Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

нефть оборудование печь эксплуатация

Оглавление

1. ЗАО «Ванкорнефть»

1.1 Ванкорское нефтегазовое месторождение

1.2 Роснефть сегодня

2. Индивидуальное задание «ПТБ - 10Э»

2.1 Оборудование для подогрева нефти. Технические данные, устройство и состав ПТБ

2.2 Состав, устройство и принцип работы

2.2.1 ПТБ представляет собой агрегат состоящий из 2-х основных блоков

2.3 Система управления, контроля, автоматического регулирования и защиты

2.3.1 Управление

2.3.2 Контроль

2.3.3 Система автоматического регулирования

2.3.4 Автоматическая защита, блокировки и сигнализация

3. Правила пуска, остановки и безопасной эксплуатации печи

3.1 Подготовка к пуску печи

3.2 Пуск печи в работу

3.3 Остановка печи

3.4 Аварийная остановка печи

3.5 Эксплуатация печей нагрева нефти

3.6 Особенности эксплуатации печи в зимних условиях

Список использованных источников



1. ЗАО «Ванкорнефть»

1.1 Ванкорское нефтегазовое месторождение

Ванкорское месторождение -- перспективное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае, вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок. Расположено на севере края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа) участок. [4]

Лицензия на разработку месторождения принадлежит ООО «Енисейнефть», контрольным пакетом которой владеет Anglo-Siberian Oil Company, принадлежащая компании «Роснефть». Владельцем лицензии на Северо-Ванкорский блок месторождения является ООО «Таймырнефть».

Для разработки месторождения создан вахтовый посёлок Ванкор. С начала реализации проекта «Роснефть» инвестировала в него около 5 млрд долл.

По состоянию на 31.12.2010 суммарные запасы нефти на месторождении составляют 3,5 млрд баррелей (490 млн т), газа -- около 74 млрд мі. В 2011 году на месторождении было добыто 15 млн т нефти. Достижение проектной мощности -- 70 тыс. т нефти в сутки (порядка 25 млн т в год) -- ожидается в 2014 году.

Расчетный период эксплуатации месторождения -- 35 лет. Проектная мощность трубопровода составляет около 30 миллионов тонн в год, по состоянию на август 2009 года ожидаемая совокупная выручка от проекта -- 80 миллиардов долларов. По завершении строительства нефтепровода «Восточная Сибирь -- Тихий Океан» объёмы добычи нефти на Ванкорском месторождении планируется увеличить до максимального уровня.

С точки зрения технического освоения по состоянию на август 2009 года согласно данным специалистов «Ванкорнефти» на месторождении было пробурено 88 скважин, 44 из них -- эксплуатационные. По состоянию на август 2009 года нефтяники Ванкора добывали 18 тысяч тонн нефти в сутки. Добыча нефти на 2012 год на уровне 18 миллионов тонн против 15 миллионов тонн в 2011 году. Рост добычи будет обеспечен бурением новых скважин с применением передовых методов и технологий разработки. Нефть поступает в нефтепровод «Ванкор-Пурпе» и затем в систему «Транснефти».

В 2010 году планировалась добыча на уровне 12,5 млн тонн нефти (добыто 12,7 млн.т), максимальный же уровень ежегодной добычи на месторождении запланирован на 2014 год -- примерно 25 млн тонн.

Всего на месторождении будет пробурено 425 эксплуатационных скважин, из которых 307 - горизонтальные. Поставки нефти с месторождения планируется осуществлять на Дальний Восток страны через Восточный нефтепровод. Во второй половине 2009 года был введен в тестовую эксплуатацию 556-километровый нефтепровод Ванкор-Пурпе диаметром 820 мм, связывающий месторождение с магистральным нефтепроводом «Транснефти».[4]

Геология

По системе геологического нефтегазового районирования Ванкорское месторождение расположено в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области в составе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Ванкорскому поднятию в северной части Лодочного вала, осложняющего южную часть Большехетской структурной террасы Надым-Тазовской синеклизы. Его продуктивные горизонты имеют песчаный состав и приурочены к нижнемеловым отложениям нижнехетской (верхний берриас -- нижний валанжин) и яковлевской (средний апт -- средний альб) свит. В кровле долганской свиты (верхний альб -- сеноман) установлены непромышленные скопления газа.

История освоения.

Открыто месторождение в 1988 году.

В июле 2008 года на Западно-Лодочном месторождении Ванкорского блока была пробурена «сухая» скважина. Вслед за этим произошла смена руководства «Ванкорнефти», компанию возглавил бывший глава департамента нефтегазодобычи «Роснефти» Александр Дашевский.

Для разработки, эксплуатации и обслуживания месторождения были привлечены специалисты со всей страны, значительная их часть из Башкортостана.

21 августа 2009 года Ванкорское нефтегазоносное месторождение было запущено в промышленную эксплуатацию. Ранее добычу на Ванкоре планировалось начать в конце 2008 года, затем запуск месторождения был отложен до третьего квартала 2009 года. В церемонии начала эксплуатации Ванкора принял участие премьер-министр России Владимир Владимирович Путин.

Посёлок.

Ванкор -- вахтовый посёлок, созданный для разработки Ванкорского нефтегазового месторождения компанией ЗАО «Ванкорнефть» -- дочерним предприятием «Роснефти». Доставка вахтовиков осуществляется двумя способами: воздушными путями и по зимнику. По воздуху (только на вертолётах) на Ванкор можно попасть из Игарки, Коротчаева (Новый Уренгой), Тарко-Сале. Навигация по зимнику осуществляется с декабря по май. На Ванкоре имеется мобильная связь -- МТС и Билайн. Действуют тарифы Красноярского края.

Здесь построен временный поселок для 1220 вахтовиков -- «Кэмп-1220». Существует сеть автомобильных дорог -- главная из них -- от Кэмпа-1220 и вертолётной площадки до УПСВ-Ю (Установка предварительного сброса воды-Юг) имеет бетонное покрытие, остальные дороги грунтовые и в виде зимников. Сооружено нефтехранилище, начато промышленное бурение. Построен магистральный нефтепровод "Ванкорское Месторождение -- НПС «Пурпе», откуда нефть попадает в системы транспорта нефти «Транснефти».

