Печи для подогрева нефти реферат

Обновлено: 04.07.2024

Функция "чтения" служит для ознакомления с работой. Разметка, таблицы и картинки документа могут отображаться неверно или не в полном объёме!

Подогрев нефти и нефтепродуктов

Конструкции и расчет подогревателей

Напорное циркуляционное перемешивание

Введение В нефтяной отрасли обогрев резервуаров позволяет решить одну из самых сложных и трудоемких задач, связанную с операциями слива-налива высоковязких нефтепродуктов. Совершение таких операций невозможно без значительных энергетических и материальных затрат, а также длительного простоя цистерн и других емкостей, находящихся под загрузкой.

Подогрев нефти и нефтепродуктов Если светлые нефтепродукты (бензин, керосин) легко транспортируются по трубопроводам в любое время года и операции сними не вызывают особых затруднений, то операции с темными нефтепродуктами (мазутом, смазочными маслами) вызывают значительные трудности. Объясняется это тем, что темные нефтепродукты при понижении температуры воздуха становятся более вязкими и транспортирование их без подогрева становится невозможным. Подогрев осуществляется как при хранении, так и при транспортировке, приемо-раздаточных операциях.

Для подогрева применяют различные теплоносители: водяной пар, горячую воду, горячие газы и нефтепродукты, электроэнергию. Наибольшее применение имеет водяной пар, обладающий высоким теплосодержанием и теплоотдачей, легко транспортируемый и не представляющий пожарной опасности, обычно используют насыщенный пар давлением 0,3-0,4 МПа, обеспечивая нагрев нефтепродукта до 80-100С.

Горячую воду- применяют в тех случаях, когда ее имеется большое количество, так как теплосодержание воды в 5-6 раз меньше теплосодержания насыщенного пара.

Горячие газы- имеют ограниченное применение, т.к. они отличаются малой теплоемкостью, низким коэффициентом теплоотдачи, а так же трудно организовывать их сбор; используются лишь при разогреве нефтепродуктов в автоцистернах и трубчатых подогревателях на НПЗ.

Горячие масла- в качестве теплоносителей в случаях когда требуется разогреть тугоплавкие нефтепродукты теплоносителем с высокой температурой вспышки- для которых не возможен разогрев горячей водой или паром.

Электроэнергия- один из эффективных теплоносителей, однако при использовании электронагревательных устройств необходимо соблюдать противопожарные требования. Обнаженная электрическая грелка с накаленной проволокой способна вызвать воспламенение паров нефтепродуктов.

Подогрев острым (открытым) паром- заключается в подаче насыщенного пара непосредственно в нефтепродукт, где он конденсируется, сообщая нефтепродукту необходимое тепло. Этот способ применяют главным образом для разогрева топочного мазута при сливе из ЖДЦ. Недостаток данного способа- необходимость удаления в дальнейшем воды из обводненного нефтепродукта.

Подогрев трубчатыми подогревателями- заключается в передаче тепла от пара к нагреваемому продукту через стенки подогревателя. Здесь исключается непосредственный контакт теплоносителя с нефтепродуктом, пар поступая в трубчатый подогреватель отдает тепло нефтепродукту через стенку подогревателя, а сконденсировавшийся пар отводится наружу, благодаря чему исключается обводнение нефтепродукта.

Циркуляционный подогрев- основан на разогреве нефтепродукта тем же нефтепродуктом, но предварительно

Состав, устройство и принцип работы оборудования для подогрева нефти. Система управления, контроля, автоматического регулирования и защиты. Правила пуска, остановки и безопасной эксплуатации печи. Особенности эксплуатации печи в зимних условиях.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	курсовая работа
Язык	русский
Дата добавления	19.03.2015
Размер файла	399,5 K

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

нефть оборудование печь эксплуатация

1.1 Ванкорское нефтегазовое месторождение

1.2 Роснефть сегодня

2.1 Оборудование для подогрева нефти. Технические данные, устройство и состав ПТБ

2.2 Состав, устройство и принцип работы

2.2.1 ПТБ представляет собой агрегат состоящий из 2-х основных блоков

2.3 Система управления, контроля, автоматического регулирования и защиты

2.3.3 Система автоматического регулирования

2.3.4 Автоматическая защита, блокировки и сигнализация

3. Правила пуска, остановки и безопасной эксплуатации печи

3.1 Подготовка к пуску печи

3.2 Пуск печи в работу

3.3 Остановка печи

3.4 Аварийная остановка печи

3.5 Эксплуатация печей нагрева нефти

3.6 Особенности эксплуатации печи в зимних условиях

Список использованных источников

Ванкорское месторождение -- перспективное нефтегазовое месторождение в Красноярском крае, вместе с Лодочным, Тагульским и Сузунским месторождениями входит в Ванкорский блок. Расположено на севере края, включает в себя Ванкорский (Туруханский район Красноярского края) и Северо-Ванкорский (расположен на территории Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа) участок. [4]

По состоянию на 31.12.2010 суммарные запасы нефти на месторождении составляют 3,5 млрд баррелей (490 млн т), газа -- около 74 млрд мі. В 2011 году на месторождении было добыто 15 млн т нефти. Достижение проектной мощности -- 70 тыс. т нефти в сутки (порядка 25 млн т в год) -- ожидается в 2014 году.

