СКАЧАТЬ:  kursach.zip [33,94 Kb] (cкачиваний: 65)

ВВЕДЕНИЕ 

Особенностью современных процессов химической технологии, протекающих с высокими скоростями при высоких температурах и давлениях в многофазных системах, является их сложность. Эта сложность проявляется в значительном числе и многообразии параметров, определяющих течение процессов, в большом числе внутренних связей между параметрами, в их взаимном влиянии, причем изменение одного параметра вызывает нелинейное изменение других параметров. На процесс накладываются возмущения, статистически распределенные во времени.

Огромное значение имеет моделирование при исследовании химико-технологических процессов и проектировании химических производств. При этом под моделированием понимают метод исследования химико-технологических процессов на моделях, отличающихся от объектов моделирования (натуры) в основном масшта­бом. Моделирование можно осуществлять двумя основными методами - методом обобщенных переменных, или методом теории подобия (физическое моделирование), и методом численного эксперимента (математическое моделирование). Принципиального различия между этими методами нет, поскольку оба они в большей или меньшей степени основаны на экспериментальных данных и различаются лишь подходом к их обработке и анализу. Однако следует оговориться: опыт, будучи основой всякого исследования, поставляет в то же время исходные данные и для математического моделирования, т. е. математическое моделирование по существу является одним из методов физического моделирования и составляет с ним единую систему исследования объектов познания.

Общая схема процесса математического моделирования (численного эксперимента) включает 8 последовательных этапов.

1. Постановка задачи. Постановка задачи определяет не только цель, но и пути решения данной задачи. Это один из важнейших этапов моделирования, поскольку не существует общих правил, которые можно было бы использовать во всех случаях. Перед разработкой пути решения задачи необходимо достаточно полно уяснить природу данной конкретной задачи.

2. Анализ теоретических основ процесса (составление физической модели процесса). На этой стадии необходимо выявить, какие фундаментальные законы лежат в основе данного процесса.

3. Составление математической модели процесса. На основе выбранной физической модели применительно к решаемой задаче составляют систему соответствующих  математических уравнений – математическую модель процесса. Построение математической модели заключается в создании формализованного описания объекта исследования на языке математики в виде некоторой системы уравнений и функциональных соотношений между отдельными параметрами модели.

4. Алгоритмизация математической модели. Следующим этапом моделирования является алгоритмизация разработанной математической модели и выбор метода ее решения.

5. Параметрическая идентификация модели. Под параметрами математической модели понимают коэффициенты, которые учитывают те или иные особенности объекта - натуры и характеризуют свойства данной натуры, отличающие ее от других натур подобного класса.

6. Проверка адекватности математической модели. Объективным критерием качества моделей является их адекватность или степень приближения данных, прогнозируемых по модели, к экспериментальным данным. Для проверки адекватности математической модели реальному процессу необходимо сравнить наблюдаемые в ходе эксперимента величины с прогнозами по модели при определенных параметрах процесса. Обычно это сравнение осуществляется путем проверки некоторой статистической гипотезы.

7. Моделирование процесса. Этот этап заключается в решении на ЭВМ математической модели процесса при варьировании параметров процесса в интересующем для данного исследования диапазоне.

8. Анализ полученной информации. Это заключительный этап решения задачи. Он сводится к изучению и проверке результатов, полученных при решении математической модели. При этом любому не предполагаемому заранее решению необходимо дать рациональное объяснение, чтобы гарантировать себя от ошибок, которые могут возникнуть в результате вычислений.

В каждом реальном процессе параметры в силу различных причин не остаются постоянными, причем они могут меняться в довольно широком диапазоне. Поэтому необходимо проводить анализ функционирования смоделированного процесса при изменении различных параметров. Такой анализ, как правило, преследует три основные цели:

1)    исследовать поведение модели при варьировании изменяющихся параметров;

2)    определить, является ли данная модель работоспособной при варьировании изменяющихся параметров и, соответственно, определить пределы работоспособности модели;

3)    скорректировать модель с целью расширения диапазона ее работоспособности и улучшения ее эксплуатационных характеристик.

