Проект газоперерабатывающего завода Мастахского местрождения

т.е. выше концентрации воды в выходящей из коалесцера нефти. За время прохождения объема электрического поля разность минерализации разных капель воды в эмульсии уменьшается в результате коалесценции капель воды. По этой же причине в коалесцере укрупняются самые мелкие капли воды. Учитывая, что диаметр дегидратора в 2,28 раз больше диаметра коалесцера, а сечение в 5,2 раза больше, капли воды, прошедшие через коалесцер, легко осядут в дегидраторе следующей ступени.

 

2.8.8 Подбор емкостей

 

Для деэмульгатора и щелочи (Е-5,Е-6/1,2). На основании следующих данных выбираем емкость: производительность установки 50000 т/год, потребность в деэмульгаторе 0,25-1,0т/год. Выбираем емкость ВЭЭ 1-1-1-0,6 исп.2 со следующими данными: рабочее давление 0,6МПа, рабочая температура в корпусе 40°°С, емкость корпуса 1 м³. Среда – деэмульгатор. Наименование и назначение – резервуар. Диаметр=1000 мм, высота 1500 мм.

Для свежей воды (Е-2) ГКК 1-1-50-0.07 исп.2. Расход свежей воды V=0,756 т/ч. Принимаем емкость: рабочая температура 70°°С, среда – свежая вода, рабочее давление атмосферное, емкость 50 м³, габаритные размеры: диаметр 3000 мм, высота 7540 мм. Скорость коррозии 0,1 мм/год, средняя наиболее холодной пятидневки -41°°С.

Для солевого раствора первой и второй ступени ОБОН (ТР-1,ТР-2).. Принимаем по ТУ 26-18-35-89 две горизонтальные емкости:

1-10-1.6-1И, имеющие следующие данные: емкость 10 м³, среда – солевой раствор, обессоленная нефть, расчетное давление 1.6МПа, диаметр 1600мм, длина 5300 мм.

1-25-1.6-1И, имеющие следующие данные: емкость 25 м³, среда – солевой раствор, обессоленная нефть, расчетное давление 1.6МПа, диаметр 2400мм, длина 5850 мм.

 

2.8.9 Подбор насосов

 

Для подачи деэмульгатора (Н-3/1,2). Принимаем два насоса: дозировочные одноплунжерные марки НДС-1/40, производительностью 3-10 м³/ч, напор на выкиде до 4 МПа, электродвигатель ВАО-32-4, 3 квт, 2140 об/мин.

Для подачи солевого раствора на первую ступень ОБОН (Н-5,Н-6). Выбираем центробежный, марки АХЕ 50-32-200-Е55 У2, производительностью 12,5 м³/ч, дифференциальный напор 0.5 МПа., электродвигатель ВАО-82-2, 55 квт, 2960 об/мин.

Для подачи свежей воды в электродегидраторы второй ступени ОБОН (Н-2/1,2). Будем использовать одновинтовой Н1В 12/10-10/10К-Рп, производительностью 3-10 м³/ч, дифференциальный напор 1,0МПа, электродвигатель КО-52-2, 100 квт, 2975 об/мин.

Для подачи щелочного раствора (Н-4/1,2). Выбираем дозировочный плунжерный НДС 10/16, производительностью 10 л/ч, дифференциальный напор до 1,6МПа, электродвигатель ВАС-42-4, 5,5 квт, 1450 об/мин.

Для сырьевой смеси, поступающей к  теплообменникам Т-101-108 (Н-1/1,2). Выбираем шестеренный, марки НМШ 32-10-18/10Б-5, производительностью 18 м³/ч, дифференциальный напор 1.0МПа., электродвигатель ВАО-82-2, 55 квт, 2960 об/мин.

 

2.9 Выбор основного  технологического оборудования[6]

 