В 2010 году планировалась добыча на уровне 12,5 млн тонн нефти (добыто 12,7 млн.т), максимальный же уровень ежегодной добычи на месторождении запланирован на 2014 год -- примерно 25 млн тонн.

По системе геологического нефтегазового районирования Ванкорское месторождение расположено в пределах Пур-Тазовской нефтегазоносной области в составе Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Ванкорскому поднятию в северной части Лодочного вала, осложняющего южную часть Большехетской структурной террасы Надым-Тазовской синеклизы. Его продуктивные горизонты имеют песчаный состав и приурочены к нижнемеловым отложениям нижнехетской (верхний берриас -- нижний валанжин) и яковлевской (средний апт -- средний альб) свит. В кровле долганской свиты (верхний альб -- сеноман) установлены непромышленные скопления газа.

Открыто месторождение в 1988 году.

Для разработки, эксплуатации и обслуживания месторождения были привлечены специалисты со всей страны, значительная их часть из Башкортостана.

21 августа 2009 года Ванкорское нефтегазоносное месторождение было запущено в промышленную эксплуатацию. Ранее добычу на Ванкоре планировалось начать в конце 2008 года, затем запуск месторождения был отложен до третьего квартала 2009 года. В церемонии начала эксплуатации Ванкора принял участие премьер-министр России Владимир Владимирович Путин.

Основные объекты обустройства Ванкорского месторождения.

Центральный пункт сбора нефти:

3 установки подготовки нефти производительностью 7,5 млн т/год каждая.

Газовые компрессорные станции высокого и низкого давления.

Резервуарный парк объемом 180 тыс. куб. м

Газотурбинная электростанция мощностью 200 МВт.

Мини НПЗ производительностью 50 тыс. т/год дизтоплива.

Внутрипромысловые сети (нефтепроводы, водоводы, дороги, линии электропередач).[4]

1.2 Роснефть сегодня

Стратегическое международное сотрудничество

2. Индивидуальное задание

Печь трубчатая блочная ПТБ-10А (Рисунок 1).[3]

Печь прямого нагрева предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировке.

Технические характеристики ПТБ-10А

Тепловая мощность, МВт (Гкал/ч)

нефть, нефтяная эмульсия с содержанием сероводорода в попутном газе, % масс, не более 0,002

Номинальная производительность по продукту, т/ч

Температура продукта на входе/ выходе, °С

не менее +5/не более +90

Рабочее давление, МПа (кгс/см2)

природный или попутный нефтяной газ, осушенный и очищенный, с содержанием сероводорода не более 0,002% мас.

Расход топлива, Нмі/ч

Габаритные размеры (д Ч ш Ч в), м

14,1 Ч 5,12 Ч 10,35

где: 1. Камера теплообменная; 2. Блок основания печи; 3. Блок вентиляторного агрегата.

Рисунок 1 Печь трубчатая блочная ПТБ-10А

Печь трубчатая блочная ПТБ-10Э (Рисунок 2).[3]

Печь прямого нагрева предназначена для нагрева нефтяных эмульсий и нефти при их промысловой подготовке и транспортировке. Печь обладает более совершенной конструкцией, чем печь ПТБ-10А, являясь дальнейшим развитием модели. Эти печи широко используются в России и странах СНГ.

Рисунок 2 Печь трубчатая блочная ПТБ-10Э

Автоматизированный комплекс подогрева нефти АКПН (Рисунок 3) [3]

Комплекс прямого нагрева предназначен для нагрева нефтяных эмульсий при их промысловой подготовке и транспортировке.

Разработан на базе печей серии ПТБ-10 и представляет собой дальнейшее развитие модельного ряда трубчатых блочных печей, оснащен микропроцессорной системой автоматики.

Технические характеристики АКПН

Тепловая мощность печи, МВт (Гкал/ч)

нефть, нефтяная эмульсия с содержанием сероводорода в попутном газе не более 0,1 % мас.

Номинальная производительность по продукту, т/ч

Температура продукта на входе/выходе, °С

не менее +5/ не более +90

Рабочее давление, МПа (кгс/см2)

природный или попутный нефтяной газ, осушенный и очищенный, с содержанием сероводорода не более 0,002% масс, Qнр = 35-60 МДж/мі; нефть, Qнр = 25-46 МДж/л

Расход топлива, Нмі/ч (Qнр= 35 МДж/мі)

Габаритные размеры (д Ч ш Ч в), м

где: 1. Теплообменная камера; 2. Блок основания печи; 3. Блок жидкотопливных и газовых горелок; 4. Блок вентагрегатов; 5. Продуктовый змеевик; 6. Камера сгорания.

Рисунок 3 Автоматизированный комплекс подогрева нефти АКПН

Печь трубчатая блочная ПТБ-5-40А (Рисунок 4).[3]

Печь прямого нагрева предназначена для нагрева нефти и нефтяных эмульсий при их промысловой подготовке и транспортировке.

