- •Аннотация
- •Введение
- •1. Литературный обзор
- •1.1. Общие сведения о нефти
- •1.2. Основные физические свойства нефтей
- •1.2.1. Плотность
- •1.2.2. Средняя температура кипения нефтяных фракции
- •1.2.3. Молярная масса
- •1.2.4. Давление насыщенных паров (днп)
- •1.2.5. Вязкость
- •1.2.6. Теплота сгорания
- •1.2.7. Оптические свойства
- •1.3. Классификация нефтей
- •1.3.1. Химическая классификация
- •1.3.2. Технологическая классификация
- •1.4. Необходимость подготовки нефти
- •1.5.Стабилизация нефти
- •1.6. Обессоливание и обезвоживание нефтей
- •1.6.1. Общие сведения о водонефтяных эмульсиях
- •1.6.2. Устойчивость эмульсий. Эмульгаторы и стабилизаторы эмульсий
- •1.6.3.Способы деэмульгирования
- •1.6.3.1. Центрифугирование
- •1.6.3.2. Фильтрация
- •1.6.3.3. Химический метод разрушения эмульсий
- •1.6.3.4. Холодный отстой (гравитационное разделение)
- •1.6.3.5.Термохимическое деэмульгирование
- •1.6.3.6. Электрическое деэмульгирование нефтяных эмульсий
- •2. Технологическая часть
- •2.1. Выбор и обоснование технологической схемы производства
- •2.2. Характеристика сырья и готовой продукции
- •2.2.1. Физико-химические свойства пластовой воды
- •2.2.2. Характеристика попутного нефтяного газа
- •2.2.3. Характеристика продукции упн
- •2.2.4. Физико-химические свойства реагентов
- •2.3 Технологическая схема производства
- •Исходные данные для расчета
- •2.4. Материальный баланс производства
- •2.4.1. Материальный баланс первой ступени сепарации
- •Исходные данные для расчета
- •Определение мольной доли отгона n
- •Мольный баланс процесса сепарации первой ступени
- •Массовый баланс процесса сепарации первой ступени
- •Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе
- •Материальный баланс сепарации первой ступени
- •2.4.2. Блок отстоя
- •Материальный баланс блока отстоя
- •2.4.3. Блок электродегидраторов
- •Материальный баланс блока электродегидраторов
- •2.4.4. Сепаратор ксу
- •Исходные данные для расчёта (см.Табл.2.8)
- •Определение числа молей выделившегося газа n
- •Мольный баланс процесса сепарации на ксу
- •Массовый баланс сепаратора ксу
- •Характеристика газа, выделяющегося в сепараторе ксу
- •Материальный баланс сепарации ксу
- •2.4.5. Общий материальный баланс установки подготовки нефти
- •Материальный баланс установки
- •2.5. Расчет основного оборудования
- •2.5.2. Блок отстоя
- •Состав эмульсии блока отстоя
- •Массовая доля и плотность компонентов нефти
- •3. Механическая часть
- •3.1 Исходные данные для конструктивного расчета аппарата
- •3.1.1 Выбор материала
- •3.1.2 Расчет толщины стенки цилиндрической обечайки
- •3.1.3. Допускаемое напряжение
- •3.1.4. Толщина стенки днищ (крышек)
- •3.2. Проверка напряжений в стенке обечайки и днищах аппарата при проведении гидравлических испытаний
- •3.2 Расчет опор горизонтального аппарата
- •3.3. Эксплуатация
- •3.3.1 Назначение, применение, технические характеристики и классификация отстойника горизонтального
- •3.3.2 Устройство и принцип действия
- •3.3.3. Порядок пуска и остановка отстойника горизонтального
- •3.4. Ремонт и монтаж оборудования
- •3.4.1. Организация технического обслуживания горизонтального отстойника
- •3.4.2 Характерные неисправности и способы их устранения
- •3.4.3. Порядок сдачи оборудования в ремонт
- •3.4.4. Порядок проведения ремонта
- •3.4.5. Монтаж оборудования после ремонта
- •3.4.6. Гидравлические испытания после ремонта
- •3.5. Специальная часть
- •3.5.1. Расчет фланцевых соединений
- •3.5.2. Расчет болтов
- •4. Экономическая часть
- •4.1. Расчёт капитальных вложений и стоимости основных и оборотных средств
- •4.2 Экономическая оценка проекта.
