 0,7 . 106/ (846,280 . 9,81) = 84,317 м.

Из всех наиболее часто использующихся марок центробежных насосов, в данном случае наиболее оптимальным является многоступенчатый секционный агрегат марки ЦНСн -300-120. Этот насос имеет следующие характеристики:

- подача - 300 м3/ч;

- напор - 120 м;

- мощность электродвигателя - 200 кВт;

Для обеспечения необходимой производительности потребуется количество насосов: n = 436,082/ 300 = 1,45 2.

Таким образом, должно быть установлено 2 рабочих насоса и один резервный.

Аналогично производим расчет для насоса, подающего воду на КНС.

- Рвхнас = 0,15 МПа;

- Рвыхнас = 0,7 МПа;

- Qнас = = 167963,121/1014= 165,644 м3/ч = 0,046 м3/с;

- = 1014 кг/м3.

Нп = (0,7 - 0,15) · 106 / (1014 · 9,81) = 55,291 м.

Nпол = 0,046 · 1014 · 9,81 · 55,291 = 25306,738 Вт = 25,307 кВт;

Nн =25,307/ 0,7 = 36,152 кВт.

Nдв =36,152 / 0,9 = 40,169 кВт.

Ннас = 0,7 · 106/ (1014 . 9,81) = 70,37 м.

Наиболее оптимальным является насос марки ЦНСн-180-85.

Характеристики ЦНСн-180-85.

- подача - 180 м3/ч;

- напор - 85 м;

- мощность электродвигателя - 200 кВт;

Для обеспечения необходимой производительности потребуется количество насосов: n=165,644/180=0,92? 1

Следовательно, необходимо установить один рабочий насос и один резервный.

2.7.3 Резервуар РВС

Резервуар РВС предназначен для сбора товарной нефти. Первоначально рассчитаем объемный расход товарного продукта после КСУ, если массовый расход составляет : QКСУ = 369047,619 кг/ч.

Плотность нефти составит:

= 846 кг/м3.

кг/м3.

Пересчитаем плотности на рабочую температуру в сепараторе 38°С:

= 846 - 0,711 · (38 - 20) = 833,197 кг/м3,

= 846,280 - 0,711· (38 - 20) = 833,484 кг/м3.

Объемный расход товарной нефти после КСУ составит:

QvКСУ = QКСУ /см38 =369047,619/833,484= 442,777 м3/ч = 10626,650 м3/сутки.

Резервуарный парк должен вмещать в себя объем, равный производительности установки за двое суток, т.е.:

V = 2 · QvКСУ =2 · 10626,650 = 21253,299 м3.

В качестве резервуаров товарного парка примем к рассмотрению аппараты типа РВС - 15000. Для него:

- предельный влив - 9,6 м;

- диаметр резервуара - 39,90 м.

Технологией эксплуатации установлены следующие нормы:

- минимальный остаток - 0,6 м;

- максимальная скорость наполнения-опорожнения - 1500 м3/ч.

Таким образом, эффективный объем одного резервуара составит:

Vэф = (9,6 - 0,6) · 3,14 · 39,902/4 = 11247,55м3.

n = 21253,299/11247,551=1,89

Следовательно, для обеспечения нормальной работы установки необходимо 2 рабочих резервуара РВС - 15000.

3. Механическая часть

Целью механического расчета является определение толщины стенки и днища аппарата ЭГ - 200, а так же расчет одного фланцевого соединения. Механический чертеж электродегидратора представлен в Приложении 2.

3.1 Расчет толщины стенки и днища аппарата

Для расчета толщины стенки электродегидратора располагаем следующими данными:

- внутренний диаметр D1= 3400 мм;

- технологическое (рабочее) давление Равс= 0,7 МПа;

- рабочая температура t = 45 °С;

- материал 09Г2С.

Цилиндрическая часть горизонтального электродегидратора представляет собой тонкостенный цилиндр, толщина стенки которого определяется согласно ГОСТ 14249-89 следующей формулой:

где S - расчетная толщина, м;

РР - расчетное избыточное давление, Па;

Dв - внутренний диаметр аппарата, м;

[у] - допускаемое напряжение на растяжение материала аппарата, Па;

ц - коэффициент прочности продольного сварного шва;

С - прибавка на коррозию, в пределах 1- 6 мм.

При расчете на прочность аппаратов, содержащих взрывопожароопасные и токсичные среды, расчетное давление принимают на 10%, но не менее, чем на 0,2 МПа больше технологического.

Избыточное рабочее давление равно:

Ризб. =0,7-0,1 =0,6МПа

и расчетное давление

1) РР= 0,7 + 0,2 = 0,9 МПа;

2) РР= 0,6 + 0,06 = 0,66 МПа.

За расчетное давление принимается большая величина, следовательно, РР= 0,9 МПа. Расчетную температуру стенки принимаем равной tp= 45 °С.

Допускаемое напряжение [у] определяем по формуле:

(3.2)

эмульсия нефть сырье аппарат

где з - поправочный коэффициент, равный 0,9 для аппаратов, содержащих взрыво- и пожароопасную или токсичную среду;

[у*] - нормативное допускаемое напряжение, [у *] = 177МПа.

Значит:

[у]=0,9·177=159,3 МПа.

Учитывая, что продольные и поперечные швы обечаек стальных аппаратов должны быть только стыковыми и, предполагая двухстороннюю сварку, выполненную автоматически, принимаем ц = 1.

Величину прибавки на коррозию, учитывая коррозионность среды, принимаем равной 4 мм.

Теперь имеем данные для определения толщины стенки электродегидратора

Принимаем ближайшую большую толщину листа по сортаменту - 14 мм.

Учитывая, что наряду с внутренним давлением аппарат испытывает дополнительные нагрузки, такие, как вес внутренних устройств, вес площадок обслуживания и т.д., толщина стенки аппарата должна быть увеличена на S. S принимаем равной 2 мм.

Тогда толщина стенки будет равна:

S = 14+2= 16 мм

Толщину стенки днища аппарата рассчитаем по формуле:

(3.3)

Подставив уже известные значения, получим:

Толщину днища принимаем равной толщине стенки 16 мм.

Проверку напряжения в нижней части аппарата при проведении гидравлических испытаний проведем по формуле:

у =,(3.4)

где РГ= 1,38 МПа.

у=

Следовательно, полученная толщина стенки обеспечивает прочность обечайки при гидравлическом испытании.

3.2 Расчет фланцевого соединения

Рассчитаем фланцевое соединение для штуцера входа эмульсии в электродегидратор.

Расчет фланцевых соединений включает в себя расчет болтов (шпилек), расчет фланцев и выбор прокладок.

Исходные данные для расчета получены в процессе технологического расчета аппарата.

Рабочие условия: максимальная температура 100°С, давление 0,7 МПа.

Материал фланца 09Г2С соответствует материалу корпуса аппарата. Dу = 300 мм - диаметр условного прохода.

3.2.1 Выбор типа фланца и уплотнительной поверхности

Для углеродистых сталей при рабочих условиях условное давление будет 1,0 МПа. Поскольку в аппарат поступает нефть, выбираем фланец цельного типа на условное давление Ру = 1,0 МПа с плоской поверхностью уплотнения.

Принимаем основные размеры фланца:

Dy = 0,300 м - условный диаметр;

Dф = 0,440 м - диаметр фланца;

Dб = 0,400 м - диаметр болтовой окружности;

D1 = 0,370 м;

Ds = 0,345 - диаметр втулки фланца

h = 0,022 м - толщина тарелки фланца;

Н = 0,060 м - высота фланца;

h1 = 0,004 м.

Температура среды меньше 250 °С, следовательно, принимаем болты. Болты М 20 в количестве 12 штук.

В качестве материала прокладки выберем паронит.

Элементы фланцевых соединений обычно рассчитаны на условное давление и затяжку при нормальной температуре.

3.2.2 Расчет болтов

Нагрузку на болты фланцевого соединения, находящегося под давлением среды, определяем по формуле:

Qб= P··D2п / 4+P·m··Dп · 2в , (3.5)

где Qб - общая нагрузка на болты, МН;

Dn - средний диаметр прокладки, м;

Р - рабочее давление среды, МПа;

m - коэффициент удельного давления на прокладку, показывающий во сколько раз удельное давление должно быть больше внутреннего давления, чтобы условие герметичности было выполнено, m = 2,75;

в - расчетная ширина прокладки, которую принимают в зависимости от конструкции прокладки и уплотнительных поверхностей, м: в = 5,92·10-3м.

Qб = 0,7·3,14·0,3432 /4 + 0,7·2,75·3,14·0,343·2·5,92·10 -3 = 0,089 МН.

Нагрузку на болты фланцевого соединения, находящегося под давлением среды, обеспечивающую начальное снятие прокладки для надежной герметичности, найдем по формуле:

Qб'=·Dп· в· qп ,(3.6)

где qn - удельное давление, которое нужно создать на поверхности прокладки, МПа; qn= 30 МПа, тогда:

Qб' = 3,14 · 0,343 · 5,92 · 10-3 · 30 = 0,191 МН.

Поскольку Qб' > Qб для дальнейших расчетов принимаем нагрузку Qб'.

Температурное усилие в них определим по формуле:

Qбt =E ,(3.7)

где Е - модуль упругости, МПа: Е = 1,83·105 МПа;

б - температурный коэффициент линейного расширения, °С-1:

б = 11,1 · 10-6 °С-1;

tФ - температура фланца, °С, принимается равной температуре среды в аппарате;

tб - температура болтов, °С, составляет около 0,97tФ;

Fб = n·(· dб2 / 4) - площадь сечения болтов на участке без резьбы, м2,

где dб - диаметр резьбы болта, м (dб =0,025 м).

Значит:

Qбt = 1,83·105·11,1·10-6·(45 - 43,65)·12·(0,785·0,0252) = 0,016 МН.

Суммарная расчетная болтовая нагрузка составит:

Qбр = Qб' + Qбt = 0,191 + 0,016 = 0,207 МН.

Допускаемую нагрузку на один болт найдем из уравнения:

qб=/ 4 · (d1-c1)2 · [у], (3.8)

где d1 - внутренний диаметр резьбы болта, м, d1 = 0,016753 м;

c1 - конструктивная прибавка;

для болтов из углеродистой стали c1 = 0,002 м;

[у] - допускаемое напряжение, МПа; [у] = 128,686 МПа.

qб= 0,785·(0,016753 - 0,002)2 · 128,686 = 0,022 МН.

Число болтов определим по формуле :

n = Qбp / qб(3.9)

n = 0,207 / 0,022 = 9,409

Округлим в большую сторону до числа кратного четырем, получим

n = 12. Нагрузку, воспринимаемую болтами, найдем по формуле:

Qбм=n · qб

Qбм= 12·0,022 = 0,264 МН.

3.2.3 Расчет фланца

Рассчитываем фланец на условную нагрузку:

Qвф = (Qб + Qбм) / 2 (3.10)

где Qб - большая из нагрузок, определенных по формулам (3.5) и (3.6) с учетом температурных усилий, рассчитанных по уравнению (3.7). Значит:

Qв ф= (0,207 +0,264) / 2 = 0,236 МН.

Фланцы цельного типа рассчитывают под действием силы Qвф на изгиб как консольную балку по опасным сечениям АВ и ВС (рис 3.1). Определяем напряжение изгиба уАВ и уВС в указанных сечениях. Эти напряжения не должны превышать допускаемых напряжений.

уАВ < [у] и уВС < [у]

Рис. 3.1. Схема расчета фланца цельного типа

Напряжение на изгиб в сечении АВ равно:

уАВ =, (3.11)

где l = 0,5·(Dб- Ds) - плечо силы QBФ;

h0 = h + h1

Напряжение изгиба в сечении ВС равно:

уВС= ,(3.12)

где l1 = 0,5·( Dб- Dc) - плечо силы QBФ.

S1=(Dy - Ds)/2

Dc=(Dy+Ds)/2

В рассматриваемом случае:

уАВ и увс < 160,22 МПа, следовательно, размеры и материал фланца выбраны верно.

Расчеты, проведенные с учетом места установки аппарата и температурных условий в районе, руководствуясь общими принципами выбора материала, а также, учитывая, максимальную температуру стенки аппарата и коррозионность среды, показали, что при выбранных размерах аппарата и параметрах работы, электродегидратор выдержит технологические (рабочие) нагрузки.

4. КИП и автоматизация производства

Автоматизация установок подготовки нефти позволяет улучшить контроль над основными параметрами процессов (давлением, температурой, расходом), что является залогом стабильности работы установки и необходимым условием для качественной подготовки нефти.

Современные нефтеперерабатывающие предприятия представляют собой комплекс технологических объектов, рассредоточенных на больших площадях, связанных между собой единым потоком продукции, циркулирующей по технологическим коммуникациям. Подготовка нефти производится круглосуточно, поэтому для нормальной эксплуатации необходимо обеспечить постоянный дистанционный контроль работы технологических объектов и их состоянием.

4.1 Технические средства для управления технологическим процессом

Для управления технологическим процессом и обеспечения безопасной эксплуатации объекта применены следующие технические средства:

1. Система автоматического управления технологическим процессом.

2. Автоматизированная система управления противопожарной защитой.

3. Подсистема контроля загазованности производственных помещений промышленной площадки ЦПС.

Основными функциями системы управления являются:

- автоматическое регулирование основных технологических параметров;

-автоматическая остановка технологических агрегатов, закрытие/открытие запорных клапанов при достижении аварийных значений параметров технологического процесса или состояния оборудования;

- автоматическое управление пуском и остановкой насосов;

- автоматическое включение аварийных вентиляторов при возникновении загазованности в насосных;

-автоматический останов насосов и вентиляторов в помещениях по сигналам от автоматизированной системы противопожарной защиты;

-обеспечение на экране операторских станций необходимой для управления информацией (текущие значения параметров на мнемосхемах технологического процесса, состояние насосных агрегатов, положение запорных клапанов, предупредительная и аварийная сигнализация отклонения параметров, первопричины срабатывания противоаварийной защиты, текущие и исторические тренды параметров);

-дистанционное управление пуском/остановом насосов, открытием/ закрытием запорных клапанов;

-пуск нагревательных печей по заданной программе;

-выбор режима работы насосов (автоматический, дистанционный, местный, резервный);

-автоматическое ведение журналов событий и действий операторов;

-автоматическое ведение журнала аварийной и предупредительной сигнализации.

4.2 Описание функциональной схемы локального регулирования блока подогрева, второй ступени сепарации и блока электродегидраторов

Эмульсия с ТФС поступает в коллектор печи П - 1. На входе в печь измеряется температура эмульсии (поз.2) и давление (поз.1). При превышении давления срабатывает сигнализация.

Регулирование температуры нефти происходит при помощи изменения параметров газо-воздушной смеси (поз.5). Изменения параметров газо-воздушной смеси осуществляется при помощи регуляторов (поз. 6,17) и регулирующего клапана (поз.18). Измерение расхода топливного газа осуществляется датчиком (поз.3). Регулирование давления топливного газа осуществляется регулятором (поз.4), который подает регулирующее воздействие на регулирующий клапан (поз.5). При срыве пламени одной из горелок (поз.7-10) и превышении давления в камере выше установленного значения (поз. 13 - 16), срабатывает блокировка - прекращается подача газа в топочное устройство (поз.12) и включается сигнализация. Измерение температуры дымовых газов осуществляется датчиком температуры (поз.11).

На выходе дымовых газов установлены датчики контроля состава дымовых газов для СО (поз.39), для NOx (поз.40)

На входе в сепаратор измеряется температура (поз.19), расход (поз.21) и давление эмульсии (поз.20). При отклонении параметров срабатывает сигнализация. Регулирование давления осуществляется регулятором давления (поз. 22), который подает регулирующее воздействие на регулирующий клапан (поз.23). При выходе давления за пределы нормального режима работы срабатывает сигнализация. Уровень поддерживается регулятором (поз.25) и регулирующим клапаном (поз.26). При выходе уровня жидкости за пределы нормального режима работы срабатывает сигнализация. Температура в сепараторе С-1 измеряется датчиком температуры (поз. 24). Нефть из сепаратора С-1 поступает в блок электродегидраторов.

На входе в блок электродегидраторов измеряется температура (поз.29), расход (поз.30), давление (поз.27) и влагосодержание эмульсии (поз.28).

При отклонении от рабочих параметров срабатывает сигнализация.

Давление в электродегидраторе поддерживается с помощью регулятора (поз.31) и регулирующего клапана (поз.32). При превышении давления срабатывает сигнализация.

Уровень в электродегидраторе поддерживается регулятором (поз. 33), воздействующим на клапан (поз. 34). На выходе из дегидратора измеряется расход товарной нефти(поз. 38) и её влагосодержание (поз. 35). При отклонении уровня от заданных параметров происходит отключение трансформатора для защиты электродов от замыкания регулятором (поз. 35).

Для измерения количества подтоварной воды на линии выхода установлен датчик (поз. 37).

Нефть из блока электродегидраторов поступает в сепараторы КСУ.

В табл. 4.1 приведена спецификация контрольно - измерительных приборов.

Таблица 4.1 - Спецификация контрольно - измерительных приборов

Поз.

Обозначение

Функции

Назначение

Марка прибора

1

TIR

Показание, регистрация

Измерение температуры на входе в печь П - 1

ДТМ - 1

2РЛ-29Б

2

PIRA

Показание, регистрация, сигнализация

Измерение давления на входе П-1

Метран-22ДИ

2РЛ-29Б

3

FQIR

Измерение, регистрация

Измерение расхода топливного газа

Метран-43ДД

1РЛ-29А

4

PIRCA

Индикация, контроль, регистрация, регулирование, сигнализация

Регулирование давления топливного газа

Метран-22ДИ

2РЛ-29Б

5

NIS

Регулирование

Исполнение регулирования давления топливного газа, температуры нефти на выходе

УЭРВ-1М (НО)

6

PIRCA

Индикация, контроль, регистрация, регулирование, сигнализация

Регулирование соотношения «газ-воздух»

Метран-22ДИ

2РЛ-29Б

7 -10

BSА

Контроль, сигнализация

Контроль пламени

Преобразова-тель ультра-фиолетового излучения ПУИ

11

TIR

Показание,

регистрация

Измерение температуры дымовых

газов

ТХА-0515

2РЛ-29Б

12

NIS

Регулирование

Исполнение блокировки

при срыве пламени одной

из горелок, при

превышении давления в камере

УЭРВ-1М (НО)

13-16

PISA

Индикация, контроль, блокировка, сигнализация

Измерение давления в камере

ДМ-2005

17

PIRCA

Индикация, контроль, регулирование, регистрация сигнализация

Регулирование давления воздуха

Метран-22ДИ

2РЛ-29Б

18

NIS

Регулирование

Исполнение регулирования давления воздуха, соотношения «газ-воздух»

УЭРВ-1М (НО)

19

ТIRCA

Индикация, контроль, регулирование, сигнализация

Регулирование температуры нефти на выходе П-1

ДТМ-1

2РЛ-29Б

20

PIRА

Показание, регистрация, сигнализация

Измерение давления на выходе П-1

Метран-22ДИ

2РЛ-29Б

21

FQIR

Измерение, регистрация

Измерение расхода эмульсии

Метран-43ДД

1РЛ-29А

22

PIRCA

Индикация, контроль, регулирование, регистрация,

сигнализация

Регулирование давления в С-1

Метран-22ДИ

2РЛ-29Б

23

NIS

Регулирование

Исполнение регулирования давления в С - 1

УЭРВ-1М (НО)

24

TIR

Показание, регистрация

Измерение температуры в С-1

ДТМ-1

2РЛ-29Б

25

LIRСA

Индикация,

контроль, регистрация, регулирование, сигнализация

Регулирование уровня

в С-1

ДУУ-2-05

ПИУ-3

26

NIS

Регулирование

Исполнение регулирования уровня

в С - 1

УЭРВ-1М (НО)

Продолжение табл. 4.1

27

PIRА

Показание,

регистрация,

сигнализация

Измерение давления на входе в

электродегидратор

Метран-22ДИ

2РЛ-29Б

28

MIRA

Индикация, контроль, регистрация, сигнализация

Измерение обводненности

ВСН-1

1РЛ-29А

29

ТIRA

Индикация, контроль, сигнализация

Измерение температуры нефти на входе в электродегидратор

ДТМ-1

2РЛ-29Б

30

FQIR

Измерение, регистрация

Измерение расхода эмульсии

Метран-43ДД

1РЛ-29А

31

PIRCA

Индикация, контроль, регулирование, регистрация сигнализация

Регулирование давления в электродегидраторе

Метран-22ДИ

2РЛ-29Б

32

NIS

Регулирование

Иcполнение регулирования давления в электродегидраторе

УЭРВ 1М (НО)

33

LIRСA

Индикация,

контроль, регистрация, регулирование, сигнализация

Регулирование уровня жидкости в ЭДГ

ДУУ - 2 - 05

ПИУ - 3

34

NIS

Регулирование

Иcполнение регулирования уровня в электродегидраторе

УЭРВ - 1М

(НО)

35

MIRA

Индикация,

контроль, регистрация, сигнализация

Измерение обводненности

ВСН - 1

1РЛ - 29А

36

TIR

Показание, регистрация

Измерение температуры

в ЭДГ

ТСМ - 1388

37

FQIR

Измерение, регистрация

Измерение расхода подтоварной воды

Метран - 43ДД

1РЛ - 29А

38

FQIR

Измерение, регистрация

Измерение расхода нефти

Метран - 43ДД

1РЛ - 29А

39

QIRA

Измерение, регистрация, сигнализация

Измерение выброса СО в атмосферу

УЭСП-2М

40

QIRA

Измерение, регистрация, сигнализация

Измерение выброса NОx в атмосферу

УОЭА-1Р

Заключение

На основе данных материальных балансов УПН был произведен подбор основного и вспомогательного оборудования (на один поток мощностью 3,1 млн.тонн в год по товарной нефти):