В сравнении с ПТБ10А данная печь обладает пониженной мощностью, что позволяет ее использовать с большим экономическим эффектом на небольших месторождениях.

Технические характеристики ПТБ-5-40А

Номинальная тепловая мощность, МВт (Гкал/ч)

нефтяная эмульсия, нефть

Номинальная производительность по продукту, кг/с (т/ч)

Температура продукта на входе/ выходе, °С

не менее +5 / не более +90

Рабочее давление, МПа (кгс/см2)

природный или попутный нефтяной газ, осушенный и очищенный, с содержанием сероводорода не более 0,002% мас.

Расход топлива, Нм3/ч (Qнр = 35 МДж/мі)

Габаритные размеры (д Ч ш Ч в), м

где: 1. Камера теплообменная; 2. Блок основания печи; 3. Блок вентиляторного агрегата.

Рисунок 4 Печь трубчатая блочная ПТБ-5-40А

Печь прямого нагрева нефти ППН-3 (Рисунок 5).[3]

Технические характеристики ППН-3

Номинальная тепловая мощность, МВт (Гкалл/ч)

нефть, нефтяная эмульсия с содержанием сероводорода в попутном газе не более 0,1 % мас

Номинальная производительность по продукту, кг/с (т/ч)

Температура продукта на входе / выходе, °С

не менее +5 / не более +90 (для режимов подготовки), +250 (для режимов стабилизации)

Рабочее давление, МПа (кгс/см3)

Перепад давления в аппарате, МПа (кгс/см3)

природный или попутный нефтяной газ, осушенный и очищенный, с содержанием сероводорода не более 0,002% мас,Qнр = 25-60 МДж/м3

Расход топлива, нмі/ч (Qнр = 33,5 МДж/м3)

Габаритные размеры (д Ч ш Ч в), м

Рисунок 5 Печь прямого нагрева нефти ППН-3

Технические данные, устройство и состав ПТБ

Технические характеристики ПТБ - 10Э

Наименование показателя, параметра

Номинальная производительность, т/час

Температура нагрева, град.С

- стенки змеевика (расчетная)

Давление для змеевика и тр.-дов кгс/см 2

Давление топливного газа перед камерами сгорания, кгс/см 2

Количество камер сгорания, шт.

Расход топливного газа, м 3 /час

Для печи №1,2: Q =20000 м 3 /час

Для печи №3: Q =26000м 3 \час

Мощность двигателя вентилятора, кВт

Масса печи без нефти, кг

Вариант исполнения печи по числу потоков змеевика

2.2 Состав, устройство и принцип работы

1. трубчатая печь;

2. система автоматизации печи;

В состав трубчатой печи входят три сборочные единицы:

блок основания печи;

блок вентиляторного агрегата.

Теплообменная камера установлена на блок основания печи и закреплена на нем болтами. Корпус камеры представляет собой пространственную конструкцию, имеющую наружную (углеродистая сталь, толщ.,4мм) и внутреннюю (жаростойкая сталь, толщ.,0,7мм) обшивки, пространство между которыми заполнено теплоизолирующим материалом.[2]

На боковых поверхностях камеры установлены 4 дымовых трубы. В верхней части камеры расположены 3 люка со штуцерами для 3-х предохранительных (взврывных) клапанов и крышек, соединенных между собой цепью. Для осмотра внутреннего пространства камеры, на ее задней торцевой крышке имеются 2 смотровых "глазка".

B нижней части (днище) корпуса камеры расположены 4 отверстия для установки камер сгорания. У каждого из этих отверстий установлено по 4 стойки, снабженные прорезями для установки направляющих, образующими дефлектор, который обеспечивает рециркуляцию продуктов сгорания в теплообменной камере. Внутри камеры расположены змеевики (2 или 4) состоящие из стальных бесшовных труб диаметром 159мм со спиральным оребрением (ПТБ №2,3), соединенные между собой при помощи отводов. Змеевики расположены симметрично, слева и справа от продольной оси камеры. Трубы змеевиков, по концам и в середине, опираются на трубные доски изготовленные из жаростойкой стали, позволяющие им свободно удлиняться при нагревании.

Рабочий процесс в теплообменной камере происходит следующим образом. Раскаленные продукты сгорания топлива из четырех камер сгорания, через сопла - конфузоры, в виде плоских струй поступают во внутреннее пространство камеры. Скорость струй у устьев сопел - конфузоров составляет 100-120 м/сек, а температура 1600 - 1700 о С. Струи инжектируют уже охлажденные дымовые газы из нижних боковых зон камеры, создавая интенсивную рециркуляцию продуктов сгорания, смешиваются с ними и охлаждаются. Таким образом, омывание труб змеевиков происходит охлажденными продуктами сгорания имеющими температуру 700-900 град.С.