Основные объекты обустройства Ванкорского месторождения.

Центральный пункт сбора нефти:

3 установки подготовки нефти производительностью 7,5 млн т/год каждая.

Газовые компрессорные станции высокого и низкого давления.

Резервуарный парк объемом 180 тыс. куб. м

Газотурбинная электростанция мощностью 200 МВт.

Установка подготовки нефти и сброса воды «Юг» -- 66 тыс. куб. м в сутки.

Установка подготовки нефти и сброса воды «Север» -- 66 тыс. куб. м в сутки.

Мини НПЗ производительностью 50 тыс. т/год дизтоплива.

Внутрипромысловые сети (нефтепроводы, водоводы, дороги, линии электропередач).[4]

1.2 Роснефть сегодня

«Роснефть» - лидер российской нефтяной отрасли и одна из крупнейших публичных нефтегазовых компаний мира. Основными видами деятельности «Роснефти» являются разведка и добыча нефти и газа, производство нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также сбыт произведенной продукции. Компания включена в перечень стратегических предприятий России. Ее основным акционером (69,50% акций) является ОАО «РОСНЕФТЕГАЗ», на 100% принадлежащее государству. В свободном обращении находится около 10% акций Компании.[4]

География

География деятельности «Роснефти» в секторе разведки и добычи охватывает все основные нефтегазоносные провинции России: Западную Сибирь, Южную и Центральную Россию, Тимано-Печору, Восточную Сибирь, Дальний Восток, шельф Арктических морей. Компания также реализует проекты в Казахстане, Алжире, Венесуэле и ОАЭ. Семь крупных НПЗ «Роснефти» распределены по территории России от побережья Черного моря до Дальнего Востока, а сбытовая сеть охватывает 41 регион страны. «Роснефти» принадлежит также 50% компании Ruhr Oel GmbH, владеющей долями в 4 НПЗ на территории Германии.

Ресурсная база

Основное конкурентное преимущество «Роснефти» - размер и качество ее ресурсной базы. Компания располагает 22,8 млрд барр. н. э. доказанных запасов, что является одним из лучших показателей среди публичных нефтегазовых компаний мира. При этом по запасам жидких углеводородов «Роснефть» является безусловным лидером. Обеспеченность Компании доказанными запасами углеводородов составляет 25 лет, а большая часть запасов относится к категории традиционных, что дает возможность эффективно наращивать добычу. Компания располагает также 12,5 млрд барр. н. э. вероятных запасов и 10,5 млрд барр. н. э. возможных запасов, которые являются источником восполнения доказанных запасов в будущем.

Геологоразведка

Для обеспечения устойчивого роста добычи в долгосрочной перспективе «Роснефть» активно расширяет свою ресурсную базу за счет геологоразведочных работ и новых приобретений. Коэффициент восполнения доказанных запасов углеводородов за последние 5 лет в среднем составил около 150% без учета приобретений, что является одним из самых высоких показателей в отрасли. Основную часть геологоразведочных работ «Роснефть» осуществляет в наиболее перспективных нефтегазоносных регионах России (Восточная Сибирь, шельф южных морей России, Дальний Восток), что обеспечивает Компании доступ примерно к 50,5 млрд барр. н. э. прогнозных извлекаемых ресурсов. В 2010 г. Компания приобрела несколько участков на Арктическом шельфе России - одном из наиболее перспективных регионов в мире.

Добыча нефти

«Роснефть» успешно реализует стратегию устойчивого роста добычи, в том числе благодаря внедрению самых современных технологий. В 2010г. Компания добыла 119,6 млн т нефти (875 млн барр.). Таким образом, с 2004г. добыча выросла почти в 6 раз. Одновременно «Роснефть» демонстрирует высокую эффективность деятельности в целом и имеет самый низкий уровень удельных операционных затрат на добычу нефти не только среди российских, но и среди основных международных конкурентов.

Добыча газа

«Роснефть» является одним из крупнейших независимых производителей газа в Российской Федерации. Компания добывает более 12 млрд куб. м газа в год и обладает огромным потенциалом для дальнейшего наращивания добычи благодаря наличию значительного объема запасов. В настоящее время «Роснефть» реализует программу по увеличению уровня использования попутного нефтяного газа до 95%.

Переработка

Суммарный объем переработки нефти на НПЗ Компании составил по итогам 2010г. рекордные для российского перерабатывающего сектора 50,5 млн тонн (369 млн барр.) Заводы «Роснефти» имеют выгодное географическое положение, что позволяет значительно увеличить эффективность поставок производимых нефтепродуктов. В настоящее время «Роснефть» реализует проекты расширения и модернизации своих НПЗ с целью улучшения баланса между добычей и переработкой, а также для увеличения выпуска качественной продукции с высокой добавленной стоимостью, соответствующей самым современным экологическим стандартам.

Экспортные терминалы

Отличительная черта «Роснефти» - наличие собственных экспортных терминалов в Туапсе, Де-Кастри, Находке, Архангельске, которые позволяют существенно повысить эффективность экспорта продукции Компании. «Роснефть» в настоящее время осуществляет комплексные программы их расширения и модернизации с целью обеспечения соответствия этих мощностей планируемым объемам экспорта.

Сеть АЗС

Одной из стратегических задач «Роснефти» является увеличение объемов реализации собственной продукции напрямую конечному потребителю. С этой целью Компания развивает розничную сбытовую сеть, насчитывающую в настоящее время 1 800 АЗС, и занимает второе место среди российских компаний по количеству автозаправочных станций.

Корпоративное управление

«Роснефть» строго придерживается международных стандартов корпоративного управления, раскрытия информации, а также финансовой отчетности. С 2006 г. треть мест в Совете директоров занимают независимые директора. Компания следует политике высокой социальной ответственности не только перед своими сотрудниками, членами их семей и жителями регионов, в которых она осуществляет свою деятельность, но и перед обществом в целом.

Стратегическое международное сотрудничество

«Роснефть» заключила Соглашение о стратегическом сотрудничестве с компанией ExxonMobil, которое на начальном этапе предусматривает совместную разведку лицензионных участков в Карском и Черном морях. В планах альянса - ряд проектов в области геологоразведки и освоения углеводородных месторождений в России, США и других странах мира. В рамках партнерства «Роснефть» и ExxonMobil планируют создать Арктический научно-проектный центр шельфовых разработок (ARC) для совместных исследований российских и американских специалистов.