На основании проведенного анализа принимают решение – выдать рекомендации для практической реализации или продолжить исследование 

ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 

Термохимическая установка подготовки высокосернистой нефти (СТХУ).

Термохимическая установка подготовки высокосернистой нефти (СТХУ) предназначена для подготовки (обезвоживания и глубокого обессоливания) высокосернистой нефти с содержанием сероводорода-300 ррМ (млн.-1), серы -3,5%, добываемой цехами добычи  №№1,2,3,4  НГДУ « Джалильнефть» с Сулеевской площади Ромашкинского месторождения.

       Производительность установки составляет – 700000 тн/год.

       В состав установки входят:

- блок предварительного сброса пластовой воды, состоящий из 3-х горизонтальных отстойников объемом 200 м3  и  РВС -5000  № 9.

- блок подготовки сточной воды, который включает в себя ГО-200 – 2 шт., ШО-600 – 1шт.,

- площадка насосных агрегатов для перекачки сырой нефти, готовой нефти, сточной воды;

- блок с горизонтальными отстойниками ГО-200 в количестве 4 шт. и электродегидраторами ЭГ-160 и ЭГ-200, ЭГ-1 и ЭГ-2 в количестве 4 шт., предназначенных для обезвоживания и обессоливания нефти.;

- блок теплообменников типа «труба в трубе» - 10шт.;три блока пластинчатых  ТО  Т1/1-3;

Т3/1,2, Т2/1-3.

- блок  сбора  и хранения  товарной нефти, включающей  шаровой отстойник ШО-600 –

 2 шт.;

- резервуары вертикальные стальные РВС-2000 предназначенные для смешения готовой высокосернистой нефти УПВСН и СТХУ – 2 шт.;

- резервуары вертикальные стальные РВС-2000, предназначенные для подготовки сточной воды СТХУ – 2шт;

- блок сепараторов С-1,С-2  для улучшения степени сепарации сырья поступающей с ДНС-10с и снижения содержания сероводорода в готовой нефти СТХУ;

- факельное хозяйство для сжигания избыточного газа СТХУ на момент отсутствия приема  в систему  газосбора КС-11;

- блок осушителей О-7с,8с  для приема уловленной нефти и  с ППК СТХУ;

- внутриплощадочные технологические трубопроводы;

- канализационная сеть;

- электроснабжение и телефонная сеть;

- производственный и административно-бытовые здания;

Описание технологического процесса

Отсепарированная нефть с ДНС-10с (обводненность 70%вес.) с давлением 0,4 МПа

(за счет перепада высот между площадками ДНС-10с и СТХУ) и температурой t =0-12º С поступает в отстойники предварительного сброса ОПС-1,2, где происходит  обезвожива-ние нефти до остаточной обводненности 2-3% вес. Также сырье с ДНС-10с поступает  в РВС-5000 № 9 для сброса основной массы попутной воды. Сырье с содержанием  до 1% воды поступает  на прием сырьевых насосов Н-4,5.

          Пластовая вода из отстойников предварительного сброса ОПС-1,2 через регуляторы

межфазного уровня  сбрасывается на очистные сооружения.

          Частично обезвоженная нефть из отстойников ОПС-1,2 насосами Н-4,5 подается в

пластинчатые теплообменники Т-1/1-3 «нефть-нефть», Т-2/1-3 «нефть-пар».В теплообмен-

никах  Т-1/1-3 частично обезвоженная нефть нагревается за счет тепла обессоленной нефти, поступающей из электродегидраторов ЭГ- 1,2  до температуры t = 25º С.Далее частично обезвоженная нефть поступает  в теплообменники Т-2/1-3, где нагревается до температуры до   t= 60ºС за счет тепла насыщенного водяного пара из котельной. Температура нефти на выходе из теплообменников Т-2/1-3 регулируется подачей пара.