Кратность рециркуляции продуктов сгорания в камере составляет 2,5-3. Продукты сгорания двигаются в камере поперек змеевиковых труб, проходя между их ребрами. Такое движение продуктов сгорания обеспечивает хороший конвективный теплообмен и исключает местный перегрев труб змеевиков. Камера сгорания является источником тепловой энергии для процесса нагрева нефти, поступающей в змеевики печи. Она подает тепло в камеру в виде высокоскоростного потока продуктов сгорания топлива с высокой температурой. Камера сгорания состоит (см.прилож. 3) из следующих сборочных единиц:

Верхняя часть корпуса снабжена штуцером с фланцем и улиткообразным вводом воздуха, а также фланцем для подсоединения камеры сгорания к днищу теплообменной камеры. На боковой стенке корпуса установлена визирная трубка для фотодатчика.

Жаровая труба состоит из двух основных частей: диффузора и конфузора. Нижняя часть диффузора снабжена решеткой с круглыми отверстиями. Днище представляет собой фланец, сваренный с тройником для подачи топливного газа, решеткой с круглыми отверстиями и визирной трубкой для установки дополнительного фотодатчика. Визирная трубка снабжена штуцером для подсоединения трубки подачи воздуха на охлаждение фотодатчика. Горелка запальная предназначена для розжига камер сгорания и состоит из инжекционной горелки, соосно которой в защитном кожухе расположена стабилизирующая насадка запальной свечи, размещенной в отдельной камере.

Камеры сгорания отличаются друг от друга своими конфузорами. Конфузоры камер сгорания, установленные в средней части теплообменной камеры, имеют раскрытие в обе стороны, а установленные с торцов - с одной стороны, для того, чтобы достичь поворота струй дымовых газов в направлении от торцевых стенок. Камера сгорания работает следующим образом:

Воздух от вентилятора, через улиткообразный тангенциальный ввод камеры сгорания поступает в кольцевое пространство "А" образованное внутренней поверхностью корпуса и внешней поверхностью жаровой трубы.По этому пространству воздух спиралеобразно движется вниз к днищу камеры, где смешивается с топливным газом, поступающим в камеру через тройник. Вращение потока воздуха с большой скоростью обеспечивает его движение с высокой турбулентностью в нижней части камеры сгорания в зоне ввода топливного газа,В результате происходит интенсивное смешение воздуха с газом и обеспечивается высокая степень сгорания топливной смеси. При входе в жаровую трубу быстровращающаяся газовоздушная смесь внезапно расширяется и ее спиралеобразный поток создает вихрь движущийся по направлению к выходу из камеры сгорания по периферии жаровой трубы. Эти газы затем рециркулируются в обратном направлении по центру вихревого потока. Между этими двумя зонами потоков образуется газообразный слой, который остается неподвижным, потому что чем быстрее движутся газы в первом случае, тем быстрее рециркулирующие газы вихрем оттягиваются вниз. Таким образом, газовые потоки проходят в различных направлениях относительно друг друга. Вихри играют роль держателей пламени и последнее не гаснет даже в том случае, когда скорость движения горючей смеси в жаровой трубе во много раз превышает скорость распространения пламени. Из камеры сгорания продукты сгорания топлива выходят в виде высокоскоростной плоской струи инертных газов с температурой до 1700 град.С.[2]

Подача топливного газа к камерам сгорания и запальным горелкам осуществляется от узла регулирования, размещенного в газорегуляторном пункте (ГРП). В состав ГРП ПТБ №1,2,3 входят:

* регулятор давления газа (РДГ-80) с предохранительным запорным клапаном (для ПТБ №1,2) и РДБК1 -100 (для ПТБ №3);

* редуктор давления (РДФ-ЗН);

* регулятор температуры (пневматический измерительный регулятор типа MRT2-143-03, регулирующий клапан с мембранным исполнительным механизмом Ду40мм, для ПТБ№2 - Ду150мм);

* клапан предохранительный пружинный (СППК-4р);

* клапан отсечной (ПТБ №1,3 - с пневмоприводом, для ПТБ №2 соленоидные);

Открытие отсечного клапана ПТБ №1,3 осуществляется путем подачи воздуха к мембранному исполнительному механизму (МИМ) клапана через два соленоидных пилотных клапана соединенных параллельно. Клапан закрывается под действием пружины, при этом воздух из МИМ сбрасывается в атмосферу. На воздуховоде перед камерами сгорания установлены 4 заслонки, позволяющие регулировать расход подаваемого к ним воздуха из коллектора. ГРП ПТБ №2 входит в состав блока управления и сигнализации ПТБ "Magdeburg" производства ГДР. В состав блока входят помещения ГРП и нагнетателя, разделенные газонепроницаемой стеной.

2.3 Система управления, контроля, автоматического регулирования и защиты

Блочная трубчатая печь оснащена устройствами, приборами и исполнительными механизмами обеспечивающими дистанционное управление, контроль и регулирование параметров процесса нагрева нефти и режима работы печи, сигнализацию отклонения параметров процесса и защиту печи ( остановка при достижении аварийных значений).

Схемой управления предусмотрен автоматический розжиг горелок печи по программе задаваемой блоком задания программ, расположенном в помещении щита контроля и управления.

