СКАЧАТЬ:  otchetf.rar [537,97 Kb] (cкачиваний: 47)

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

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

1.5 Технологическая карта работы установки получения растворителя парафина                                                                                                                                                          Таблица 3

2. Новые приборы и исполнительные механизмы. 

К одним из немногих новых внедряемых приборов и измерительным механизмам относятся Однооборотные Электрические Механизмы  МЭО-IIВТ4-00 и система для измерения межфазных границ многокомпонентного продукта (CELTEK).

2.1 Механизмы  Электрические Однооборотные МЭО-IIВТ4-00.

Механизмы предназначены для перемещения регулирующих органов в системах автоматического управления технологическими процессами и в соответствии с командными сигналами, поступающими от регулирующих и управляющих устройств. Механизмы устанавливаются непосредственно на трубопроводной арматуре и соединяются со штоком регулирующего органа посредством втулки, механизмы МЭО-IIВТ4-00 устанавливаются отдельно от арматуры и соединяются с ней посредством тяги.

Состав, устройство и работа изделия.

Механизмы состоят из следующих основных узлов (приложение 5): редуктора 1, электропривода  2, блока сигнализации положения 3, ручного привода 4, устройства заземления 5, фланца 6 и упоров 7 у механизмов МЭО-IIВТ4-00 или рычага 9 и ручки 10 у механизмов.

Принцип работы механизмов заключается в преобразовании электрического сигнала, поступающего от регулирующего или управляющего устройства во вращательное перемещение выходного вала.  Режим работы механизмов – повторно-кратковременный с частыми пусками S4 по ГОСТ 183-74 продолжительностью включений (ПВ) до 25% и номинальной частотой включений  до 630 h при  нагрузке на выходном валу в пределах от номинальной противодействующей до 0,5  номинального значения сопутствующей.

Максимальная частота включений до 1200 в h при ПВ до 5%.

Электрическое питание механизмов осуществляется трёхфазным напряжением 380 V частотой 50 Hz. Электрическое питание блока усилителя БУ-30 осуществляется однофазным напряжением 220 V с частотой 50 Hz.

Описание и работа составных частей механизма.

1. Элекропривод. В качестве элекропривода механизмов использован двигатель синхронный ДСТР 116-IIВТ4 ЯЛБИ.525153.001 ТУ согласно таблице 1. Двигатель имеет взрывобезопасный уровень взрывозащиты с видом  взрывозащиты «взрывонепроницаемая оболочка» и маркировкой «IExdIIBT4». Двигатель предназначен для эксплуатации во взрывоопасных зонах помещений всех классов и наружных установках, расположенных под навесом. Управление двигателем осуществляется как контактное при помощи электромагнитного пускателя типа ПМЛ, так и бесконтактное при помощи пускателя бесконтактного реверсивного типа ПБР-3 или усилителя тиристорного  трёхпозиционого типа ФЦ-0620.

Подключение силовых цепей питания электродвигателя осуществляется через его входное устройство через его входное устройство с сальниковым уплотнителем силового кабеля. Концы кабеля присоединяются к токоведущим шпилькам, размещенным в проходных изоляторах вводного устройства.

2. Редуктор. Редуктор механизма выполнен с червячной передачей и является основным узлом, на котором устанавливаются составные части механизма. Ручное управление перемещением выходного вала механизма осуществляется вращением маховика.

3. Блок сигнализации положения БСПР-IIВТ6. Блок сигнализации положения БСПР-IIВТ6 может быть выполнен в одном из двух исполнений:

-       Блок сигнализации положения с резистором (в дальнейшем блок БСПР-IIВТ6);

-       Блок сигнализации положения без резистора (в дальнейшем блок БСП-IIВТ6);

Блок БСПР-IIВТ6 предназначен для преобразования положения выходного механизма в пропорциональный омический сигнал элекрического тока, а также для сигнализации или блокирования в крайних или промежуточных положениях выходного сигнала.

Блок БСП-IIВТ6 предназначен для сигнализации или блокирования выходного вала механизма в крайних и промежуточных положениях.

Ограничение перемещения выходного вала механизма, блокирование и сигнализация его в крайних и промежуточных положениях осуществляется при помощи четырех микровыключателей. Каждый микровыключатель имеет размыкающийся и замыкающийся контакты с раздельными выводами на контакты розетки разъема. 