          Расход пара на технологические нужды в теплообменники Т2/1-3,Т3/1,2 замеряется

счетчиком.

          Из теплообменников Т-2/1-3 нагретая нефть под давлением 0,5 МПа  подается в отстойники  О-1,О-2 на ступень глубокого обезвоживания, где содержание воды в нефти снижается до 0,5% вес. 

          Из отстойников О-1,О-2  обезвоженная нефть поступает на ступень обессоливания

в электродегидраторы ЭГ-1,ЭГ-2.

          В поток нефти перед электродегидраторами  через смеситель СМ-1,подается нагретая пресная вода (5% вес. от нефти) с целью растворения и вывода солей. Нагрев пресной воды осуществляется  в пластинчатых теплообменниках Т-3/1,2 насыщенным паром до t = 50º С.

         Вода пластовая и соленая, через регуляторы межфазного уровня из отстойников О-1,

О-2 и электродегидраторов ЭГ-1,ЭГ-2, направляются на ступень предварительного  сброса

воды (перед отстойниками ОПС-1,2 и РВС-9) с целью использования  содержащихся  в них тепла и реагента.

          Обессоленная нефть с остаточным содержанием воды 0,3% вес. и температурой t = 55º С из электродегидраторов поступает в рекуперативные теплообменники Т-1/1-3,где отдает свое тепло частично обезвоженной нефти и охлаждается до температуры t  = 40º С.

          Давление на ступенях глубокого обезвоживания и обессоливания поддерживается  клапаном, установленным на линии обессоленной нефти до  теплообменников Т-1/1-3.

          При появлении некондиционной нефти после ступени обессоливания   поток некондиционной нефти  направляется на  повторную подготовку – на прием насоса Н-3.

          Для контроля содержания пластовой воды и солей на всех стадиях обезвоживания и обессоливания  устанавливаются пробоотборники на выходе отстойников О-1,О-2, на  выходе электродегидраторов ЭГ-1, ЭГ-2.

          Из теплообменников Т-1/1-3 обессоленная  нефть направляется на горячую ступень

сепарации в сепаратор С-2 для окончательного разгазирования нефти.

          Товарная нефть из сепаратора С-2 самотеком поступает в резервуары РВС-1, РВС -2.

          В резервуар РВС -1 поступает товарная нефть с Дюсюмовской УПВСН, где происходит ее смешение с товарной нефтью  СТХУ.  Отстоявшаяся, в технологическом  РВС-1, вода сбрасывается в дренажную систему СТХУ.

         Из резервуара РВС  -1 нефть поступает в буферный резервуар  РВС -2, откуда откачивается товарными насосами Н-6,7  на СИКН -224 через СИКН -219. Расход товарной нефти  через СИКН -219 регулируется  клапаном, установленным на нагнетательном коллекторе насосов Н-6,7.

         Ловушечная нефть (подрезка) из резервуаров РВС-1, РВС -2 направляется на прием насоса Н-3 для дальнейшей подготовки на СТХУ.

           Отбор газа из сепаратора горячей ступени С-2, а также из сепаратора С-1, производится в газоосушитель.

           Газоуравнительные  линии товарных резервуаров РВС -1,РВС -2, водяных резервуаров РВС-3, РВС-4 и сырьевого  РВС -9  связаны в единую газоуравнительную систему с выходом на установку   улавливания легких фракций  через конденсатосборник К-1. Газ с  УУЛФ  откачивается на компрессорную  станцию КС-11/20, через газоосушитель и конденсатосборники.

           При прекращении приема нефти в напорный нефтепровод предусмотрено аварийное хранение товарной нефти в резервуаре  РВС -2, в соответствии с требованиями ВНТП 3-85 [1]. Сбор сырой нефти производится на РВС № 9.