Таблица 2.20 -Выбор основного технологического оборудования

Номер позиции по схеме	Наименование оборудования или технических устройств	Количество, шт	Материал, способы защиты	Техническая характеристика
Е-1	Емкость для приема нефти	1	Сталь 09Г2С	ГКК 1-1-50-0,07 Р=атм, Д=3000 мм, V=50 м3, горизонтальная
Е-2	Емкость для приема свежей воды	1	ВСтЗспЗ	ГКК 1-1-50-0,07 Р=атм, Д=3000 мм, V=50 м3, горизонтальная
Е-3	Емкость для приема и хранения очищенных соленых стоков	1	ВСтЗсп5	ГКК 1-1-25-0,07 Р=атм, Д=2400 мм, V=25 м3, горизонтальная
Е-4	Емкость-отстойник	1	Сталь 09ГС	1-10-1,6-1 ТУ 26-18-35-89 Р=1,6 МПа, Д=1600 мм, V=10 м3, горизонтальная
Е-5	Аппарат с перемешивающим устройством для приготовления раствора деэмульгатора	1		0003-1.0,6ТВ20 Р=0,б МПа, V=1 м3, вертикальный
Е-6/1,2	Емкость приготовления  и выдачи раствора щелочи	2	ВСтЗсп5	ВЭЭ 1-1-1-0,6 Р-0,6 МПа, Д=1000 мм, V=1 м3, вертикальная
Е-9	Емкость горизонтальная подземная дренажная	1	Сталь 09Г2С Весьма усиленная  гидроизоляция	ЕПП 63-3000-2-3-Т-К ТУ 26-18-34-89 Р=атм, Д=3000 мм, V=63 м3 , подземная горизонтальная
Е-10	Отстойник-накопитель соленых  стоков	1	Ст3сп5 Весьма усиленная  гидроизоляция	Черт. А.1377.11.00 ВО ОАО АНХП Р=атм, LхВхН=2,Зх1,0х0,9 м, V=2,1 м3,
ТР-1	Термохимический отстойник  для нефти	1	Сталь 16ГС	1-10-1,6-1-И ТУ 26-18-35-89 Р=1,6 МПа, Д=1600 мм, V=10 м3,
ТР-2	Термохимический отстойник  для нефти	1	Сталь 16ГС	1-25-1.6-1-И ТУ 26-18-35-89 Р=1,6 МПа, Д=2400 мм, V=25 м3,
Н-1/1,2	Насос центробежный для  подачи нефти на установку	2	Сталь 25Л-11	ТКА 32/125 Q=32 м3/ч, Н=125 м.ст.ж., эл.дв. ВА16052 N=15кВт взрывозащита 1ЕхdIIВТ4
Н-2/1,2	Насос одновинтовой для  подачи воды	2	Сталь 12Х18Н10Т	Н1В 12/10-10/10К-Рп Q=3-10 м3/ч, Н=100 м.ст.ж., эл.дв.N=7,5кВт взрывозащищ.
Н-3/1,2	Насос дозировочный плунжерный для подачи раствора деэмульгатора	2	Сталь 12Х18Н10Т	НД 2.5 0.4/63К13В Q=0,4 л/ч. Р=6,3 МПа, эл.дв. N=0,25 кВт взрывозащита 1ЕхdеIIВТ4
Н-4/1,2	Насос дозировочный плунжерный для подачи раствора щелочи	2	Сталь 12Х18Н10Т	НД1,0 40/25К13В Q=40 л/ч, Р=2,5 МПа, эл.дв.N=0,25 кВт взрывозащита 1ЕхdeIIВТ4
Н-5	Насос центробежный для  закачки воды из автоцистерны в емкость  Е-2	1	Сталь 10ХН13М2Т	АХЕ 50-32-200-Е-55 У2 Q=12,5 мУч, Н=50 м.ст.ж., эл.дв.N=15 кВт взрывозащищ.
Н-6	Насос центробежный для  циркуляции раствора щелочи	1	Сталь 10ХН13М2Т	АХЕ 50-32-200-Е-55 У2 Q=12,5 м3/ч, Н=50 м.ст.ж.,эл.дв. N=15 кВт взрывозащищ.
Н-7	Насос переносной для  откачки розливов и ливневых стоков	1	Чугун СЧ-15, сталь, алюмин. сплав	ГНОМ 16/16 В2ТЗ ТУ 26-06-1153-78 Q=16 мз/ч, Р=0,16 МПа, эл.дв.взрывозащищ.
Н-8	Насос ручной для подачи деэмульгатора из бочек в Е-5	1		НРШ 25/5 Q=25 л/мин, Р=0,05 МПа
Н-9	Погружной насос дренажной  емкости	1	Сталь 12Х18Н10Т	АХП-Е-45/31-К-55 Q=45 мз/ч, Н=31 м.ст.ж.; взрывозащищ. эл.дв.
Т-1	Блок теплообменников  для нагрева сырой нефти обессоленной нефтью	1	Сталь 20	325 ТКГ-1,6-М1/20-4-2, блок V1/2 ТУ 26-02-1105-89, АТК 24.202.10-90 Д=325 мм, Lтр=4000 мм, F=2х22,5 м2
Т-2	Теплообменник для нагрева сырой нефти паром	1	Сталь 20, сталь 16 ГС	325 ТПГ-2.5-М1/20-3-2 ТУ 26-02-1101-89 Д=325 мм, Lтр=3000 мм, F=13 м2
Т-3	Теплообменник для охлаждения обессоленной нефти свежей водой	1	Сталь 20, сталь 16ГС	325 ТПГ-2,5-М1/20-3-2 ТУ 26-02-1101-89 Д=325 мм, Ьгр=3000 мм, Р=13 м2
Т-4	Теплообменник для нагрева  сырой нефти водой	1	Сталь 20, сталь 16ГС	325 ТПГ-2.5-М1/20-3-2 ТУ 26-02-1101-89 Д=325 мм, Lтр=3000 мм, F=13 м2
Х-1	Аппарат воздушного охлаждения соленых стоков	1	Сталь 20, сталь 09Г2С	АВМ-Г-20-1,6-Б1-В/6-1-3 УХЛ ТУ 26-02-1121-90 F=105х2 м2. эл.дв. АИМ 100S4, N=3 кВт х 2, Р=1,6 МПа
ИНСТЭБ	Установка очистки ливневых сточных вод для АЗС	1		"ИНСТЭБ-1/4.2" ТУ 4859-002-11085815-96 Q=0,5-2,0 м3/ч, LхВхН=2450х2080х2000 мм, установл.мощность N=3,75 кВт
Е-7,8	Коалесцер	2		Черт. ВНИИнефтемаш Д=800 мм, Н=3500 мм, V=1 м3
ЭКД-1,2,3	Электрокоалесцер -дегидратор	3	Сталь 09Г2С	Черт. ЭКД-00.00.000 ВО АООТ "ВНИИнефтемаш" Д1=1400 мм, Д2-600 мм, V=3,2 м3, Р=0,7 МПа
ЭД-5	Электродегидратор	1	Сталь 09Г2С	Черт. ЭД-5-00.00.000 ВО АООТ "ВНИИнефтемаш" Д=1400 мм, Н=4300 мм, V=5,4 м3, Р=0,7 МПа