4. Блок усилителя БУ-30. Блок усилителя БУ-30 ЯЛБИ.421131.001 ТУ(в дальнейшем блок БУ-30) поставляется с в комплекте с блоком БСПР-IIВТ6 и предназначен для преобразования омического сигнала блока БСПР-IIВТ6 в унифицированный токовый сигнал 0-5mА, 0-20mA, 4-20 mA по ГОСТ 26.011.

2. 2 CELTEK. Система для измерения межфазных границ многокомпнентного продукта. Назначение и принцип действия.

Данная система представляет собой совместную разработку центра НИЦМИ (Россия) и компании CELTEK (Канада). При этом используются аппаратные средства однофазного измерителя уровня LM7000 (Приложение 4) компании CELTEK и программно-технические средства, совмещенные с LM7000 центра НИЦМИ, обеспечивающие измерение межфазных границ многокомпонентного продукта.

Данная система позволяет определять положение границ раздела сред и автоматически идентифицировать среду (газ-нефть-эмульсия-вода) в резервуарах и технологических аппаратах (отстойниках, сепараторах и т.п.)

В сложных технологических режимах, например, при возникновении «слоеных пирогов» из нефти, эмульсии и воды в резервуарах или технологических аппаратах, система позволяет осуществить режим диагностики, с помощью которого можно наблюдать все границы разделов сред и непосредственно идентифицировать среды на границах раздела, а также определять качество отстоя нефти в резервуаре или технологическом аппарате.

Функционирование системы основано на свойствах электромагнитных волн в средах с различной диэлектрической проницаемостью. Чувствительные элементы датчиков выполнены в виде двух параллельных проводников, помещаемых вертикально внутрь резервуара или технологического аппарата. Электромагнитный сигнал с датчика отражается от границ раздела вследствие резкого изменения волнового сопротивления проводников. Гармонический анализ отраженных сигналов позволяет определить уровни границ раздела различных компонентов продукта, а специальный идентификационный алгоритм определяет среды на границах раздела, выраженность этих границ и качество отстоя нефти.

Система предназначена для использования на объектах нефтяной и нефтехимической промышленности.

  Технические характеристики                                                        Таблица 9

3. Охрана труда и техника безопасности. 

3.1 Общие требования.

1. К обслуживанию средств КИПиА на установках комплексной подготовки нефти допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское обследование.
2. Допуск к самостоятельной работе производится после обучения в УКК, изучения правил и инструкций по безопасному проведению работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний, проведения производственного инструктажа и при наличии удостоверения дающего право допуска к обслуживанию средств КИП на УКПН.
3. Обучение безопасности методам и приёмам работ производится в виде:

-               вводного инструктажа при поступлении на работу;

-               инструктажа на рабочем месте (первичного, периодического, внеочередного, разового).

1. Лица, обслуживающие средства КИП должны быть обеспечены спец. одеждой, СИЗ и уметь правильно ими  пользоваться.
2. Если в процессе работы работник получил травму, то необходимо сообщить об этом мастеру, администрации цеха и отдела ТБ НГДУ.
3. До прибытия врача необходимо оказать первую помощь пострадавшим.
4. Слесаря КИП несут ответственность в установленном законом порядке за нарушение требований инструкций, относящихся к их рабочему месту и выполняемой ими работе.

3.2 Требования безопасности перед началом работ.

1. Рабочее место слесаря КИП должно быть снабжено исправными измерительными приборами, принципиальными электрическими схемами, комплектом ключей, запасными частями и другими приспособлениями для ремонта автоматики и КИП.
2. Слесаря КИП, обслуживающие УПН должны знать:

-               технологическую схему установки;

-               расположение и назначение контрольно-измерительных  и регулирующих приборов;

-               принцип работы и устройство всех КИП и средств автоматизации установки;

-               работу схем блокировок печей и насосов;

-               электрические схемы приборов, местонахождение предохранителей и выключателей каждого прибора;

-               единицы измерения каждого прибора и коэффициент  к шкале прибора;

-               все опасные и вредные факторы, сопутствующие при выполнении работ, и порядок действия при их проявлениях;

Слесарь КИП должен уметь:

-               устранять неисправности приборов и средств автоматизации;

-               включать и отключать датчики и вторичные приборы;

-               продувать импульсные линии, трубки датчиков с посадкой на «0»;

-               применять средства индивидуальной защиты.