Розжиг печи осуществляется путем подачи газа на запальные горелки и высокого напряжения на свечи зажигания запальных горелок, при этом время подачи задается блоком задания программ. Подача газа к основным горелкам осуществляется через отсечной клапан, который открывается только после того, как появится пламя на всех запальных горелках. Наличие пламени контролируется при помощи датчиков пламени блока контроля пламени.

Аварийное отключение печи сопровождается звуковой и световой сигнализацией на блоке сигнализации, с расшифровкой и запоминанием причины. Съем звукового сигнала осуществляется переключателем на щите контроля и управления.

В приложении 4,5 приведен общий вид щита управления с блоками задания программ и контроля пламени.

2.3.2 Контроль

В таблице 2 приведены параметры контролируемые при работе печи, а также приведены основные характеристики средств контроля и места их установки.

Прикрепленные файлы: 1 файл

Документ Microsoft Word (11).docx

Целью курсовой работы является углубленное изучение и раскрытие данной темы.

При сборе высокопарафинистых, вязких нефтей, а также нефтей, имеющую высокую температуру застывания, с целью обеспечения текучести нефти, необходимо подогревать продукцию скважин, от устья скважин вплоть до ЦПС и подготовки нефти и газа.

Курсовая работа выполнена на основе изучения литературных источников.

1. Устьевые и путевые нагреватели:

Для подогрева продукции скважин в выкидных линиях применяют устьевые нагреватели УН-0.2 и ПТТ-2 (рисунок 108), а для подогрева продукции скважин в нефтесборных коллекторах — путевые нагреватели ПП-0.4; ПП-0.63; ПП-1.6 и трубопроводные нагреватели типа ПТ.

Подогреватель нефти ПТТ-0.2 состоит из наклонного цилиндрического сосуда 8 с батареей тепловых трубок 5, газовым сепаратором 6, патрубками ввода нефти 7, топки 1 с газовой инжекционной двухсопловой горелкой 2 и дымовой трубкой 3 с кожухом 4 для защиты обслуживающего персонала от ожогов.

Рисунок 108 — Подогреватель нефти типа ПТТ-0.2

Поступающая в сосуд подогревателя нефтегазовая смесь нагревается тепловыми трубами и выходит из подогревателя. Часть газа, выделившегося из нефти, очищаясь в сепараторе, поступает через узел регулирования на горелку. За счет сжигания газа в топке происходит нагрев топочных концов тепловых труб. Тепловая труба представляет собой толстостенную цельнотянутую стальную трубу, заполненную на 1/3 своего внутреннего объема дистиллированной водой и герметически заваренную с обоих концов. Во избежание замораживания труб во время возможной остановки печи в них добавлено некоторое количество этилового спирта. Трубы в подогревателе расположены с наклоном в сторону топки, равным 100 мм на 1 м трубы, и приварены к одному из днищ сосуда таким образом, что один конец длиной 2 м находится внутри сосуда, а другой — длиной 1 м в топке.

Устьевой нагреватель ПТТ-0.2 оснащен приборами контроля и автоматического регулирования, поставляемыми комплектно с нагревателем: ртутным техническим термометром АН3-1-110-220, манометрами ОБМ1-100, регулятором температуры РТ-П25-2 и регулятором давления РД-32М.

Комплекс приборов обеспечивает:

регулирование температуры жидкости в сосуде;
регулирование давления топливного газа перед горелкой и запальником;
технологический контроль за температурой и давлением.

Технические, характеристики подогревателя ПТТ-0.2:

Пропускная способность по жидкости, т/сут

Вместимость сосуда, м3

Давление в сосуде рабочее, МПа

Температура нагрева жидкости, °С

Расход газа, расчетный, м3/ч

Масса подогревателя без футеровки, кг

Автоматизированные блочные газовые печи с водяным теплоносителем ПП-1,6; ПП-0,63 предназначены для подогрева обезвоженных нефтей, нефтяных эмульсий и воды, для различных технологических нужд.

Технические характеристики блочных газовых печей

Производительность по жидкости при нагреве на 25 °С и обводненности 30 %, т/сут

Теплопроизводительность топочного устройства, МВт (Гкал/час)

Давление в змеевике, МПа (кгс/см2)

Расход газа в нормальных условиях, м3/час

попутный нефтяной газ

Подогреватели трубопроводного типа ПТ-Р/Д, предназначены для подогрева воды, нефти, газа и их смесей.

Техническая характеристика подогревателей ПТ-Р/Д

Тепловая производительность, МДж/ч

Пропускная способность до 40°С, тыс.м3/сут:

ПТ-Р/Д — универсальна, комплектна, относительно совершенна.

В шифре приняты следующие обозначения:

ПТ — подогреватель трубопроводный;

Р — допустимое рабочее давление подогреваемой среды;

Д — условный проход труб калорифера, мм.

В случае модернизации добавляется буква М.

Принцип работы: подготовленная в инжекционных горелках газовоздушная смесь поступает на пламераспределитель. Полученный при сгорании газа тепловой поток, проходя через конвективную камеру, омывает оребрённую поверхность труб калорифера, нагревая продукт, проходящий по трубам. В верхней части конвективной камеры отходящие газы подогревают сепаратор и змеевик топливного газа.

