Отчет по практике в НГДУ «Бавлынефть»

Содержание:

1. Установка  производства растворителя  парафина……………………...………...……3

 1.1 Общая характеристика установки производства растворителя  парафина. Физико-химические основы процесса………………………………………………………………3

  1. 1. 1 Характеристика установки производства растворителя…………………………3

  1.1.2 Физико-химические основы процесса…………………………………………..….3

 1.2. Описание технологической схемы и схемы КИП и А………………………………4

  1. 2. 1 Описание технологической схемы установки……………………………………4

  1. 2. 2 Описание схемы контроля и автоматики…………………………………………5

1. 3 Нормы технологического режима и метрологического обеспечения процесса…...6

 1. 4 Контроль технологического процесса………………………………………………10

  1. 4. 1 Аналитический контроль технологического процесса…………………………10

 1.5 Технологическая карта работы установки получения растворителя парафина…..11

2. Новые приборы и исполнительные  механизмы………………………………………12

 2.1 Механизмы  Электрические Однооборотные МЭО-IIВТ4-00……………………..12

 2. 2 CELTEK. Система для измерения межфазных границ многокомпонентного продукта. Назначение и принцип действия………………………………….………………14

3. Охрана труда и техника безопасности…………………………………….………..…16

 3.1 Общие требования…………………………………………………….………………16

 3.2 Требования безопасности перед началом работ…………………….………………16

 3.3 Требования безопасности во время работы…………………………………………17

 3.4 Требования безопасности после окончания работ………………………………….19

4. Список использованной литературы…………………………………………………..20

Приложение 1. Технологическая схема установки……………………………………...21

Приложение 2. Общий вид, присоединительные и габаритные размеры Однооборотного Электрического Механизма  МЭО-IIВТ4-00……………………………………….22

Приложение 3. Пример установки механизмов на трубопроводе Однооборотного Электрического Механизма  МЭО-IIВТ4-00…………………………………………….23

Приложение 4. Чувствительный элемент системы CELTEK…………………………...24

Приложение 5. Показания системы CELTEK……………………………………………25

1. Установка производства  растворителя  парафина.

1.1 Общая характеристика  установки производства растворителя  парафина. Физико-химические основы процесса.

1. 1. 1 Характеристика установки  производства растворителя.

Процесс производства растворителя парафина разработал для НГДУ «Бавлынефть» ВНИИУСом по хоздоговору с ПО «Татнефть». В 1987 году выполнена техническая записка «Разработка технологии производства растворителя парафинов».

В основу технологической схемы производства растворителя парафина положена схема ректификации с выводом бокового погона. Установка производства растворителя позволит производить:

Товарной фракции (фр. НК-2500С) в количестве 10 тыс. т. в год, в том числе:

- бензиновой  фракции (фр. НК-1400С) – 4,95 тыс.т. в год;

- атмосферного  газойля (фр. 140-2500С) – 5,05 тыс.т в гол;

лёгкого мазута (фр. 2500С+выше) в количестве 42,5 тыс.т. в год.

Проектная мощность установки производства растворителя по нефти составляет 56,5 тыс.т. в год.

Проектировщиком установки производства растворителя парафина является ГПИ «Нефтехимпроект». Проект выполнен в 1989 году.

Генеральным подрядчиком строительства установки является СМУ НГДУ «Бавлынефть».

Срок окончания строительства установки – 1998 год.

1.1.2 Физико-химические основы процесса.

Процесс ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения.

На установках первичной перегонки нефти основным аппаратом является ректификационная колонна. На поверхности тарелок колонны происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом лёгкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжёлые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. Таким образом, в ректификационной колонне идёт непрерывное разделение сырья, основанное на процессах конденсации и испарения.

При ректификации нефти получаются фракции:

- бензиновая фракция;

- газойлевая фракция;

- лёгкий мазут;

- углеводородные  газы.

В процессе ректификации сернистых нефтей в лёгких фракциях (углеводородные газы и бензин) концентрируются сернистые соединения (сероводород, меркаптаны и др.), которые вызывают интенсивную коррозию оборудования.

В нефтепереработке широкое применение для защиты оборудования установки от коррозии нашёл ингибитор ИКБ-2-2 в сочетании с нейтрализацией среды аммиачными растворами

 

1.2. Описание технологической схемы и схемы КИП и А.

1. 2. 1 Описание технологической схемы установки.

Принципиальная технологическая схема установки производства растворителя парафина представлена в Приложении 1.

Нефть Ново-Бавлинского месторождения, подготовленная на установки обезвоживания и обессоливания (ТХУ), после электродегидраторов насосом поз.Н-1/1,2 подаётся на нагрев в теплообменники поз.Т-1/1,2 . Нагрев нефти до температуры 195 0С осуществляется в теплообменниках поз.Т-1/1,2 рекуперацией тепла кубового остатка (фр.250 0С +выше) колонны поз. К-1. В печи поз.П-1,2 нефть нагревается до температуры 250 0С и подаётся на 5 тарелку колонны поз.К-1.

