Установка при подогреве нефти

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.
Цель работы – рассмотреть установку для подогрева нефти.
Задачи:
1. Изучить общую характеристику установки;
2. Охарактеризовать технологический процесс;
3. Выделить основные мероприятия по организации безопасного процесса работы с установкой.
1 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСТАНОВКИ
1.1 Назначение установкиПреимущества печей и установок подогрева нефти в магистральных нефтепроводах:
Нет необходимости использовать присадки, добавляемые в нефть для повышения ее транспортировочных свойств. Это значительно снижает постоянные расходы на перекачку нефти.
В качестве источника энергии для подогрева используется сама перекачиваемая нефть, как топливо для работы горелок.
В максимальной степени используются технологии замкнутого цикла: рециркуляция дымовых газов, использование постоянно циркулирующего нетоксичного жидкого теплоносителя
Высокая экологичность установок подогрева нефти
Установки подогрева нефти обеспечивают заданный технологический режим работы нефтепровода, соответствуют высоким требованиям по надежности, безопасности, уровню автоматизации и управления, эксплуатационным и экономическим параметрам.
Применение печей и установок подогрева нефти:
Станции транспортировки нефти
Нефтегазовые производства
Предприятия химической промышленности
Нефтеперерабатывающие заводы
Нефтедобывающие морские платформы
Нефтегазовые месторождения
Предприятия пищевой промышленности
Автомобильная промышленность
1.2 Структурная схема и описание работы установки. Установка подогрева нефти (УПН) предназначена для подогрева нефтепродуктов в технологических нефтепроводах и резервуарах.
УПН работает по 2-контурной схеме:
1-й контур (греющий) - индуктивно-кондуктивные электронагреватели и теплообменник;
2-й контур (подогреваемый) - теплообменник и подогреваемый трубопровод или резервуар.
Нагрев нефтепродуктов осуществляется промежуточным теплоносителем (вода, антифриз) через теплообменник.Автоматическое поддержание температуры теплоносителя и защиту от ненормальных режимов работы электрооборудования обеспечивает надежная аппаратура управления и коммутации.
В качестве теплообменного устройства могут быть использованы 2 вида теплообменников:
кожухотрубчатый (для установок мощностью от 100 кВт и выше) - нагрев в нефтепроводах;
пластинчатый (для установок мощностью до 100 кВт) - нагрев/подогрев в резервуарах, емкостях.
Преимущества использования:
в виду отсутствия необходимости использовать присадки, добавляемые в нефть для повышения ее транспортировочных свойств, значительная экономия расходов на транспортировку;
в качестве источника энергии для подогрева используется сама перекачиваемая нефть как топливо для работы горелок, также в качестве топлива можно использовать попутный газ;
в максимальной степени используются технологии замкнутого цикла: рециркуляция дымовых газов, использование постоянно циркулирующего нетоксичного жидкого теплоносителя;
высокая экологичность установок подогрева нефти;
установки подогрева нефти обеспечивают заданный технологический режим работы нефтепровода, соответствуют высоким требованиям по надежности, безопасности, уровню автоматизации и управления, эксплуатационным и экономическим параметрам.
Чертеж БПН (вид сверху): 1 – модуль теплогенерации; 2 – модуль теплообмена; 3 – термомасленный котел; 4 – блок подготовки топлива; 5 – кожухотрубчатый теплообменник; 6 – горелочное устройство; 7 – блок системы автоматики и безопасности; 8 – сетевой насос; 9 – дымовая труба; 10 – расширительный бак; 11 – емкость для подпитки теплоносителя; 12 – насос подпитки
Подогрев нефти осуществляется с 2мя целями: 
улучшение реологических свойств (способность изменять во времени напряженно-деформированное состояние в поле действия механических сил);
снижение вязкости нефти.
Подогрев нефти проводится на нефтяной промыслах, при транспортировке нефти дальним потребителям, на НПЗ.
На нефтяном промысле подогрев нефти проводится у устьев скважин и на установках подготовки нефти.