           Сброс жидкости с предохранительных клапанов аппаратов ступеней  предварительного сброса и глубокого обезвоживания нефти и сепараторов С-1, С-2 направляется в емкость О-8с. Уловленная  нефть с  очистных  сооружений  поступает в емкость О-7с. Газовая  фаза из емкости   О-8с направляется через факельный сепаратор СФ-1 на сжигание на факел Ф-1.Жидкость из емкости отводится по верхнему уровню в дренажную  емкость, откуда откачивается погружными  насосами в начало процесса  (на прием сырьевых насосов Н-4,5).

             Опорожнение аппаратов и трубопроводов перед ремонтом осуществляется в дренажную емкость  (объемом 100м3) с периодической откачкой погружными насосами  в трубопровод сырой нефти на прием ОПС-1а,2а,3а и РВС № 9.

             С целью бесперебойной работы  насосных агрегатов на приемных  трубопроводах

насосов Н-3 – Н-7 устанавливаются фильтры сетчатые для защиты насосов от попадания  твердых  частиц.

Схема  движения  пластовой  воды.

 Дренажная  вода  из  отстойников   холодного  и  горячего  отстоя, а  также  из  электродегидраторов  через  регулирующие  клапаны  сбрасывается  в  отстойник    ШО-3 (У=600м3), далее проходит  ГО 1,4 , ( У=200м3 –4шт.), откуда  направляется  в  РВС- 4,3 , где  проходит  через  гидрофобный  слой РВС-4  и  окончательно  очищенная  сточная  вода  с  содержанием   нефтепродуктов  до 50 мг/л  поступает  в  буферный  резервуар  РВС № 3, откуда  сточная  вода с содержанием нефтепродуктов до 50 мг/л  и ТВЧ до

50 мг/ л насосами  ЦНС 180х170 ( 2шт) откачивается  на  КНС-2с  ЦППД-1.

           Для  защиты  трубопроводов  от  коррозии металла  на  выходе  с РВС-3  на  КНС-2с  предусмотрена  подача  ингибитора  коррозии.

В  данный  момент  используется  ингибитор  марки «Гекор -3090»

          Система  автоматики  обеспечивает  поддержание  заданных  параметров (уровень, давление, температура, расход  и т.п.)  в  технологии  подготовки   нефти, сигнализацию  с  достижением  предельных  значений  контролируемых  параметров, а также  аварийную, пожарную  сигнализацию  и блокировки.

Сброс  с  предохранительных  клапанов

Оборудование  и  аппараты  по  очистке  сточной  воды и нефти снабжены предохранительными  пружинными  клапанами (ППК) для  предохранения  от  повышения  давления  выше  заданного  значения. Направление  сброса  ППК  указано  в  таблице  № 11.  Жидкость из  этих  аппаратов автоматически  откачивается  на  начало  процесса.

Откачка жидкости из  аппаратов

Для  подготовки  аппаратов  и  трубопроводов  установки  к  ремонту  предусмотрена  возможность  их  опорожнения  насосами Н-3, Н-9,10. Остатки  нефтепродуктов  сливаются  в  подземные  емкости ЕК-100, откуда жидкость откачивается погружными насосами на  блок предварительного сброса воды.

Канализация.

Дождевые стоки с площадок по самотечным  сетям поступают в емкость производственно-дождевых стоков ЕД=100м3, оборудованную  погружными насосами для перекачки стоков  в трубопровод поступления  сырья с  ДНС-10с на СТХУ.

Промышленная  канализация  предназначена  для  сбора  сальниковых утечек

насосов, а также  аварийных   сбросов   с  технологического оборудования в ЕК-100.

Далее промышленные стоки откачиваются  погружными  насосами  на  линию

приема сырья в ОПС-1а,2а,3а.

Составление статической модели объекта

Изобразим теплообменник труба в трубе в следующем виде:

         ,