 

 

 

 

 

 

3. Системы управления химико-технологическим  процессом

3.1 Выбор и обоснование параметров  автоматического контроля, регулирования,  управления и сигнализации

 

Процесс обессоливания и обезвоживания  нефти является непрерывным, пожаровзрывоопасным. В таких производствах необходимо добиваться наибольшей автоматизации процессов, исключая тем самым, вредное воздействие опасных и вредных производственных факторов на обслуживающий персонал.

Приборы и средства автоматики, используемые на установках ОБОН, в основном пневматические, это обусловлено тем, что на них постоянно действуют высокие температуры, большая концентрация паров нефти, и многие другие факторы, влияющие на их точность показаний и долговечность.

По месту измерения параметра  автоматизации чаще всего используют бесшкальные, герметичные, взрывопожарозащищенные приборы, которые передают информацию по дистанционной передаче на щит оператора.

Основными измеряемыми параметрами  являются - температура и давление системы, расход исходных компонентов и продуктов, а также уровень в аппаратах процесса обессоливания и подготовки нефти к этому процессу.

 

Температура:

Нефть из сырьевых резервуаров  подаётся в сырьевые теплообменники для нагрева. Окончательный нагрев до (110 ¸ 120)°С осуществляется в теплообменнике поз.Т-2 водяным паром, поступающим из котельной, температура которого на входе в теплообменник (170 ± 5)°С на выходе  (170 ± 5)°С необходимо знать для определения теплообмена. А затем нефть, пройдя смесители, куда так же подаются вода и раствор деэмульгатора,  температура среды (100 ¸ 110)°С регулируется расходом подаваемой в смеситель воды, поступает на первую ступень термохимического обессоливания. Первичные преобразователи устанавливаем в трубопроводе выхода нефти из аппаратов.

Температуру среды в  термохимическом реакторе (100±10)°С необходимо знать, потому что от этого зависит весь процесс термохимического обессоливания. Первичные преобразователи устанавливаем в специальных штуцерах реактора.

Затеем сырьевая смесь  поступает на первую ступень электрообессоливания в электрокоалесцеры – дегидраторы  и окончательно обессоливается в электродегидраторе. Температуру подаваемой в электродегидраторы нефти (100±10)°С необходимо знать, потому что от этого зависит весь процесс электрообессоливания. Регулирование производится расходом воды, подаваемой в электрокоалесцеры – дегидраторы. Первичные преобразователи устанавливаем в трубопроводе выхода нефти из аппаратов.

 

Давление:

Для проверки правильности работы (производительности) насосов измеряется давление. В трубопроводе измеряем давление сырой нефти (0,9± 0,01) МПа. Для того, чтобы оценить состояние пара подаваемого в теплообменную аппаратуру до и после теплообменника  в трубопроводе подачи пара замеряют давление - оно не должно превышать пределов (1,6± 0,01) МПа.

Для исключения аварийной ситуации (давление не должно превышать 0,7МПа) измерение  давлений производим в термохимическом  реакторе, в электродегидраторах. Первичные  преобразователи устанавливаем  в специальных штуцерах аппаратов.