Паровая фаза колонны поз.К-1 поступает в конденсатор-холодильник поз.КХ-1 (либо в АВО), где конденсируется, охлаждается до температуры 40 0С и поступает в сепаратор поз.С-1.

Боковой погон колонны (фр. 140-250 0С) выводится в холодильник поз.Х-1 (либо в АВО), где охлаждается до температуры 40 0С и поступает в сепаратор поз.С-1. В сепараторе поз.С-1 происходит смешивание фракций с получением растворителя парафина (фр. НК-250 0С). Возможен вариант работы колонны поз.К-1 с получением только бензиновой фракции (фр. НК-140 0С).

Несконденсированные углеводородные газы с верхней части сепаратора поз.С-1 направляется на установку улавливания лёгких фракций (УЛФ).

Часть растворителя парафина из сепаратора поз.С-1 подаётся насосом поз.Н-3/1,2 на 20 тарелку колонны поз.К-1 в качестве орошения, балансовое количество поступает в ёмкость поз.Е-1/1-3, откуда самотёком наливается в автоцистерны.

Кубовый остаток колонны поз.К-1 (фр. 250 0С +выше) насосом поз.Н-2/1,2 через теплообменники поз.Т-1/1,2 отводится на установку обезвоживания и обессоливания. Из ёмкости поз.Е-1/1-3 вода автоматически дренируется в дренажную ёмкость (существующая установка).

1. 2. 2 Описание схемы контроля и автоматики.

Контроль за технологическим процессом установки производства растворителя парафина осуществляется контрольно-измерительными приборами.

Предусматривается дистанционный контроль следующих параметров:

– давление нефти на входе в печь П-1,2 (поз.18);

– давление в сепараторе С-1 (поз.23);

– температуре продуктов и теплоносителей до и после теплообменников Т-1/1,2 и холодильников ХК-1, Х-1, АВО (поз. 6: 4-7,13,14 каналы);

– температуры нефти после печи П-1,2 (поз. 6: 8 канал);

– температуры – профиль по высоте колонны К-1 (поз. 6: 9-12 каналы);

– температуры дымовых газов в печи П-1,2 на перевале и в дымоходе (поз. 7);

– температуры нефти после печи П-1,2 (поз. 8);

– расхода нефти на установку (поз. 31);

– уровня во всех технологических аппаратах и емкостях (куба колонны К-1: поз.35; С-1: поз. 36; ёмкости Е-1/1-3: поз. 37,38);

– загазованности на площадках категорий В-1г со звуковой и световой сигнализа-цией по месту и в операторной.

Предусматривается регулировка следующих параметров:

– давление в сепараторе С-1 по расходу сухого газа (поз. 23);

– температуры нефти на выходе из печи П-1,2 – осуществляется изменением подачи топливного газа в печь (поз. 8);

– температуры верха колонны К-1 – осуществляется изменением подачи ороше-ния в колонну (поз. 9);

– расхода нефти после насоса Н-1/1,2 (поз. 31);

– уровня мазута в колонне К-1 (поз. 35);

– уровня в сепараторе С-1 (поз. 36).

В операторной предусмотрена световая и звуковая сигнализация отклонения тех-нологических параметров от допустимых значений. Сигнализация верхних уровней  в ёмкостях с ЛВЖ осуществляется от двух независимых датчиков.

Предусмотрена отсечка топливного газа к печи П-1,2 в случаях:

– уменьшения расхода нефти в печь;

– падение давления топливного газа к печи;

– повышение температуры нефти после печи;

– загазованности на площадках, расположенных рядом с печью.

Регулирующий клапан на топливной линии печи П-1,2 регулятора температуры нефти после печи не должен снижать расход топливного газа ниже 50% от номи-нального.

Технологические насосы автоматически отключаются при нижнем уровне в ём-костях, из которых происходит откачка.

Управление задвижкой паротушения печи дистанционное со щита оператора с автоматическим открытием при загазованности на близлежащих к печи площадках и при падении давления нефти в печи.

Предусматривается местный контроль давления и температуры в необходимых точках, а также уровней в всех технологических аппаратах и ёмкостях.

 

1. 3  Нормы технологического режима  и метрологического обеспечения процесса.

Нормы технологического режима процесса представлены в таблице 1.         