Источником топливного газа может быть сама нагреваемая среда, а если она не горюча или имеет низкий свободный газовый фактор (менее 40 м3/м3), то необходимо подключаться к внешнему источнику питания.

Нефтяные нагреватели НН — для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками глубокого обезвоживания и обессоливания установок подготовки нефти. Рекомендуется применять для подготовки средних, тяжелых нефтей.

Масса нагревателя БН-2М — 17.73 т.

Печь трубчатая ПТБ-10-64 предназначена для подогрева обводнённых нефтей перед аппаратами глубокого обезвоживания и обессоливания с УПН пропускной способностью 3.6 и 9 млн. т в год.

В шифре печи приняты следующие обозначения:

ПТБ — печь трубчатая блочная, первая цифра — тепловая производительность в млн.ккал/ч, вторая цифра — допустимое рабочее давление, атм., масса — 57,1 т.

2. НАГРЕВАТЕЛЬ УСТЬЕВОЙ С СЕПАРАЦИОННЫМ БЛОКОМ НУС-0,1:

Общий вид НУС-0,1

Нагреватель устьевой с сепарационным блоком НУС-0,1 предназначен для нагрева нефти и нефтяной эмульсии на устьях скважин при их транспортировании в системах внутрипромыслового сбора.

НУС -0,1 изготавливается в одном исполнении.

Условия эксплуатации должны соответствовать исполнению У по ГОСТ 15150-69. Категория размещения 1 по ГОСТ15150-69.

Подогрев нефти и нефтепродуктов ( реферат , курсовая , диплом , контрольная )

Содержание Введение Подогрев нефти и нефтепродуктов Конструкции и расчет подогревателей Напорное циркуляционное перемешивание Заключение Введение В нефтяной отрасли обогрев резервуаров позволяет решить одну из самых сложных и трудоемких задач, связанную с операциями слива-налива высоковязких нефтепродуктов. Совершение таких операций невозможно без значительных энергетических и материальных затрат, а также длительного простоя цистерн и других емкостей, находящихся под загрузкой.

Для подогрева применяют различные теплоносители: водяной пар, горячую воду, горячие газы и нефтепродукты, электроэнергию. Наибольшее применение имеет водяной пар, обладающий высоким теплосодержанием и теплоотдачей, легко транспортируемый и не представляющий пожарной опасности, обычно используют насыщенный пар давлением 0,3−0,4 МПа, обеспечивая нагрев нефтепродукта до 80−100С.

Горячую воду- применяют в тех случаях, когда ее имеется большое количество, так как теплосодержание воды в 5−6 раз меньше теплосодержания насыщенного пара.

Горячие маслав качестве теплоносителей в случаях когда требуется разогреть тугоплавкие нефтепродукты теплоносителем с высокой температурой вспышкидля которых не возможен разогрев горячей водой или паром.

Подогрев острым (открытым) паром- заключается в подаче насыщенного пара непосредственно в нефтепродукт, где он конденсируется, сообщая нефтепродукту необходимое тепло. Этот способ применяют главным образом для разогрева топочного мазута при сливе из ЖДЦ. Недостаток данного способанеобходимость удаления в дальнейшем воды из обводненного нефтепродукта.

Циркуляционный подогрев- основан на разогреве нефтепродукта тем же нефтепродуктом, но предварительно подогретым в теплообменниках. Циркуляционный подогрев применяют в основном при обслуживании крупных резервуарных парков, а так же ЖДЦ.

Конструкции и расчет подогревателей По конструкции подогреватели в зависимости от назначения делятся на подогреватели при сливе нефтепродуктов из емкостей, подогреватели при хранении в резервуарах и подогреватели трубопроводов.

Подогреватели при сливе нефтепродуктов различаются по способу подогреваи типу транспортной емкости. Для подогрева в железнодорожных цистернах (ЖДЦ) применяют следующие подогреватели:

Подогреватели острым паром по конструкции представляют собой перфорированные трубчатые шланги, помещённые в толщу жидкости, пар поступает через отверстия в штангах. Используется только для разогрева мазута, допускающего частичное обводнение.

Подогреватели глухим паром подразделяются на переносные и стационарные, переносные помещают в ЖДЦ только на время разогрева, а по окончании их извлекают. Стационарные находятся внутри ЖДЦ постоянно, подогреватели изготавливают из дюралюминиевых труб, состоят из трех секции, помещаемых в ЖДЦ поочередно.

Подогреватели в резервуарах РВС, РГС, емкостях ЕПП выполняются в виде различных конструктивных формзмеевиковые и секционные из трубчатых элементов. Для лучшего подогрева их размещают по всему поперечному сечению резервуара. Наибольшее применение имеют подогреватели собираемые из отдельных унифицированных секций.

Наряду с общим подогревом всего нефтепродукта применяют так называемый местный подогрев. Местные подогреватели следует располагать поблизости от приемораздаточных устройств.