 

Расход:

Для определения расхода перегретого пара в сырьевом теплообменнике в трубопроводах до и после теплообменной аппаратуры устанавливаем сужающие устройства в комплекте с датчиками разности давлений.

Расход свежей воды, подаваемой в  смеситель, а так же в электрокоалисцеры - дегидраторы необходимо контролировать для лучшего вымывания солей из нефти. Расход свежей воды составляет (0,3¸0,5) м³/ч. Первичный преобразователь расхода устанавливаем в трубопроводе свежей воды, подаваемой смеситель и в электрокоалисцеры - дегидраторы. Расход воды регулируется регулятором расхода, клапан которого располагается в трубопроводе подачи воды.

Расход деэмульгатора, подаваемого  в смеситель необходимо контролировать для лучшего вымывания солей  из нефти, он составляет (5¸20) г/на 1т нефти. Первичный преобразователь расхода устанавливаем в трубопроводе подачи деэмульгатора в смеситель. Расход деэмульгатора регулируется регулятором расхода, клапан которого располагается в трубопроводе. 

Для того, чтобы знать производительность электродегидратора, а следовательно и судить о выходе продуктов, необходимо измерять расход подаваемой в электродегидратор сырой нефти. Расход должен составлять (9,0±0,1) м³/ч. Первичный преобразователь должен находиться в трубопроводе сырой нефти на входе в электродегидраторы. Расход нефти регулируется регулятором расхода, клапан которого располагается в трубопроводе подачи нефти.

 

Уровень:

Уровень нефти в термохимическом  реакторе не должен быть выше 1,1 м, потому что может произойти перелив. Заниженный уровень ведёт к потери нефти при дренировании. Уровень нефти регулируется прибором, клапан которого установлен на линии выхода нефти из термохимического реактора.

Необходимо поддерживать уровень  в электродегидраторах в средних  пределах (около 1.5 м ), чтобы между  зеркалом воды и нижним электродом создавалось дополнительное электрическое поле, не допуская повышение уровня до нижнего электрода, что ведёт к снижению интенсивности разложения эмульсии. Уровень солевого раствора в электродегидраторах регулируется приборами, клапаны которых установлены на линии отвода солевого раствора из электродегидраторов.

 

Качество:

Для определения качества процесса обессоливания нефти до и после  электродегидратора в трубопроводах  установлены отборные устройства хроматографов, которые определяют состав полученной смеси, в частности нас интересует содержание водного раствора соли в обессоленной нефти до 3мг/м³. А так же отборное устройство хроматографа установлено на линии отвода солевого раствора для определения содержания нефтепродуктов в стоке до 5мг/л.

 

3.2 Выбор и обоснование приборов  и средств автоматизации

 

Электрообессоливание нефти - процесс  пожаровзрывоопасный, связан с высокими температурами, агрессивными средами, поэтому целесообразно использовать пневматические приборы и устройства.

 

Первичные приборы

Для измерения температуры используют термометр сопротивления медный (ТСМ), так как он виброустойчив, взрывозащищен, прикрепляется неподвижным штуцером, имеет широкий диапазон температур, большую монтажную длину.

Измерение давления будет осуществлять при помощи Метран-100-ДИ 1150*АС, так как у него хороший класс точности и большой диапазон давлений. Также для измерения давления пара используют Метран-100-ДИ 1160*АС, его выбор обусловлен средой измерения.

Первичным устройством для измерения  расхода служит сужающее устройство, обеспечивающее перепад давлений, поэтому выбираем камерную диафрагму ДКС ГОСТ 26969, потому что диафрагма проста в изготовлении и устройстве.

Преобразователем для измерения  расхода будет Сапфир-22М ДД 2450 и Метран 100-ДД, эти приборы имеет входной токовый сигнал, большой верхний предел перепада давления. Поскольку измеряется расход пара устанавливаем конденсационный сосуд СКМ-40 для защиты полости манометров от высоких температур.

Для измерения уровня используют уровнемер магнитострикционный, взрывозащищенный, микропроцессорный повышенной точности. они предназначены для непрерывного контроля уровня жидких сред. Выбираем РУА-001. Выбор именно этого прибора обусловлен агрессивной средой измерения данного параметра.

Для определения качества обессоленной нефти используется хроматограф жидкостный Цвет 4000, предназначенный для количественного и качественного анализа сложных многокомпонентных смесей органических и неорганических соединений. Применяется для технологического контроля и контроля выбросов в химической, нефтехимической промышленности. Выбор именно этого прибора обусловлен агрессивной средой измерения , а так же универсальностью прибора.

 

Вторичные приборы 

Для обеспечения безопасного ведения  процесса целесообразно применять вторичные приборы для измерения унифицированных сигналов тока и напряжения ГСП самопишущие с дополнительными регулирующими устройствами.