Экологическая безопасность

В области защиты окружающей среды «Роснефть» руководствуется требованиями законодательства РФ и нормами международного права. Одним из приоритетных направлений работы Компании является сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу. Особое внимание уделяется мерам предупреждающего характера, направленным на минимизацию негативного воздействия на окружающую среду. В частности, «Роснефть» реализует Целевую экологическую программу на 2009-2014 г.г., направленную на модернизацию природоохранных сооружений и оборудования.[4]



2. Индивидуальное задание

2.1 Оборудование для подогрева нефти

Печь трубчатая блочная ПТБ-10А (Рисунок 1).[3]

Назначение:

Печь прямого нагрева предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировке.

Таблица 1

Технические характеристики ПТБ-10А

Тепловая мощность, МВт (Гкал/ч)	11,6 (10)
Нагреваемая среда	нефть, нефтяная эмульсия с содержанием сероводорода в попутном газе, % масс, не более 0,002
Номинальная производительность по продукту, т/ч	416,6
Температура продукта на входе/ выходе, °С	не менее +5/не более +90
Рабочее давление, МПа (кгс/см2)	6,3 (63)*
Топливо	природный или попутный нефтяной газ, осушенный и очищенный, с содержанием сероводорода не более 0,002% мас.
Расход топлива, Нмі/ч	1940
КПД, %	70
Габаритные размеры (д Ч ш Ч в), м	14,1 Ч 5,12 Ч 10,35
Масса, т	47

где: 1. Камера теплообменная; 2. Блок основания печи; 3. Блок вентиляторного агрегата.

Рисунок 1 Печь трубчатая блочная ПТБ-10А

Печь трубчатая блочная ПТБ-10Э (Рисунок 2).[3]

Назначение:

Печь прямого нагрева предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировке. Печь обладает более совершенной конструкцией, чем печь ПТБ-10А, являясь дальнейшим развитием модели. Эти печи широко используются в России и странах СНГ.

Рисунок 2 Печь трубчатая блочная ПТБ-10Э

Автоматизированный комплекс подогрева нефти АКПН (Рисунок 3) [3]

Назначение:

Комплекс прямого нагрева предназначен для нагрева нефтяных эмульсий при их промысловой подготовке и транспортировке.

Разработан на базе печей серии ПТБ-10 и представляет собой дальнейшее развитие модельного ряда трубчатых блочных печей, оснащен микропроцессорной системой автоматики.

Таблица 3

Технические характеристики АКПН

Тепловая мощность печи, МВт (Гкал/ч)	11,6(10)
Нагреваемая среда	нефть, нефтяная эмульсия с содержанием сероводорода в попутном газе не более 0,1 % мас.
Номинальная производительность по продукту, т/ч	540
Температура продукта на входе/выходе, °С	не менее +5/ не более +90
Рабочее давление, МПа (кгс/см2)	6,3 (63)*
Топливо	природный или попутный нефтяной газ, осушенный и очищенный, с содержанием сероводорода не более 0,002% масс, Qнр = 35-60 МДж/мі; нефть, Qнр = 25-46 МДж/л
Расход топлива, Нмі/ч (Qнр= 35 МДж/мі)	160
КПД, %	85
Габаритные размеры (д Ч ш Ч в), м	21 Ч 4,3 Ч 9,3
Масса, т	55

где: 1. Теплообменная камера; 2. Блок основания печи; 3. Блок жидкотопливных и газовых горелок; 4. Блок вентагрегатов; 5. Продуктовый змеевик; 6. Камера сгорания.

Рисунок 3 Автоматизированный комплекс подогрева нефти АКПН

Печь трубчатая блочная ПТБ-5-40А (Рисунок 4).[3]

Назначение:

Печь прямого нагрева предназначена для нагрева нефти и нефтяных эмульсий при их промысловой подготовке и транспортировке.

В сравнении с ПТБ10А данная печь обладает пониженной мощностью, что позволяет ее использовать с большим экономическим эффектом на небольших месторождениях.

Таблица 4

Технические характеристики ПТБ-5-40А

Номинальная тепловая мощность, МВт (Гкал/ч)	7,3 (6,3)
Нагреваемая среда	нефтяная эмульсия, нефть
Номинальная производительность по продукту, кг/с (т/ч)	69,5 (250)
Температура продукта на входе/ выходе, °С	не менее +5 / не более +90
Рабочее давление, МПа (кгс/см2)	4,0 (40)
Топливо	природный или попутный нефтяной газ, осушенный и очищенный, с содержанием сероводорода не более 0,002% мас.
Расход топлива, Нм3/ч (Qнр = 35 МДж/мі)	800
КПД, %	80
Габаритные размеры (д Ч ш Ч в), м	10,5 Ч 3,52 Ч 8,3
Масса, т	29,8

где: 1. Камера теплообменная; 2. Блок основания печи; 3. Блок вентиляторного агрегата.

Рисунок 4 Печь трубчатая блочная ПТБ-5-40А

Печь прямого нагрева нефти ППН-3 (Рисунок 5).[3]

Назначение:

Печь предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти для установок подготовки и стабилизации нефти суточным объемом 1500-3000 т. Использование ППН-3 особенно актуально на небольших месторождениях. По величине удельного расхода топлива, эффективности эксплуатации и металлоемкости печь превосходит лучшие образцы российских и зарубежных производителей. Печь обеспечивает высокоэффективный «мягкий» режим нагрева нефтей различного состава за счет выравнивания средних значений теплонапряжений по поверхности нагрева.