При циркуляционном методе подогрева нефтепродукт собирается из нижней части резервуара и насосом прокачивается через внешний подогревательтеплообменник. В этом случае внутри резервуара устанавливается кольцевой подающий трубопровод и местный подогреватель у заборной трубы. Теплообменники устанавливаются индивидуально у каждого резервуара.

Основными подогревателями для трубопроводов являются паровые подогреватели и электрические. Паровые выполняются в виде паровых спутниковпаропроводов, прокладываемых вместе и параллельно с нагревательным трубопроводом, существуют два способа прокладки паровых спутниковвнутренний и наружный. Монтаж изоляции трубопроводов со спутниками выполняют с применением формованных изделий (пенопластиков), мастик или минераловатных скорлуп с покрытием штукатуркой или металлическими кожухами.

В качестве электрических подогревателей применяют гибкие нагревательные элементы (ГНЭ), они представляют собой узкую эластичную ленту, состоящую из медных и нихромовых проволок, сплетенных стеклонитью. Для придания влаго устойчивости ленту покрывают кремнеорганической резиной. В таком виде ленту наматывают на трубопровод и покрывают снаружи слоем тепловой изоляции. Лента снабжена штепсельным разъемом для быстрого подключения к сети.

Устройства разогрева нефтепродуктов:

Комплект блоков электронагревателей резервуарных К3БЭР-12

Грелка железнодорожная электрическая ГЖЭ-55

Подогрев нефти и нефтепродуктов посредством подогревателей заключается в передаче тепла от теплоносителя к нагреваемой жидкости через стенки подогревателя, чем исключается непосредственное соприкосновение теплоносителя с нефтью или нефтепродуктом. Такой подогрев применяется для всех нефтей и нефтепродуктов, обводнение которых недопустимо.

Для налива и в особенности слива таких вязких нефтепродуктов, как битумы, мазуты, тяжелая нефть и другие, необходим их предварительный разогрев, применение специального сливно-наливного оборудования, а также оснащение емкостей и цистерн средствами подогрева. Если средства подогрева отсутствуют, это влечет за собой увеличение сроков обработки емкостей и цистерн, а также неполный слив из них нефтепродуктов. В свою очередь, это приводит к безвозвратным потерям части таких остатков или же к их реализации как некондиционного продукта. Стенки транспортных емкостей остаются покрытыми значительным количеством нефтепродуктов, что уменьшает их грузовместимость и ухудшает качество вновь загруженного продукта.

Оптимальное решение во всех таких случаях — это обогрев резервуаров и цистерн.

Электрический обогрев резервуаров помогает создать в них требуемый температурный режим, необходимый для безопасного и надежного хранения содержащихся в них продуктов.

Чтобы сделать заказ, заполните размещенный на нашем сайте опросный лист. Затем, исходя из ваших исходных данных, наши квалифицированные инженеры займутся выполнением предварительных тепловых расчетов резервуаров и другого технологического оборудования. В заключение нашими специалистами будут подобраны оптимальные для вас тип и конфигурация системы электрообогрева и составлена предварительная спецификация оборудования и материалов.

Подогрев сырой нефти или нефтепродукта в резервуаре может осуществляться только при уровне жидкости над подогревателями не менее 50 см. Температура подогрева хранящихся в резервуаре нефтепродуктов не должна превышать 90 °C, а для нефти должна быть ниже температуры начала кипения. Превышение температуры может вызвать нарушение герметичности металлического понтона из-за сильной вибрации.

Максимальная температура нефти или нефтепродукта в резервуаре с неметаллическим понтоном не должна превышать 60 °C.

При подготовке нефти или нефтепродукта в резервуаре температуру подогрева необходимо систематически контролировать и делать в журнале замеров соответствующую запись.

При заполнении резервуара нефтью или нефтепродуктом, которые подлежат подогреву или длительному хранению в летнее время, уровень жидкости (во избежание переполнения резервуара) устанавливается с учетом расширения жидкости при нагревании. Максимальный уровень холодного продукта не должен превышать 95% высоты емкости.

Сварные резервуары, изготовленные из кипящей стали, или клепаные резервуары старой конструкции, не имеющие сертификата на металл, независимо от состояния и геометрической формы при температуре ниже —20°С должны заполняться не более чем на 80% высоты корпуса при условии, что анализ металла свидетельствует о возможности дальнейшей эксплуатации резервуара.

На данный момент существует множество различных вариантов решений данной проблемы. Мы же рассмотрим наиболее распространенные и наиболее удобные в применении способы нагрева нефтепродуктов.

Обогрев открытым острым паром Одним из первых способов нагрева и остающимся самым распространенным на данный момент является обогрев открытым острым паром, подаваемым непосредственно в продукт. Его отличает относительная простота и большое количество недостатков:

Иногда такую систему используют в двустенных резервуарах, подавая пар в межстенное пространство. Как и при обычном паровом нагреве у данного способа также существуют недостатки. Несмотря на то, что пар не попадает непосредственно в продукт и в нем не скапливается вода, все равно возникает необходимость устранения конденсата из паровой рубашки резервуара. К недостаткам можно также отнести: площадь покрытия поверхности резервуара никогда не достигает 100%; увеличивается время разогрева; продукт не прогревается целиком или прогревается еще медленнее, чем при воздействии на него паром. Применение такого способа с использованием паропроводящего змеевика по внешней стороне резервуара еще больше снижает эффективность и может использоваться исключительно на небольших резервуарах.