- •5. Кип и автоматизация производства
- •5.1. Структура и контроль управления
- •5.2. Степень автоматизации
- •5.3. Объекты автоматизации
- •5.4. Описание функциональной схемы блока отстойников
- •6. Безопасность и экологичность проекта
- •6.1. Обеспечение безопасности работающих
- •6.1.1. Характеристика условий труда
- •6.1.2. Средства индивидуальной защиты и компенсация производственных вредностей
- •6.1.3. Электробезопасность, молниезащита и защита от статического электричества
- •6.2. Оценка экологичности проекта
- •6.2.1. Защита атмосферы
- •6.2.2. Защита гидросферы
- •6.2.3. Защита литосферы
- •6.3. Чрезвычайные ситуации
- •6.3.1 Аварийные ситуации на установке и мероприятия по ликвидации аварии
- •6.3.1.2 Отключение электроэнергии
- •6.3.1.7 При пожаре
- •Заключение
- •Список использованных источников
5. 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 к транспорту.
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 за работой технологических объектов и за их состоянием.
5.1. Структура и контроль управления
Оперативный контроль и управление ходом технологического процесса на УПН осуществляется из помещения операторной. Для этой цели здесь устанавливают щит оператора с приборами, отражающими состояние технологического процесса, на котором сигнализируются отклонения от нормы наиболее важных технологических параметров и аварийных остановок основных агрегатов. Органы дистанционного управления электропроводами монтируются на пульте оператора. Питающая и расчетная аппаратура, не требующая постоянного наблюдения со стороны оператора ЦПС, устанавливается в шкафах питания и релейных, которые размещаются за фасадом щита оператора.
Кроме того, на отдельных объектах ЦПС проектируется местные щиты контроля и управления (блок реагентного хозяйства, компрессорная станция, установка осушки газа, ПТБ – 10). Сигнал аварии с местных щитов контроля и управления выносится на щит оператора. Получая информацию о состоянии того или иного объекта, оператор имеет возможность проанализировать создавшееся положение и принять соответствующие меры об управляющем воздействии на объект. Текущая информация заносится оператором в вахтовый журнал.
5.2. Степень автоматизации
Для производственных объектов ЦПС предусматривается автоматизация на уровне комплексной. Относительная сложность и разнообразие технологического процесса, потребность в дистанционном управлении и контроле делает необходимым наличие на площадке ЦПС обслуживающего персонала и постоянное присутствие дежурного оператора.
Для всех производственных объектов принятая степень автоматизации осуществляется с помощью серийно выпускаемых приборов и средств автоматизации.
5.3. Объекты автоматизации
В систему АСУ ТП цеха входят объекты по следующим параметрам:
Печь подогрева нефти ПТБ – 10
ВR – контроль состояния и управления дутьевым вентилятором, клапаном – отсекателем по входу основного топливного газа, запорной арматурой , ТСМУ МЕТРАН - измерение температуры нефти, ТХАУ
МЕТРАН - измерение температуры дымовых газов, КРТ - 5Ех, ЭКМ -измерение давления нефти на входе и выходе печи, МИДА13П - измерение давления газа и воздуха на входе в теплообменную камеру печи, МИГ - 200 -измерение расхода нефти через змеевики печи , В&К - дистанционный розжиг, автоматический аварийный останов печи, СЛ - 90 - контроль состояния основных горелок, СТМЮ - контроль уровня загазованности в газорегуляторном пункте, сигнализация при 20 %, 40 % НПВ, ТМ21 ВМ -сигнализация минимальной температуры, поддержание заданной температуры воздуха в блоке управления и сигнализации путем автоматического управления электрообогревом.
Электродегидраторы ЭГ200.
ДУУ – 4RS - измерение текущего уровня, уровня раздела фаз и температуры нефти, LQ - контроль максимального уровня с помощью датчика предельного уровня, КРТ - 5Ех - измерение давления газовой шапки, ДМ2005 - контроль предельного (mах) давления газовой шапки, Phase Dunamics - измерение содержания воды в нефти.
Сепараторы - буферы.
РУСТ ЭПП300 - измерение и регулирование уровня жидкости в емкости, LQ - контроль предельного (min и mах) уровня с помощью датчиков предельного уровня, КРТ - 5Ех - измерение и регулирование давления газовой шапки, ДМ2005 контроль предельного (mах) давления газовой шапки.
Узел учета газа на печи.
В&К - обработка показаний диафрагменных расходомеров (МЕТРАН 100 - Вн) по ГОСТ 8.563.1-97, ГОСТ 8.563.2-97, ГОСТ 8.563.3-97,
расчет и отображение расхода и количества газа, формирование регламентных отчетов.