На устьях скважин для этого устанавливают печи малой производительности до 100 т/сутки, нагревающие нефть до 50°С, на установках подготовки нефти используют печи с производительностью до 10 тыс. т/сутки, подогревающие нефть до 70°С.
На нефтяном промысле подогрев нефти проводят при ее деэмульсации (термический способ или сочетание его с другими) в трубчатых печах до 85°С.
Топливом служит нефтяной газ.
Подогрев нефти позволяет ускорить процесс разрушения и разделения нефтяных эмульсий, т.е. обеспечивает более глубокое обессоливание и обезвоживание нефти.
2 ВЕДЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА НА УСТАНОВКЕ. 2.1 Нормы технологического процессаЭлектрический 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°С, 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°С.
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.
2.2 Аналитический контроль. Для транспортировки нефти в холодный период года и безопасного пуска нефтепровода после остановки необходим подогрев нефти до требуемой температуры, которая задается Заказчиком. Обычно, максимальная величина температуры нагрева нефти ограничивается эксплуатационными ограничениями антикоррозионного покрытия нефтепровода (при высокой температуре возрастает интенсивность процессов коррозии стенок трубы). Минимальная температура обусловлена повышением вязкости нефти и, как следствие, ухудшением ее транспортировочных свойств.
Общие требования
Количество установок и их расположение (на территории НПС, вне ее и пр.)
Требуется ли резервирование ?
Если «да», то в каком объеме ?
Объем основного и вспомогательного оборудования
Объем запасных частей и специального инструмента для техобслуживания
Требуется ли выполнение инженерно-геологических изысканий ?
Если «да», то в каком объеме ?
Требуется ли выполнить строительно-монтажные работы ?
Если «да», то в каком объеме ?
Требования к пуско-наладочным работам
Требуется ли обучение местных специалистов ?
Требования к процедуре сдачи объекта в эксплуатацию
Исходные данные
Объемы перекачки нефти по установкам
Входные и выходные температуры нефти по установкам
Требования к показателям надежности и сроку службы
Подключение к инженерным сетям:
- энергоснабжения
- топливоснабжения
- передачи информации АСУ ТП
- технологических трубопроводов
- отвода стоков
Максимальный ожидаемый объем перекачки по каждой установке
Количество часов работы по каждой установке
Продолжительность периода работы с подогревом (холодного периода)
Климатические условия в местах расположения установок
Температура наиболее холодной пятидневки
Продолжительность отопительного периода
Средняя температура за отопительный период
Среднемесячная относительная влажность воздуха за наиболее холодный месяц
Сейсмичность района
Рельеф местности
Эксплуатационные требования
Производительность установок подогрева по нефти
Значения температуры нефти на входе и выходе установок
Требования к рабочему давлению змеевиков, связанные с давлением, создаваемым магистральными насосами.
Потеря давления при прохождении нефти через установкуКПД установки
Минимальное значение загрузки нефтепровода, при котором установки подогрева нефти сохраняют рабочие параметры
Состав нефти, предназначенной для использования в качестве топлива
Требования к строительству топливных резервуаров с подогревом до согласованной температуры и теплоизоляцией
Требования к площадкам размещения установок
Требования к расположению дренажной системы с емкостью с погружным насосом для автоматического опорожнения змеевиков при создании аварийных ситуаций и месту врезки трубопровода откачки нефти из дренажной емкости
Требования к условиям сбора промливневых стоков и случайно пролитой нефти для последующего отвода к очистным сооружениям
Требования к пожарной защите и средствам пожаротушения
Требования по экологии с указанием ПДК продуктов сгорания
Требования к наружной окраске конструкций установки подогрева
Автоматизация
Требования к средствам учёта количества подогреваемой нефти
Требования по интеграции в существующую систему АСУ ТП НПС
Требования по интеграции в системы безопасности станционных объектов, включая пожаротушение, газосигнализацию, а также перевод технологии в безопасный режим при возникновении аварийных ситуаций
3 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ТРУДА. 3.1 Основные опасности при работе на установкеТемпература нагрева мазута не должна подниматься более 90 ° С, а для масел — 60 ° С.