Напорное циркуляционное перемешивание Напорное циркуляционное перемешивание — это разогрев с забором нефтепродукта. В эту группу можно отнести множество способов и различных систем, основанных на одном принципе: из резервуара производится забор небольшого количества продукта, его нагрев во внешнем устройстве и подача назад в резервуар. Такой способ рекомендуется применять на больших стационарных резервуарах и на больших сливных железнодорожных терминалах. Для создания подобной системы требуются значительные экономические затраты, проектные и монтажные работы, большое количество дополнительного оборудования: насосы, запорная арматура с обогревом, отдельный технологический участок.

Встроенный подогреватель Наиболее часто применяемый на данный момент способ разогрева или поддержания необходимой температуры в резервуарах и емкостях различного назначения и объёма — использование встроенного подогревателя, состоящего из труб различного диаметра и длины. Исполнение подогревателя бывает секционное или змеевиком.

Теплоноситель: пар В качестве теплоносителя используется пар или вода. Теплоноситель под давлением подается в теплообменник (змеевик), где, остывая, передает тепловую энергию хранимому продукту. При использовании данного способа нагрев происходит относительно быстро при минимальных технико-экономических затратах.

Особенности использования пара:

давление от 0,3 МПа до 1 МПа, реже выше.

температура пара 130−140 °С пожаробезопасный нагрев Отрицательными сторонами являются необходимость получения пара на месте расположения резервуаров, скапливание конденсата в теплообменнике, небольшое КПД, высокая стоимость пара.

Теплоноситель: вода подогрев нефть пар перемешивание Действие и метод использование воды в качестве теплоносителя такое же, как пара.

Особенности использования воды:

давление от 0,3 до 0,8 МПа температура теплоносителя не более 90 °C пожаробезопасный нагрев Положительными сторонами использования жидкости являются:

отсутствие скапливания конденсата в трубах стоимость горячей воды и её использования ниже затрат на пар. При этом невысокая, в отличие от пара, температура, и, как следствие, невозможен нагрев продукта хранения выше 70−80°С.

Заключение

Таким образом, для правильного выбора способа обогрева резервуаров или нагрева хранимого продукта требуется учет всех возможных факторов температурного воздействия и свойств среды. Так же выбор нужно производить исходя из наличия или отсутствия необходимых элементов для работы обогревателя (вода, пар, электричество). Так же необходимо учитывать требуемую скорость разогрева и цель применения данных систем.

Лекции

Лабораторные

Справочники

Эссе

Вопросы

Стандарты

Программы

Дипломные

Курсовые

Помогалки

Графические

Доступные файлы (1):

НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ.doc

5.4. Нефтяные нагреватели и печи

Устьевые и путевые нагреватели.

Для подогрева продукции скважин в выкидных линиях применяют устьевые нагреватели УН-0,2 и ПТТ-2 (рис. 66), а для подогрева продукции скважин в нефтесборных коллекторах - путевые нагреватели ПП-0,4; ПП-0,63; ПП-1,6 и трубопроводные нагреватели типа ПТ.

Подогреватель нефти ПТТ-0,2 состоит из наклонного цилиндрического сосуда ^ 8 с батареей тепловых трубок 5 , газовым сепаратором 6, патрубками ввода нефти 7, топки 1 с газовой инжекционной двухсопловой горелкой 2 и дымовой трубкой 3 с кожухом 4 для защиты обслуживающего персонала от ожогов.

Рис. 66. Подогреватель нефти типа ПТТ-0,2

Устьевой нагреватель ПТТ-0,2 оснащен приборами контроля и автоматического регулирования, поставляемыми комплектно с нагревателем: ртутным техническим термометром АН3-1°-110-220, манометрами ОБМ1-100, регулятором температуры РТ-П25-2 и регулятором давления РД-32М.

Комплекс приборов обеспечивает:

регулирование температуры жидкости в сосуде, давления топливного газа перед горелкой и запальником;

технологический контроль за температурой и давлением.

Технические, характеристики подогревателя ПТТ-0,2

Пропускная способность по жидкости, т/сут до 100

Вместимость сосуда, м 3 1

Давление в сосуде рабочее, МПа -1,6

Температура нагрева жидкости, °С 70

Топливо нефтяной газ

Расход газа, расчетный, м 3 /ч 25

Масса подогревателя без футеровки, кг 2550

Автоматизированные блочные газовые печи с водяным теплоносителем ПП 1,6; ПП-0,63 предназначены для подогрева обезвоженных нефтей, нефтяных эмульсий и воды, для различных технологических нужд.

Технические характеристики блочных газовых печей

Подогреватели трубопроводного типа ПТ-Р/Д, предназначены для подогрева воды, нефти, газа и их смесей.

Читайте также: