Разработка установки подготовки нефти мощностью 6,2 млн. в год по товарной нефти

Высота зоны отстоя рассчитывается по формуле:

Где е - относительная высота водяной подушки в отстойнике.

Экспериментально установлено, что пропускная способность гравитационного отстойника максимальна при е=0,46.

Скорость осаждения капель воды определяется по формуле Стокса:

где 0,5 - коэффициент, учитывающий стесненность осаждения частиц в движущейся среде.

Длина зоны отстоя составит:

В соответствии с рассчитанной длиной зоны отстоя принимаем 7 аппаратов НГСВ I -0,6- 3400-2 диаметром 3,4 м и длиной 22,04 м, работающих параллельно. При таком включении снижается скорость движения эмульсии w_ср в сепараторе и пропорционально этому уменьшается требуемая длина зоны отстоя одного аппарата.

2.6.2 Сепаратор второй ступени сепарации

Для проведения расчета необходимо знать плотность нефтяной эмульсии. Плотность принимаем на основе производственных данных для нефти при нормальных условиях (846 кг/м³).

Таблица 2.32

Массовая доля и плотность компонентов нефти

Целью расчета является нахождение максимальной производительности электродегидратора и определение количества аппаратов.

Основным аппаратом обезвоживания и обессоливания нефти считается электродегидратор. В отличии от отстойника он позволяет получать с содержанием воды до сотых долей процента. На современных установках используется наиболее эффективные горизонтальные электродегидраторы.

В качестве электродегидратора примем горизонтальный цилиндрический аппарат ЭГ-200.

Исходные данные для расчета:

производительность G=388979,446 кг/ч;

температура электрообезвоживания t=45°С;

плотность нефти при 45°С с_н=828,218 кг/м³;

плотность воды при 45°С с_в=1012,215 кг/м³;

наименьший диаметр осаждающихся капель воды d=2,2·10^-4 (принимаем).

Найдем кинематическую вязкость при 45°С:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

м₄₅=4,965 мПа?с,

м²/с

Максимальная поверхность осаждения в выбранном аппарате составит:

S=D·L (2.25)

где D - внутренний диаметр аппарата, м;

L - длина аппарата, м.

S = 3,4·23,45 = 79,73 м²;

Предположим, что Re< 0,4, при таком значении критерия Рейнольдса скорость осаждения капель воды в неподвижной среде определяется по формуле Стокса:

, (2.26)

где g - ускорение свободного падения, м/с;

=(2,2·10^-4)²·9,81·(1012,215 - 828,218)/(18·5,940·10^-6·828,218)= 0,00099 м/с;

При использовании необходимо проверить значения Рейнольдса Re по формуле:

Re = ·d/ V_н (2.27)

Re = 0,00099·2,2·10^-4·(5,940·10^-6) = 0,0365;

Критерий Re<0,4, следовательно, использование формулы Стокса справедливо.

В качестве электродегидратора примем аппарат типа ЭГ-200 c характеристиками, представленными в табл. 2.33.

Таблица 2.33

Характеристика электродегидратора ЭГ-200

Скорость движения нефти U_н в электродегидраторе при нижней ее подаче определяется по формуле:

U_н= h_э/ф, (2.28)

где h_э - высота слоя эмульсии, м;

h_э=0,5·D- h₁ , (2.29)

где h₁ - расстояние от дна электродегидратора до поверхности раздела фаз. Примем h₁ - 1м, а время отстоя ф = 1час. Тогда:

U_н= (0,5·3,4 - 1)/1= 0,7 м/ч = 0,00019 м/с;

Фактическая скорость осаждения капель воды в потоке поднимающейся нефти составит:

U_факт= U_пок - U_н; (2.30)

U_факт=0,00099 - 0,00019 = 0,00080 м/с;

Максимальная производительность электродегидратора при данном режиме составит:

Q_макс = U_факт·S =0,00080·79,73= 0,0648 м³/с = 233,28м³/ч.

Необходимое число параллельно работающих электродегидраторо вопределим по формуле:

n = Q_эм /Q_макс; (2.31)

Q_эм = G/с_эм=388979,446 /835,815=465,390 м³/ч

n= 465,390/233,28 = 1,995

Принимаем 2 стандартных горизонтальных электродегидратора типа ЭГ-200.

2.6.3.1 Тепловой расчет электродегидратора

Целью расчета является определение количества тепла, уходящего в окружающую среду.