Таблица 5

Технические характеристики ППН-3

Номинальная тепловая мощность, МВт (Гкалл/ч)	3,0 (2,6)
Нагреваемая среда	нефть, нефтяная эмульсия с содержанием сероводорода в попутном газе не более 0,1 % мас
Номинальная производительность по продукту, кг/с (т/ч)	34,7 (125)
Температура продукта на входе / выходе, °С	не менее +5 / не более +90 (для режимов подготовки), +250 (для режимов стабилизации)
Рабочее давление, МПа (кгс/см3)	6,3 (63)
Перепад давления в аппарате, МПа (кгс/см3)	0,25 (2,5)
Топливо	природный или попутный нефтяной газ, осушенный и очищенный, с содержанием сероводорода не более 0,002% мас,Qнр = 25-60 МДж/м3
Расход топлива, нмі/ч (Qнр = 33,5 МДж/м3)	405
КПД, %	80
Габаритные размеры (д Ч ш Ч в), м	6,5 Ч 3,7 Ч 7,54
Масса, т	20

Рисунок 5 Печь прямого нагрева нефти ППН-3

Технические данные, устройство и состав ПТБ

Таблица 6

Технические характеристики ПТБ - 10Э

№ п.п.	Наименование показателя, параметра	Значение	Примечание
1	Номинальная производительность, т/час	416
2	Температура нагрева, град.С - среды - стенки змеевика (расчетная)	не более 90 250
3	Давление для змеевика и тр.-дов кгс/см2 - рабочее - расчетное	не более 64 70
4	Давление топливного газа перед камерами сгорания, кгс/см2	не более 0,5
5	Количество камер сгорания, шт.	4
6	Расход топливного газа, м3/час	не более 1600
7	Тягодутьевое устройство	вентилятор радиальный	Для печи №1,2: Q =20000 м3/час Н=12кПа Для печи №3: Q =26000м3\час Н=7,6кПа
8	Мощность двигателя вентилятора, кВт	90
9	Масса печи без нефти, кг	44800
10	Вариант исполнения печи по числу потоков змеевика	4	печь №1 2-х поточная

2.2 Состав, устройство и принцип работы

2.2.1 ПТБ представляет собой агрегат состоящий из 2-х основных блоков

1. трубчатая печь;

2. система автоматизации печи;

В состав трубчатой печи входят три сборочные единицы:

теплообменная камера;

блок основания печи;

блок вентиляторного агрегата.

Теплообменная камера установлена на блок основания печи и закреплена на нем болтами. Корпус камеры представляет собой пространственную конструкцию, имеющую наружную (углеродистая сталь, толщ.,4мм) и внутреннюю (жаростойкая сталь, толщ.,0,7мм) обшивки, пространство между которыми заполнено теплоизолирующим материалом.[2]

На боковых поверхностях камеры установлены 4 дымовых трубы. В верхней части камеры расположены 3 люка со штуцерами для 3-х предохранительных (взврывных) клапанов и крышек, соединенных между собой цепью. Для осмотра внутреннего пространства камеры, на ее задней торцевой крышке имеются 2 смотровых "глазка".

B нижней части (днище) корпуса камеры расположены 4 отверстия для установки камер сгорания. У каждого из этих отверстий установлено по 4 стойки, снабженные прорезями для установки направляющих, образующими дефлектор, который обеспечивает рециркуляцию продуктов сгорания в теплообменной камере. Внутри камеры расположены змеевики (2 или 4) состоящие из стальных бесшовных труб диаметром 159мм со спиральным оребрением (ПТБ №2,3), соединенные между собой при помощи отводов. Змеевики расположены симметрично, слева и справа от продольной оси камеры. Трубы змеевиков, по концам и в середине, опираются на трубные доски изготовленные из жаростойкой стали, позволяющие им свободно удлиняться при нагревании.

Рабочий процесс в теплообменной камере происходит следующим образом. Раскаленные продукты сгорания топлива из четырех камер сгорания, через сопла - конфузоры, в виде плоских струй поступают во внутреннее пространство камеры. Скорость струй у устьев сопел - конфузоров составляет 100-120 м/сек, а температура 1600 - 1700 ^оС. Струи инжектируют уже охлажденные дымовые газы из нижних боковых зон камеры, создавая интенсивную рециркуляцию продуктов сгорания, смешиваются с ними и охлаждаются. Таким образом, омывание труб змеевиков происходит охлажденными продуктами сгорания имеющими температуру 700-900 град.С.

Кратность рециркуляции продуктов сгорания в камере составляет 2,5-3. Продукты сгорания двигаются в камере поперек змеевиковых труб, проходя между их ребрами. Такое движение продуктов сгорания обеспечивает хороший конвективный теплообмен и исключает местный перегрев труб змеевиков. Камера сгорания является источником тепловой энергии для процесса нагрева нефти, поступающей в змеевики печи. Она подает тепло в камеру в виде высокоскоростного потока продуктов сгорания топлива с высокой температурой. Камера сгорания состоит (см.прилож. 3) из следующих сборочных единиц:

* корпуса;

жаровой трубы;

днища;

запальной горелки.

Верхняя часть корпуса снабжена штуцером с фланцем и улиткообразным вводом воздуха, а также фланцем для подсоединения камеры сгорания к днищу теплообменной камеры. На боковой стенке корпуса установлена визирная трубка для фотодатчика.

Жаровая труба состоит из двух основных частей: диффузора и конфузора. Нижняя часть диффузора снабжена решеткой с круглыми отверстиями. Днище представляет собой фланец, сваренный с тройником для подачи топливного газа, решеткой с круглыми отверстиями и визирной трубкой для установки дополнительного фотодатчика. Визирная трубка снабжена штуцером для подсоединения трубки подачи воздуха на охлаждение фотодатчика. Горелка запальная предназначена для розжига камер сгорания и состоит из инжекционной горелки, соосно которой в защитном кожухе расположена стабилизирующая насадка запальной свечи, размещенной в отдельной камере.