Нормы технологического режима.                                                           Таблица 1

Наименование стадий процесса, оборудования, показателей

Номер позиции прибора по схеме

Единицы измерения

Требуем. класс точности измерит. приборов

Допустимые пределы технологических параметров

Примечание

расчетные

рабочие

1

2

3

4

5

6

7

Трубопровод нефти, давление

манометр, поз.16

МПа, (кгс/см2)

± 1,0%

0,4 (4,0)

0,2-0,5 (2,0-5,0)

Измерение давления на приёме насоса Н-1/1,2

Трубопровод нефти, давление

манометр, поз.15

МПа, (кгс/см2)

± 1,0%

0,85 (8,5)

0,8-0,9 (8,0-9,0)

Измерение давления на выкиде насоса Н-1/1,2

Трубопровод нефти и щит, расход

Расходо-мер, поз31

м3/ч

± 1,0%

7,9

7,5-8,5

Измерение, регулирование и регистрация- сигнал расхода

По месту на щите,     температура: нефть до Т-1 нефть полсе Т-1 мазут до Т-1 мазут после Т-1 нефть из П-1,2 верха К-1 по высоте К-1 (контр. точки) низ К-1 растворитель после АВО

Потенциометр 12каналь-ный, поз.6 4 канал 5 канал 6 канал 7 канал 8 канал 9 канал 10 канал 11 канал 12 канал 13 канал

0С

± 1,5%

до 60 195 250 80 250 120 180 230 250 40

20-60 190-200 240-260 70-80 240-260- 110-130 170-190 220-240 240-260 30-50

Измерение и регистрация температуры

На входе в П-1,2 давление нефти

Манометр по месту и на щите поз.18

МПа, (кгс/см2)

± 2,5%

0,7 (7,0)

0,7-0,8 (7,0-8,0)

Измерение и регистрация давления

В печи П-1,2, температура: -на перевале -в дымоходе

Потенциометр на щите поз.7

0С

± 1%

600 300

580-630 280-320

Измерение и регистрация (сигнал) температуры

После П-1,2, температура нефти

Потенциометр на щите поз.8

0С

± 1%

250

240-260

Измерение, регистрация и сигнализация; блокировка подачи топливного газа

После клапана на трубопроводе топливного газа, давление

Манометр по месту, поз.22

МПа, (кгс/см2)

± 2,5%

0,2 (2,0)

0,15-0,25 (1,5-2,5)

Измерение, сигнализация и блокировка подачи топливного газа по давлению

На выходе из печи П-1,2, давление нефти

Манометр по месту, поз.20

МПа, (кгс/см2)

± 2,5%

0,2 (2,0)

0,15-0,25 (1,5-2,5)

Измерение давления

Куб колонны К-1, уровень мазута

Уровнемер по месту и на щите, поз.35

%

± 2,5%

80

75-85

Измерение и регулирование уровня

Колонны К-1, давление Верх   Низ

Манометр по месту, поз.21   поз.19

МПа, (кгс/см2)

± 2,5%

0,13 (1,3)   0,2 (2,0)

0,12-0,14 (1,2-1,4) 0,18-0,22 (1,8-2,2)

Измерение давления

Верх колонны К-1, температура

Потенциометр-преобразователь на щите, поз.9

0С

± 2,5%

120

110-130

Измерение, регистрация,  регулирование и запись температуры

Сепаратор С-1, уровень

Уровнемер по месту и на щите, поз.36

%

± 2,5%

80

75-85

Измерение, регистрация, регулирование и сигнализация уровня

Сепаратор С-1, давление

Манометр по месту и на щите, поз.23

МПа, (кгс/см2)

± 2,5%

0,13 (1,3)

0,12-0,14 (1,2-1,4)

Измерение, регистрация и регулирование давления

На выкиде насоса Н-3, давление

Манометр по месту, поз.24

МПа, (кгс/см2)

± 2,5%

0,4 (4,0)

0,35-0,45 (3,5-4,5)

Измерение давления

Емкости Е-1/1-3, уровень

Уровнемер по месту и на щите, поз.37,38

%

± 2,5%

80

75-85

Измерение и сигнализация уровня

Емкости Е-1/1-3, давление

Манометр по месту, поз.25

МПа, (кгс/см2)

± 2,5%

0,1 (1,0)

0,1-0,12 (1,0-1,2)

Измерение давления

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. 4 Контроль технологического процесса.

1. 4. 1 Аналитический контроль технологического процесса.

Аналитический контроль нефти и получаемой продукции представлен в таблице 2.

Параметры аналитического контроля технологического процесса.              Таблица 2

Наименование стадии процесса, анализируемого продукта	Место отбора пробы, (место установки анализатора)	Контролируемые параметры	Методы контроля (ГОСТ, ТУ)	Частота контроля	Кто контролирует
Нефть обессоленная, обезвоженная	Из резервуара нефти или выкид Н-1	Содержание воды Содержание хлористых солей Содержание механических примесей Плотность при 200С Фракционный состав	2477 2153   6370     3900   2177	1р в сутки -//-   -//-     -//-   1р в месяц	Лаборатория
Лёгкий мазут	Выход мазута из Т-1	Содержание воды Плотность при 200С	2477 3900	1р в сутки -//-	Лабо-рато-рия
Растворитель парафина	Выход продукта из Е-1 или выкид Н-3	Плотность при 200С Фракционный состав Давление насы-щенных паров при 400С	3900   2177   1756	1р в сутки   по необхо-димости -//-	Лабо-рато-рия
Газы отдувки	Перед УЛФ	Компонентный состав	14920	По необхо-димости	Лабо-рато-рия

 

 

 

 

1.5 Технологическая карта работы установки получения растворителя парафина                                                                                                                                                          Таблица 3