В аппарате не протекают основные химические реакции с поглощением или выделением тепла. На установке 2 электродегидратора, следовательно поток эмульсии через аппарат будет равен:

G_эг=G/n= 388979,446/2 = 194489,723кг/ч в том числе:

- нефть - G_н= 0,9495·194489,723= 184661,477 кг/ч

- вода - G_в= 0,0505·194489,723= 9828,246 кг/ч

Температуру эмульсии подаваемой на обезвоживание и обессоливание примем равной 45°С, температуру товарной нефти на выходе из электродегидратора 40°С, температура выходящей пластовой воды 40°С.

Определим количество тепла входящего в аппарат:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аналогично найдем количество тепла, уносимого из аппарата с товарной нефтью и водой.

где - энтальпии нефти в жидком состоянии на входе и выходе из электродегидратора;

- энтальпии воды в жидком состоянии на входе и выходе из электродегидратора.

Q_вых.н= 0,998·184661,477·75,464+0,002·184661,477·167,45=13969266,24 кДж/ч

Q_вых.в= 0,999·9828,246·167,45+0,001·9828,246·75,464= 1644835,76 кДж/ч

Потери тепла в окружающую среду:

Q_пот =17463354,74- 13969266,24- 1644835,76=1849252,74 кДж/ч

Результаты расчета сводим в таблицу 2.34.

Таблица 2.34

Тепловой баланс электродегидратора

2.6.3.2 Расчет штуцеров электродегидратора

Диаметр штуцеров рассчитываем по уравнению расхода:

(2.32)

где - скорость продукта, принимается 1-3 м/с;

V- объемный расход продукта, м³/с.

Расчет штуцера входа эмульсии в электродегидратор.

Расход эмульсии составляет:

V = Q_н^отс/(n·3600·с_эм)= 388979,446 /(2·3600·835,815) = 0,0646 м³/с,

где n - количество электродегидраторов.

Скорость эмульсии принимаем 1 м/с.

Принимаем D_у = 300 мм.

Расчет штуцера выхода воды.

Расход воды составляет:

Принимаем скорость воды = 0,6 м/с.

м.

Принимаем D_у = 80 мм.

Расчет диаметра штуцера выхода товарной нефти.

Расход товарной нефти составляет:

Принимаем скорость товарной нефти = 1,5 м/с.

Принимаем D_у = 250 мм.

2.6.4 Технологический расчет сепаратора КСУ

Расчет будет отличаться изменением свойств поступающей на КСУ нефти и ее производительности.

Плотность нефти составит:

= 846 кг/м³.

Плотность поступающей на КСУ смеси составит:

Пересчитаем плотность нефти и смеси на рабочую температуру в сепараторе, равную 38°С:

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

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

Динамическая вязкость нефти:

lg м₃₈=

_н³⁸ = 5,639 ^.10^-3 кг/(м·с).

Динамическая вязкость эмульсии:

_см³⁸ = 5,639 ^.10^-3/(1 - 0,002)^2,5 = 5,668 ^. 10^-3 кг/(м·с).

Объемный расход смеси через КСУ и объемный расход газа, выделяющегося на КСУ, соответственно составит:

Q_v =Q_н^дег/_см³⁸ = 370044,107/ 833,484 = 443,973 м³/ч = 10655,343 м³/сут,

Q_v^г =Q_г^КСУ/_ср =996,488/2,4488 = 406,936 м³/ч =9766,475 м³/сут.

Принимаем к рассмотрению сепаратор НГС 0,6 - 2000 со следующими характеристиками:

объем V = 25 м³;

внутренний диаметр D = 2,0 м;

длина аппарата L = 7,96 м;

объемная производительность по нефти - 86-430 м³/ч;

по газу - 62200 м³/ч.

Максимальный объем эмульсии, находящейся в сепараторе можноопределить по формуле:

Vmax = V · f · k,

где V - объем сепаратора, м³;

f - 0,7 степень заполнения;

k - 0,98 коэффициент запаса.

V_max = 25·0,7·0,98 = 17,15 м³.

Площадь поперечного сечения нефти в сепараторе:

S = V_max / 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 ^. 1,55^{2 .} 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·t_ср), (2.32)

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

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

t_ср - средняя разность температур процесса теплопередачи.

Таблица 2.35

Техническая характеристика печи ПТБ-10

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

t_ср =[Т_в - Т_ср];

Т_ср = (Т₁+Т₂)/2, (2.33)

где Т_в - температура выхлопа, К.

Q = G·C_pm·(T₂ - T₁), (2.34)

где G - массовый расход продукта, кг/с;

C_pm - теплоемкость продукта при Т_ср-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):

C_pm^t = [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 Т_ср = (278,15+323,15)/2 = 300,65 К

Теплоемкость нефти при расчетной температуре составит:

C_pm^323,15 = [1,687 + 3,39·10^-3(300,65- 273,15)] / [846·10^-3]^0,5,

C_pm^323,15 = 1935,485 Дж/(кг ^. К).