Первая ступень сепарации со сбросом воды - сепаратор НГСВ I-0,6-3400-2 - 7 шт.;

Вторая ступень сепарации - сепаратор НГС 0,6-2400 - 1 шт.;

Блок глубокого обезвоживания и обессоливания - электродегидратор ЭГ-200 - 2 шт.;

Концевая сепарационная установка - сепаратор НГС 0,6-2000 - 1шт.;

Первая ступень подогрева - печь ПТБ-10 - 1 шт.;

Вторая ступень подогрева - печь ПТБ-10 - 1 шт.

Насосы для подачи нефти на НПС ЦНСн-300-120 - 3шт.;

Насосы для подачи воды на КНС ЦНСн-180-85 - 2шт.

Резервуары РВС-15000 - 2шт.

Данный проэкт соответствует всем нормам и требованиям поставленной задачи.

Список использованной литературы

1. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти. - Казань: Фэн, 2000. - 416 с.

2. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. - М.: Химия, 1967. - 200 с.

3. Персиянцев М.Н. Совершенствование процессов сепарации нефти от газа в промысловых условиях. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 1999.-283 с.: ил.

4. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти/ Под ред. О.Ф.Глаголевой и В.М. Капустина. - М.: Химия, КолосС, 2007. - 400с.: ил.

5. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды - М.: «Недра», 1977. - 192 с.

6. Сахабутдинов Р.З., Губайдулин Ф.Р., Исмагилов И.Х., Космачева Т.Ф. Особенности формирования и разрушения водонефтяных эмульсий на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005. - 324 с.

7. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для вузов. 2-е изд. - М.: Химия, 2001. - 568 с.: ил.

8. Каспарьянц К.С., Кузин В.И., Григорян Л.Г. Процессы и аппараты для объектов промысловой подготовки нефти и газа.-М.: Недра,1977.-254 с.: ил.

9. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. - Уфа:Гилем, 2002. - 672 с.

10. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие / С.А. Ахметов, М.Х. Ишмияров, А.А. Кауфман.- СПб:Недра, 2009. - 832 с.

11. Дунюшкин И.И. Сбор и подготовка скважинной продукции нефтяных месторождений: Учебное пособие. - М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. - 320 с.

12. Справочник нефтепереработчика: Справочник/ Под ред. Г.А.Ластовкина Е.Д.Радченко и М.Г.Рудина. - Л.: Химия, 1986. - 648 с.: ил.

13.Гуреев А.А., Абызгильдин А.Ю., Капустин В.М., Зацепин В.В. Разделение водонефтяных эмульсий: Учебное пособие. - М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2002. - 95 с.

14. Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии: Учебное пособие для вузов. - 11-е изд., стереотипное. - М.: ООО «РусМедиаКонсалт», 2004. - 576с.

15. Леонтьев А.П., Беев Э.А., Школенко А.П., Леонтьев С.А. Прочностные расчёты аппаратов нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - 75 с.

16. Трушкова, Л.В. Расчёты химии и технологии переработки нефти и газа: учебное пособие / Л.В.Трушкова. - 2-е изд., перераб.и доп.-Тюмень : ТюмГНГУ, 2006.-108 с.

17. Савченков, А.Л. Технологический расчет установки атмосферной перегонки нефти : учебное пособие / А.Л.Савченков. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2006. - 100 с.

18. Савченков, А.Л. Технологический расчет установки атмосферной перегонки нефти : учебное пособие / А.Л.Савченков. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2006. - 100 с.

19. Савченков, А.Л. Химическая технология промысловой подготовки нефти : учебное пособие / А.Л.Савченков. - Тюмень : ТюмГНГУ, 2011. - 180 с.

20. Выпускная квалификационная работа бакалавра: методические указания для студентов направления 240100.62 «Химическая технология» всех форм обучении / А.М. Глазунов, Ю.П. Гуров, А.Л. Савченков, Л.В. Трушкова.- Тюмень: издательский центр БИК ТюмГНГУ, 2013. - 32 с.

Размещено на Allbest.ru

...

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.