3.3 Требования безопасности во время работы.

1. При выполнении ремонтно-профилактических работ со вторичными приборами необходимо выполнять следующие требования:

-               все вторичные приборы расположенные на щитах КИП должны быть заземлены;

-               заземление должно быть выполнено отдельным проводником. Не допускается последовательное соединение нескольких приборов с шиной «Земля»;

-               если вторичный прибор электрический, то при ремонте  он должен быть обесточен;

1. Слесарь КИП должен знать, что не допускаются к применению средства измерения и контроля, у которых отсутствует пломба или клеймо, просрочен срок проверки, имеются повреждения, стрелка при отклонении не возвращается к нулевому делению шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора.
2. Значение уставок срабатывания автоматики безопасности и средств сигнализации должны соответствовать параметрам, указанным в техническом отчете наладочной организации.
3. Проверка срабатывания устройств защиты, блокировок и сигнализации должна производиться не реже одного раза в месяц.
4. Проверка сигнализатора загазованности на соответствие установленным параметрам должна выполняться с помощью контрольной газовой смеси. Проверка работы сигнализатора путём преднамеренного загазовывания помещения запрещается.
5. Все работы, связанные со включением технологических аппаратов для монтажа и демонтажа датчиков и первичных приборов должны производиться совместно с технологическим персоналом установки с соблюдением требований инструкции об организации безопасного производства газоопасных работ.
6. При выполнении газоопасных работ необходимо руководствоваться необходимым перечнем газоопасных работ по цеху автоматизации.
7. При возникновении аварии на технологическом объекте слесаря КИП должны действовать согласно плану ликвидации возможных аварий для данного объекта.
8. Дежурный слесарь КИП должен своевременно производить замену диаграмм на вторичных приборах, заправку перьев самопишущих приборов чернилами. При замене диаграмм следует сделать на диаграмме запись о времени замены и роспись.
9.  При обнаружении замерзания импульсных линий или нарушения обогрева приборных шкафов следует немедленно доложить старшему оператору УКПН, который должен принять оперативные меры для их обогрева силами вверенной ему смены. При этом дежурный слесарь КИП ставит датчик (дифманометр) на циркуляцию отрыванием уравнительного вентиля.
10. Слесарь КИП должен следить за тем, чтобы все защиты, блокировки, установленные в технологической цепочке были во включенном состоянии и работали в режиме «Автомат».
11. При отказе работы того или иного прибора необходимо ставить в известность старшего оператора.
12. В случае прекращения подачи воздуха на питание КИП необходимо принять меры по запуску резервного компрессора.
13. Все работы, связанные с обслуживанием электрических цепей КИП должны проводиться в соответствии с требованиями «Правил эксплуатации электроустановок потребителей» с записью в оперативном журнале.
14. При несчастном случае следует немедленно сообщить мастеру КИП, а в выходные дни –  старшему оператору и начать оказывать первую медицинскую помощь  пострадавшему.

3.4 Требования безопасности после окончания работ.

1. По окончании работ необходимо убедиться в работоспособности отремонтированных приборов КИП и средств автоматизации.
2. Сделать соответствующие записи о выполненной работе в эксплуатационном и если необходимо в оперативном (вахтовом) журнале.
3. Доложить мастеру или лицу, его замещающему о выполненном объеме работ, замеченных в процессе недостатках и отклонениях в работе средств КИПиА. 

4. Список использованной литературы:

1. Механизмы  Электрические Однооборотные МЭО-IIВТ4-00. Руководство по эксплуатации.

2.  Инструкция по охране труда при обслуживании средств КИП и А  на установках подготовки нефти.

3.  Технологический регламент Установки Растворителя Парафина НГДУ «Бавлынефть»

4.  Инструкция по сборке, наладке, пуску и эксплуатации система для измерения межфазных границ многокомпонентного продукта(CELTEK).

Приложение 1. Технологическая схема установки.

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

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

Приложение 4. Чувствительный элемент системы CELTEK.

Приложение 5. Показания системы CELTEK.