Температура нагрева должна быть ниже температуры вспышки масляных паров в закрытом тигле как минимум на 25 ° C.
Для нагрева нефтепродуктов используются различные теплоносители: водяной пар, горячая вода, горячие газы и продукты нефти, электричество. Чаще всего используется водяной пар, который имеет высокое содержание тепла и теплопередачу, легко транспортируется и не представляет опасности возгорания. Обычно используется насыщенный пар с давлением 0,3–0,4 МПа, обеспечивающий нагрев нефтепродукта до 80–90 ° С.
Горячая вода используется тогда, когда есть ее доступ в большом объеме, поскольку содержание тепла в воде около 6 раз ниже по уровню, чем у насыщенного пара.
Газы применяются в ограниченном порядке, поскольку они характеризуются низким уровнем теплоемкости, низким процентом теплопередачи, а также организовать их сбор затруднительно; они используются только для подогрева нефтепродуктов в танкерах и в трубчатых нагревателях на нефтеперерабатывающих заводах.
Электрические источники нагрева относятся к самым эффективным теплоносителям, но прибегая к их использованию необходимо соблюдать требования пожаротушения. Обнаженная электрическая грелка с горячим проводом может вызвать воспламенение масляных паров. В связи с этим электрическое отопление используется для нефтепродуктов с высокой температурой вспышки и в основном для масел перед сливом их из цистерн.
Нагревать с помощью водяного пара можно несколькими способами: применяя горячий пар, трубчатые нагреватели или циркуляционные источники обогрева.
Нагрев горячим (открытым) паром заключается в подаче насыщенного пара непосредственно в нефтепродукт, где он конденсируется, давая маслу необходимое тепло. Этот метод в основном используется для подогрева мазута при сливе из железнодорожных цистерн. Недостатком этого способа является необходимость дальнейшего удаления воды из нефтепродукта.
Подогрев за счет трубчатых нагревателей — это передача тепла от пара к нагретому продукту через стенки нагревателя. В данном случае исключен прямой контакт охлаждающей жидкости с нефтепродуктом. Пар, поступающий в трубчатый нагреватель, отдает тепло нефтепродукту через стенку нагревателя, а конденсированный пар отводится наружу, что исключает появление в нефтепродукте лишней жидкости.
Циркуляционный нагрев основан на нагреве нефтепродукта тем же нефтепродуктом, но при обслуживании крупных нефтебаз, а также железнодорожных цистерн.
3.2 Мероприятия по предотвращению. Для каждой установки должен быть разработан технологический регламент, согласованный и утвержденный в установленном министерством порядке. Вопросы техники безопасности, отражаемые в технологическом регламенте, должны соответствовать настоящим Правилам и действующим нормативным документам и положениям.
Все установки, мастерские, лаборатории и другие объекты должны иметь инструкции по технике безопасности по профессиям и видам работ, обеспечивающие безопасность проведения всех работ на данном участке.
Инструкции по технике безопасности, разработанные на предприятии, подлежат пересмотру:
не реже одного раза в три года;
при изменении технологического процесса и условий работы;
при авариях, взрывах и несчастных случаях с тяжелым исходом, происшедших на рабочих местах, на которые распространяется эта инструкция;
при изменении руководящих документов, положенных в основу инструкций.
На основе типовых инструкций по технике безопасности и по профессиям руководителями цехов, установок и других объектов разрабатываются, с учетом настоящих Правил, местные инструкции, которые согласовываются со службой техники безопасности предприятия и другими службами в соответствии с порядком, установленным на предприятии, и утверждаются главным инженером.
Перечень инструкций, обязательных для каждого объекта, должен утверждаться главным инженером предприятия. Инструкции по технике безопасности должны находиться в производственных помещениях.
Руководители предприятий, цехов, установок, мастерских, лабораторий и др. несут ответственность за создание и поддержание безопасных условий труда на подчиненных им объектах. Обязанности, права и ответственность руководителей предприятий и отдельных участков в области организации и создания безопасных условий труда определяются действующими положениями об организации работы по охране труда, технике безопасности и промышленной санитарии в системе Министерства нефтяной промышленности.
Запрещается находиться в производственных помещениях, на установках, в резервуарных парках и других объектах лицам, не связанным с производством работ на этих объектах.
Все производственные объекты установки должны быть обеспечены средствами пожаротушения по перечню, согласованному с местными органами пожарного надзора.
Каждый работник установки, заметивший опасность возникновения аварии или ситуации, угрожающей людям, обязан немедленно сообщить руководству и действовать согласно плану ликвидации аварии.
Планы ликвидации аварий разрабатываются в соответствии с производственными условиями.
Планы ликвидации аварий вместе с необходимыми приложениями к ним должны находиться на рабочих местах; обслуживающий персонал должен быть ознакомлен с ними под расписку.
Знание плана ликвидации аварий проверяется во время учебных и тренировочных занятий с персоналом объекта, проводимых по графику, утвержденному главным инженером предприятия.
Запрещается пуск в эксплуатацию новых, а также подвергшихся реконструкции установок без приема их комиссией с участием представителя службы техники безопасности предприятия, технического инспектора профсоюза, представителей пожарного и санитарного надзора, органов Госгортехнадзора. Контролирующие органы должны быть извещены об участии в комиссии за три месяца до приема новых и реконструированных объектов.
Запрещается производить какую-либо реконструкцию без предварительного согласования проекта реконструкции с проектной организацией.
При составлении дефектной ведомости на ремонт установки лица, ответственные за состояние техники безопасности предприятия, обязаны предусмотреть проведение всех необходимых работ, связанных с техникой безопасности и пожарной безопасностью, и не принимать установку, объект или агрегат до их окончания. Дефектная ведомость на ремонт должна быть согласована со службой техники безопасности предприятия. Пуск в эксплуатацию установок и других объектов после ремонта без приема их комиссией с участием представителей службы техники безопасности и пожарной охраны запрещается.
Нарушением правил безопасности является любое отступление от обязательных для данного предприятия, цеха, установки правил, инструкций, нормативных материалов и указаний по безопасному ведению работ, а также непринятие должных мер для предотвращения несчастных случаев и аварий.
На установках и других объектах необходимо вести специальный "Журнал проверки состояния техники безопасности", в котором руководители предприятия, цеха, установки и представители вышестоящих организаций записывают обнаруженные недостатки по технике безопасности, устанавливают сроки их устранения и ответственных исполнителей.
Для проведения работы по технике безопасности и промышленной санитарии на предприятии согласно действующим положениям организуется служба техники безопасности.
Руководитель службы техники безопасности предприятия ведет всю организационную работу по вопросам техники безопасности и промышленной санитарии и несет ответственность за выполнение работы, обусловленной действующими положениями.
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.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК: 1. Коннова Г. В. Оборудование транспорта и хранения нефти и газа. Ростов н/Д. : Феникс, 2006, 128 с.
2. Махмотов Е. С. Нефтесмеси, транспортируемые по магистральным нефтепроводам АО «КазТрансОйл». Алматы : Жибек Жолы, 2009. 530 с.
3. Теплоноситель ТЛВ-330 // tlv-330.ru : официальный сайт. URL: http://tlv-330.ru/tlv330 (дата обращения: 05.07.2020).
4. Фаизов А. И., Садыков Р. А. Анализ габаритов теплообменного аппарата при использовании различных теплоносителей для подогрева нефти : сб. тр. XVI Международного симпозиума «Энергоресурсоэффективность и энергосбережение» / ИП Шайхутдинов А.И., Казань, 2016. С. 481–483.
5. Газовые термомасляные котлы ЯроМакс на 1000-2750 кВт // yaromax.com официальный сайт. URL: http://yaromax.com/default.aspx?page=12 (дата обращения: 05.07.2020).