Камеры сгорания отличаются друг от друга своими конфузорами. Конфузоры камер сгорания, установленные в средней части теплообменной камеры, имеют раскрытие в обе стороны, а установленные с торцов - с одной стороны, для того, чтобы достичь поворота струй дымовых газов в направлении от торцевых стенок. Камера сгорания работает следующим образом:

Воздух от вентилятора, через улиткообразный тангенциальный ввод камеры сгорания поступает в кольцевое пространство "А" образованное внутренней поверхностью корпуса и внешней поверхностью жаровой трубы.По этому пространству воздух спиралеобразно движется вниз к днищу камеры, где смешивается с топливным газом, поступающим в камеру через тройник. Вращение потока воздуха с большой скоростью обеспечивает его движение с высокой турбулентностью в нижней части камеры сгорания в зоне ввода топливного газа,В результате происходит интенсивное смешение воздуха с газом и обеспечивается высокая степень сгорания топливной смеси. При входе в жаровую трубу быстровращающаяся газовоздушная смесь внезапно расширяется и ее спиралеобразный поток создает вихрь движущийся по направлению к выходу из камеры сгорания по периферии жаровой трубы. Эти газы затем рециркулируются в обратном направлении по центру вихревого потока. Между этими двумя зонами потоков образуется газообразный слой, который остается неподвижным, потому что чем быстрее движутся газы в первом случае, тем быстрее рециркулирующие газы вихрем оттягиваются вниз. Таким образом, газовые потоки проходят в различных направлениях относительно друг друга. Вихри играют роль держателей пламени и последнее не гаснет даже в том случае, когда скорость движения горючей смеси в жаровой трубе во много раз превышает скорость распространения пламени. Из камеры сгорания продукты сгорания топлива выходят в виде высокоскоростной плоской струи инертных газов с температурой до 1700 град.С.[2]

Подача топливного газа к камерам сгорания и запальным горелкам осуществляется от узла регулирования, размещенного в газорегуляторном пункте (ГРП). В состав ГРП ПТБ №1,2,3 входят:

* фильтр;

* регулятор давления газа (РДГ-80) с предохранительным запорным клапаном (для ПТБ №1,2) и РДБК1 -100 (для ПТБ №3);

* редуктор давления (РДФ-ЗН);

* регулятор температуры (пневматический измерительный регулятор типа MRT2-143-03, регулирующий клапан с мембранным исполнительным механизмом Ду40мм, для ПТБ№2 - Ду150мм);

* клапан предохранительный пружинный (СППК-4р);

* клапан отсечной (ПТБ №1,3 - с пневмоприводом, для ПТБ №2 соленоидные);

* запорная арматура;

* измерительные приборы;

* электронагреватели.

Открытие отсечного клапана ПТБ №1,3 осуществляется путем подачи воздуха к мембранному исполнительному механизму (МИМ) клапана через два соленоидных пилотных клапана соединенных параллельно. Клапан закрывается под действием пружины, при этом воздух из МИМ сбрасывается в атмосферу. На воздуховоде перед камерами сгорания установлены 4 заслонки, позволяющие регулировать расход подаваемого к ним воздуха из коллектора. ГРП ПТБ №2 входит в состав блока управления и сигнализации ПТБ "Magdeburg" производства ГДР. В состав блока входят помещения ГРП и нагнетателя, разделенные газонепроницаемой стеной.

2.3 Система управления, контроля, автоматического регулирования и защиты

2.3.1 Управление

Блочная трубчатая печь оснащена устройствами, приборами и исполнительными механизмами обеспечивающими дистанционное управление, контроль и регулирование параметров процесса нагрева нефти и режима работы печи, сигнализацию отклонения параметров процесса и защиту печи ( остановка при достижении аварийных значений).

Схемой управления предусмотрен автоматический розжиг горелок печи по программе задаваемой блоком задания программ, расположенном в помещении щита контроля и управления.

Розжиг печи осуществляется путем подачи газа на запальные горелки и высокого напряжения на свечи зажигания запальных горелок, при этом время подачи задается блоком задания программ. Подача газа к основным горелкам осуществляется через отсечной клапан, который открывается только после того, как появится пламя на всех запальных горелках. Наличие пламени контролируется при помощи датчиков пламени блока контроля пламени.

Аварийное отключение печи сопровождается звуковой и световой сигнализацией на блоке сигнализации, с расшифровкой и запоминанием причины. Съем звукового сигнала осуществляется переключателем на щите контроля и управления.

В приложении 4,5 приведен общий вид щита управления с блоками задания программ и контроля пламени.

2.3.2 Контроль

В таблице 2 приведены параметры контролируемые при работе печи, а также приведены основные характеристики средств контроля и места их установки.

Таблица 7

Параметры и характеристики печи

№ п.п	Наименование параметра	Средство контроля	Точка отбора	Примеч.
1	2	3	4	5
1	Давление топливного газа	Технические манометры	ГРП, до и после фильтра
2	Давление топливного газапосле регулятора давления	Технический манометр	ГРП, после редуктора давления
3	Давление топливного газа после регулятора температуры	Манометр показывающий, сигнализирующий	ГРП, после регулятора температуры
4	Давление топливного газа перед камерой сгорания и запальной горелкой	Технический манометр	Трубопровод топл.газа перед горелками и камерами
5	Давление воздуха в воздуховоде	Манометр показывающий, сигнализирующий	ГРП, воздуховод	Манометр в щитовой
6	Давление нефти на входе	Манометр показывающий, сигнализирующий	Трубопровод нефти к ПТБ	Манометр в щитовой
7	Давление нефти на выходе нефти из ПТБ	Технический манометр	Коллектор на выходе нефти из ПТБ
8	Температура нефти на входе в ПТБ	Термосопротивление	Трубопровод нефти от ПТБ	Показыв. Прибор в операторной
9	Температура нефти на выходе ПТБ	Термосопротивление	Трубопровод нефти от ПТБ	Самопишущ прибор в операторной
10	Температура дымовых газов на выходе ПТБ	Термопреобразо- ватель, 2шт. (термопара)	Дымовые трубы	Самопишущ прибор в щитовой
11	Расход нефти на ПТБ	Камерная диафрагма	Трубопровод нефти к ПТБ	Показыв. Прибор в операторной
12	Расход топливного газа на горелки	Камерная диафрагма	Трубопровод топливного газа к ПТБ	Показыв. Прибор в операторной
13	Наличие пламени горелок ПТБ	Фотодатчики	Визирные трубы камер сгорания	Показыв прибор в щитовой

Визуальный контроль за наличием пламени горелок ПТБ осуществляется через смотровые лючки камер сгорания, снабженных кварцевыми стеклами.

2.3.3 Система автоматического регулирования

Системой автоматики печи предусмотрено:

· регулирование давления топливного газа подаваемого на горелки;

· регулирование температуры нефти на выходе из печи.

Автоматическое поддержание давления топливного газа производится регулятором давления газа(РДГ-80-В (РДБК1-100)установленном на линии топливного газа в ГРП.

В приложении 6,7 приведен общий вид регуляторов РДГ-80-В и РДБК1-100 и указаны их составные части.

РДГ-80-В

Исполнительное устройство с малым и большим (5) регулирующими клапанами, отсечным клапаном (4), шумогасителем (13) предназначено, посредством изменения проходных сечений малого и большого клапанов, автоматически поддерживать заданное выходное давление на всех режимах расхода газа и отключать подачу газа в случае аварийного повышения или понижения выходного давления. Стабилизатор (1) предназначен для поддержания постоянного управляющего давления в подмембранной полости исполнительного устройства. С помощью регулировочного винта мембранной пружины стабилизатора, осуществляется настройка регулятора давления на заданное выходное давление. Регулируемые дроссели (9,10) служат для настройки регулятора на спокойную (без автоколебаний) работу. Механизм контроля (2) отсечного клапана предназначен для непрерывного контроля выходного давления и выдачи сигнала на срабатывание отсечного клапана при аварийных повышении или понижении давления сверх заданных значений.[2]

РДБК 1

В регуляторе РДБК1 регулятор управления поддерживает постоянное давление за регулятором посредством изменения давления в подмембранной полости регулирующего клапана независимо от изменений расхода и входного давления. С помощью регулировочного винта мембранной пружины регулятора управления осуществляется настройка регулятора на заданное выходное давление. Стабилизатор создает при работе постоянный перепад давлений на регуляторе управления, что делает работу регулятора мало зависимой от колебаний входного давления.

Регулируемые дроссели (из подмембранной камеры регулирующего клапана и на сбросной импульсной трубке) служат для настройки регулятора на спокойную (без автоколебаний) работу, без его отключения.

В таблице З приведены технические характеристики регуляторов РДГ-80 и РДБК1

Таблица 8

Технические характеристики регуляторов РДГ-80 и РДБК1

№ п.п.	Наименование параметров	РДГ-80-В	РДБК1-100-70	Примеч.
1	2	3	4	5
1	Диаметр условного прохода, мм	80	100
2	Максимальное входное давление, кгс/см2	12	12
3	Пределы регулирования выходного давления, кгс/см2	0,28-6	0,01-0,6
4	Максимальная пропускная способность, м3/час (не менее)	2200	2800
5	Диаметр седла клапана, мм	30/80	70
6	Масса, кг	103	95

Температура нагрева нефти на заданном уровне поддерживается при помощи регулятора температуры - пневматического измерительного регулятора типа MRT2-143-03, установленного в ГРП ПТБ, датчика температуры и регулирующего клапана (НО) с мембранным исполнительным механизмом (Ду40мм, для ПТБ№2 -Ду 150мм).

2.3.4 Автоматическая защита, блокировки и сигнализация

Системой автоматизации печи предусмотрена автоматическая защита в следующих случаях:

· высокое давление нефти на входе; низкий расход нефти;

· высокая температура нефти на выходе;

· низкое и высокое давление топливного газа на горелки;

· низкое давление воздуха на горелки;

· высокая температура дымовых газов на выходе из печи;

· погасание пламени одной из горелок.

Срабатывание блокировки защиты ПТБ по высокой температуре нефти на выходе, дублируется в операторной УПН-ГДР на устройстве аварийной сигнализации.прохождением звукового и светового сигнала.

Для контроля за параметрами процесса нагрева нефти и работой оборудования печи предусмотрена сигнализация:

· о работе вентилятора;

· о наличии и отсутствии пламени запальных горелок и камер сгорания;

· об отклонении давления топливного газа;

· о высоком давлении нефти на входе ПТБ;

· о высокой температуре нефти на выходе ПТБ;

· о низком давлении на нагнетании вентилятора;

· о высокой температуре дымовых газов.

Все сигнальные лампы расположены на щите контроля и управления, кроме этого в операторной имеется световая сигнализация о работе печи, выведенная на мнемосхему установки. Для проверки исправности схемы на щите управления имеется кнопка опробывания сигнализации.

Для дистанционной аварийной остановки печи №1,2 на пульте управления в операторной УПН-ГДР установлен переключатель выбора режима работы ("Работа", "Стоп").



3. Правила пуска, остановки и безопасной эксплуатации печи

3.1 Подготовка к пуску печи

Перед пуском печи в работу необходимо тщательно проверить ее техническое состояние, произвести настройку приборов системы контроля, автоматического регулирования, защиты, блокировок и сигнализации.[2]

В процессе подготовки печи к пуску после окончания ремонтных или монтажных работ, необходимо:

· проверить правильность положения вкладышей и крышек взрывных предохранительных клапанов;

· проверить состояние фланцевых и резьбовых соединений трубопроводов топливного газа, ввода и вывода нефти из теплообменной камеры, трубопроводов системы пожаротушения и дренажа;

· проверить возможность свободного открытия и закрытия задвижек, вентилей, кранов, заслонок и состояние их сальниковых уплотнений;

· проверить исправность манометров, термометров и других КИП;

· установить стрелки подвижных контактов электроконтактных манометров на пределы срабатывания установленные режимной картой;

· настроить регулятор давления газа на поддержание давления "после себя" в пределах 0,05-0,15 кгс/см²;

· произвести настройку регулятора температуры на поддержание температуры нефти в пределах 30-40град,С;

· произвести настройку приборов системы сигнализации и блокировок.



3.2 Пуск печи в работу

Печь трубчатая блочная обладает малой тепловой инерционностью, поэтому пуск печи разрешается только при наличии циркуляции подогреваемой среды в змеевиках.

Розжиг горелок и пуск печи в работу должен производиться только после продувки топки печи воздухом от вентилятора в течение не менее трех минут. Розжиг камер сгорания и пуск печи в работу производится в следующем порядке (номера запорной арматуры указаны для ПТБ №1):

Открыть задвижки на трубопроводах ввода и вывода нефти (№15,19);

Открыть "коренные" вентили перед КИП, проверить показание прибора расхода нефти на печь FISA-0211, расход должен быть не менее 250т/час.

Закрыть вентили и краны на линии подачи газа к запальным горелкам и камерам сгорания (№4-11Г/1).

По заявке дежурному слесарю КИП принудительно открыть соленоидные клапана (КСП-4) XZV-0235 подачи воздуха на мембранный исполнительный механизм отсекающего клапана ХХУ-0235 для его открытия, открыть задвижку на входе газа в ГРП (№ 2Г/1), открыть вентили 13171 и продуть трубопровод топливного газа от воздуха и конденсата.

На ПТБ №2 для продувки трубопровода использовать байпасную линию регулятора давления, открыв арматуру №9Г/2, 10Г/2,

Перед началом продувки проверить наличие конденсата и, при необходимости, сдренировать конденсат через дренажный вентиль(№15Г/1).

ВНИМАНИЕ. Работы по продувке трубопровода относятся к газоопасным работам проводимым без оформления наряда-допуска с регистрацией в "Журнале учета ГОР проводимых без оформления наряда-допуска". Меры безопасности при проведении этих работ изложены в цеховой инструкции ИОТВ.

Продувка считается законченной при содержании кислорода в продувочном газе не более 1% об. и отсутствии конденсата. Ориентировочное время продувки 1-2мин.

После окончания продувки закрыть вентиль 13Г/1 и отсечной клапан XXV-0235.

Полностью открыть заслонки на воздуховодах к камерам сгорания.

Открыть вентиль ЗГ/1 в ГРП на линии подачи газа к запальным горелкам.

Открыть запорную арматуру к запальным горелкам и камерам сгорания (4Г/1-ПГ/1).

На стойке питания включить блок предохранитель-выключатель и автомат "ЩКУ".

Включить автоматы "Сеть 380V" и "Сеть 220V" на щите контроля и управления (тумблер выбора режима должен находиться в положении "Авт.", а тумблер "Съем звуковой сигнализации" в положении - включено), при этом должен подаваться звуковой сигнал.

Включить вентилятор нажав кнопку "Пуск вентилятора" на блоке сигнализации, при этом сигнализация "Нет напора воздуха" на блоке погаснет. Продуть топку печи в течении 3-5мин, контролируя при этом работу вентилятора, после чего заслонки на воздуховодах к камерам сгорания установить в положение открытия на 1/3.

Дежурному слесарю КИП подготовить устройство контроля наличия пламени ("Пламя -У") к работе. При этом тумблер "Сеть"должен быть включен, а кнопки блокировки датчиков №1-4 отжаты.

Убедившись по показаниям блока сигнализации в отсутствии аварийной сигнализации препятствующей пуску печи, перевести тумблер выбора режима в положение "Работа" и нажать кнопку "Пуск".С этого момента произойдет запуск программы автоматического розжига горелок печи, при этом загорится световая сигнализация на блоке задания программы. Продолжительность программы - 300 сек.

При неудачном розжиге (не появилось пламя хотя бы на одной из горелок) процесс можно повторить путем повторного запуска программы.

Появление пламени контролируется по индикатору устройства контроля пламени "Номер датчика".При розжиге горелки соответствующая ее номеру цифра на индикаторе "Номер датчика" исчезает. Исчезновение на индикаторе всех номеров горелок, а также погасание индикатора "Исчезновение пламени" свидетельствует о розжиге всех горелок. В случае погасания пламени и остановки печи, для выяснения номера погасшей горелки необходимо нажать кнопку "Контроль аварии" - на индикаторе высветится номер датчика соответствующей горелки, при этом на блоке должна гореть сигнализация "Исчезновение пламени".

После розжига камер сгорания необходимо визуально проверить наличие и характер пламени через смотровые глазки на корпусе печи.

В течение 15 мин. прогреть печь на минимальной нагрузке по топливному газу, подняв давление топливного газа от 0,07кгс/см² до 0,15 кгс/см².

Отрегулировать расход воздуха на каждую камеру сгорания при помощи заслонок установленных на воздуховодах и расход газа при помощи вентилей перед камерами сгорания.

3акрыть краны подачи топливного газа на запальные горелки печи (№4171-7Г/1).[2]

3.3 Остановка печи

Остановка печи должна производится в указанном ниже порядке.

Снизить уставку на пневматическом регуляторе температуры в ГРП печи.

Снизить давление топливного газа на горелки печи, изменив настройку стабилизатора регулятора давления. Вращение регулировочного винта по часовой стрелке, приводит к увеличению выходного давления после регулятора, против - к уменьшению.

По показаниям самопишущего прибора TR-O2O3 установленного в щитовой убедиться в постепенном снижении температуры нефти на выходе из печи.

Прикрыть вентили на подаче топливного газа к камерам сгорания (№8171 -11 Г/1) и воздушные заслонки, контролируя характер пламени через смотровые лючки.

Перевести тумблер на щите управления в положение "Стоп", убедиться в погасании пламени камер сгорания по срабатыванию индикатора устройства контроля пламени и визуально через смотровые лючки.

Закрыть полностью вентили на подаче газа к камерам сгорания (№8г/l-11г/1) и к запальным горелкам в ГРП (№ЗГ/1).

Закрыть задвижку на входе топливного газа в ГРП (№2Г/1).

Открыть вентили сброса газа на свечу Ш2Г/1ДЗГ/1, стравить давление, вентили закрыть.

Провентилировать теплообменную камеру в течении 5-10 мин, после чего остановить вентилятор.

Выключить автоматы "Ссть380У", "Сеть220У", "ЩКУ" и тумблер "Сеть" блока предохранитель-выключатель.

Прикрыть задвижку на входе нефти в печь, оставив змеевик печи на минимальном протоке жидкости до полного охлаждения печи (в зимнее время 6-8 час, в летнее - 12-16час), после чего закрыть арматуру полностью.

3.4 Аварийная остановка печи

Работа печи должна быть немедленно прекращена в следующих случаях:

· при обнаружении течи нефти в змеевиках, коллекторах, трубопроводах или пропуски газа в фланцевых и резьбовых соединениях;

· при неисправности системы управления, защиты и блокировок;

· при неисправности взрывных предохранительных клапанов;

· при неисправности манометров и невозможности определить давление по другим приборам;

· при отклонении параметров режима работы печи выше предельно допустимых и не срабатывании защитных блокировок;

· в случае пожара, непосредственно угрожающего печи.