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

C_pm = 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:

t_ср = 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; Т_ср = 265,65 К.

C_pm^278,15 = 1806,487 Дж/(кг ^. К)

C_pm = 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.

t_ср = 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.

2.7.2 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:

- Р_вх^нас = 0,15 МПа;

- Р_вых^нас = 0,7 МПа;

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

- = 846,280 кг/м³.

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

Н_п = (Р_вых^нас - Р_вх^нас) / (· g) (2.36)

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

Полезную гидравлическую мощность N_пол (кВт) определим по формуле:

N_пол = Q_нас · · g · Н_п (2.37)

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

Необходимая мощность насоса:

N_н = N_пол / _нас, (2.38)

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

N_н =66,624 / 0,7 = 95,177 кВт.

Необходимая мощность, потребляемая электродвигателем:

N_дв = N_н / _дв, (2.40)

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

N_дв =95,177/ 0,9 = 105,752 кВт.

Требуемый напор, который должен развивать насос:

Н_нас = Р_вых^нас/ (·g), (2.41)

Н_нас = 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 ЦНС_н -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.

- Р_вх^нас = 0,15 МПа;

- Р_вых^нас = 0,7 МПа;

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

- = 1014 кг/м³.

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

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

N_н =25,307/ 0,7 = 36,152 кВт.

N_дв =36,152 / 0,9 = 40,169 кВт.

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

Наиболее оптимальным является насос марки ЦНС_н-180-85.

Характеристики ЦНС_н-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 : Q^КСУ = 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:

Q_v^КСУ = Q^КСУ /_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 · Q_v^КСУ =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:

V^эф = (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 Р_авс= 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:

Размещено на http://www.allbest.ru/

(3.1)

где S - расчетная толщина, м;

Р_Р - расчетное избыточное давление, Па;

D_в - 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:

Р_изб. =0,7-0,1 =0,6МПа

и расчетное давление

1) Р_Р= 0,7 + 0,2 = 0,9 МПа;

2) Р_Р= 0,6 + 0,06 = 0,66 МПа.

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

Допускаемое напряжение [у] определяем по формуле:

(3.2)

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

Размещено на http://www.allbest.ru/

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:

Размещено на http://www.allbest.ru/

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 Р_Г= 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.D_у = 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 Р_у = 1,0 МПа с плоской поверхностью уплотнения.

Принимаем основные размеры фланца:

D_y = 0,300 м - условный диаметр;

D_ф = 0,440 м - диаметр фланца;

D_б = 0,400 м - диаметр болтовой окружности;

D₁ = 0,370 м;

D_s = 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:

Q_б= P··D²_п / 4+P·m··D_п · 2в , (3.5)

где Q_б - общая нагрузка на болты, МН;

D_n - 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.

Q_б = 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:

Q_б'=·D_п· в· q_п , (3.6)

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

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

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

Температурное усилие в них определим по формуле:

Q_б^t =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;

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

t_б - температура болтов, °С, составляет около 0,97t_Ф;

F_б = n·(· d_б² / 4) - площадь сечения болтов на участке без резьбы, м²,

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

Значит:

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

Суммарная расчетная болтовая нагрузка составит:

Q_бр = Q_б' + Q_б^t = 0,191 + 0,016 = 0,207 МН.

Допускаемую нагрузку на один болт найдем из уравнения:

q_б=/ 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.

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

Число болтов определим по формуле :

n = Q_бp / q_б (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:

Q_бм=n · q_б

Q_бм= 12·0,022 = 0,264 МН.

3.2.3 Расчет фланца

Рассчитываем фланец на условную нагрузку:

Q_вф = (Q_б + Q_бм) / 2 (3.10)

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

Q_{в ф}= (0,207 +0,264) / 2 = 0,236 МН.

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

у_АВ < [у] иу_ВС < [у]

Рис. 3.1. Схема расчета фланца цельного типа

Напряжение на изгиб в сечении АВ равно:

у_АВ =, (3.11)

где l = 0,5·(D_б- D_s) - плечо силы Q_BФ;

h₀ = h + h₁

Напряжение изгиба в сечении ВС равно:

у_ВС= , (3.12)

где l₁ = 0,5·( D_б- D_c) - плечо силы Q_BФ.

S₁=(D_y - D_s)/2

D_c=(D_y+D_s)/2

В рассматриваемом случае:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

у_АВ и у_вс < 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. (см. Приложение 3)

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 NO_x (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

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате разработки «Проекта установки подготовки нефти Ван-Ёганского месторождения мощностью 6.2 млн в год ...