· в случае аварийных ситуаций в цехе, если это предусмотрено ПЛА.

При аварийной остановке печи необходимо:

· перевести тумблер выбора режима на блоке контроля в положение "Стоп", при этом отсечной клапан на линии топливного газа к камерам сгорания в ГРП закроется;

· по устройству контроля пламени убедиться в том, что пламя во всех камерах сгорания погасло;

· закрыть задвижку на трубопроводе подачи топливного газа на печь и вентили к камерам сгорания;

· открыть вентили на продувочную свечу, стравить давление и закрыть;

· остановить вентилятор;

· постепенно, по мере охлаждения змеевиков, закрыть задвижки на вводе и выводе нефти;

· при необходимости опорожнить печь (при разгерметизации змеевиков или трубопроводов) - открыть арматуру аварийного опорожнения змеевика печи в дренажную емкость (ДЕ-9/2).

При разгерметизации змеевика печи с последующим загоранием нефти внутри топочного пространства (появление дыма в дымовых трубах, при правильно организованном режиме работы горелок, указывает на разгерметизацию труб змеевика печи), необходимо действовать согласно ПЛА цеха, остановить печь и немедленно подать пар в теплообменную камеру по системе паротушения.

В случае хлопка газа, пожара или аварии газового или другого оборудования, следует немедленно остановить печь, действуя согласно ПЛАС цеха.

3.5 Эксплуатация печей нагрева нефти

Пуск трубчатой печи в работу после ремонта, длительного простоя или ее плановая остановка производятся по письменному распоряжению начальника цеха или лиц его замещающих.

Пуск печи после кратковременных остановок производится оператором обслуживающим ПТБ по устному распоряжению мастера установки подготовки нефти, после выяснения и устранения причин, вызвавших ее остановку.

Операторы, обслуживающие печь, обязаны постоянно следить за ходом процесса подогрева нефти, состоянием оборудования, запорно-регулирующей арматуры, трубопроводов, защитного заземления, отопления, вентиляции, системы контроля загазованности визуально при обходах, осмотрах и по показаниям КИПиА, с записью параметров работы печи в режимном листе. Все замечания выявленные при осмотрах оборудования должны заносится в сменный журнал, с обязательным извещением об этом руководства цеха.

При ведении процесса нагрева нефти следует строго соблюдать нормы технологического режима установленные режимной картой печи (см.приложение 8), при этом особое внимание должно быть обращено на поддержание температурного режима, режима работы горелок, давления и расхода нефти в змеевиках печи.

Нереже одного раза в три месяца, при остановке печи, она должна подвергаться полному осмотру и техническому обслуживанию.

Техническое обслуживание и ремонт оборудования печи проводит служба по ремонту технологического оборудования цеха.

Работы по техническому обслуживанию и ремонту электрооборудования и систем КИПиА проводят, соответственно, работники службы главного энергетика и службы автоматизации производства.

Запрещается проведение каких-либо ремонтных работ на оборудовании печи при ее работе.

Каждая печь должна быть оборудована первичными средствами пожаротушения согласно цехового перечня. Операторы обслуживающие печь обязаны следить за исправностью и сохранностью средств пожаротушения.

Все металлоконструкции печи, корпуса электродвигателей, вентиляторов, шиты распределения электроэнергии и управления, корпуса нагревателей, приборы с электрическими сигнальными устройствами, датчики, защитные трубы электрических проводок должны быть заземлены.

Запрещается нахождение лиц, обслуживающих печь, на верхней части теплообменной камеры во время работы ПТБ.

Наблюдение за работой камер сгорания допускается только через смотровые лючки оборудованные защитными стеклами.

При изменении нагрузки на горелки печи следует помнить, что:

· для снижения тепловой нагрузки горелки необходимо уменьшить количество воздуха, а затем газа;

· для увеличения тепловой нагрузки горелки нужно увеличить подачу газа и затем воздуха;

· нельзя допускать резких изменений подачи газа и воздуха, регулировать подачу следует плавно и осторожно;

· показателем хорошей работы горелки является светло-желтый цвет пламени, а также отсутствие дыма в дымовой трубе;

· сильное гудение и прозрачность цвета пламени свидетельствует об избытке воздуха.

Порядок подготовки и проведения ремонтных работ на ПТБ изложен в цеховой инструкции ИОТВ.

3.6 Особенности эксплуатации печи в зимних условиях

До начала зимнего сезона должны быть:

· приняты меры по утеплению помещения ГРП;

· задействована система водяного отопления;

· проверены и, при необходимости, подключены взрывозащищенные электрообогреватели ГРП;

· трубопроводы топливного газа освобождены от конденсата и продуты.

В холодное время года необходимо усилить контроль за работой печи, обратив особое внимание на режим работы горелок, отсутствие конденсата в топливном газе и поддержание положительной температуры в помещении ГРП.

Для исключения замерзания жидкости в трубопроводах и змеевике печи, необходимо периодически производить их прогонку (через 2-З час. при температуре воздуха ниже (-)20 град.С и 1-2 раза в смену при температуре выше (-)20гр.С).

Для поддержания системы паротушения печи в исправном состоянии, необходимо принять меры по:

· исключению возможности замерзания конденсата пара в паропроводе, для чего постоянно дренировать конденсат и вести продувку паропровода от запорной арматуры до ПТБ технологическим воздухом;

· утеплению запорной арматуры на трубопроводе подачи пара к ПТБ.[2]



Список использованных источников

1. Типовая инструкция по эксплуатации ПТБ-10Э на КНПС «ПУРПЕ»; Красноярск, 2009г.

2. ИБТ 25-04 Инструкция по безопасности труда при эксплуатации печей ПТБ-10Э; Стержевой, 2004г.

3. http://www.generation-ngo.ru/nagrev_nefti/pryamoy Нефтегазовое оборудование, Печи трубчатые прямого нагрева нефти; «Генерация», 2009г.

4. http://www.rosneft.ru/news/today/17022010.html.

Размещено на Allbest.ru

...