проникновении, окончания одного процесса в начало другого или осуществлением нескольких процессов одновременно в одном и том же аппарате.

Сбор и подготовка нефти в Западной Сибири имеют свои особенности, обусловленные высокой плотностью и большими запасами отдельных месторождений, высокими темпами роста добычи и обводненности нефти, специфическими природно-климатическими и географическими условиями этого района и возрастающими требованиями к качеству товарной нефти, поступающей на нефтеперерабатывающие заводы.

В качестве основного аппарата будем использовать сепаратор.

2. Технологическая часть

2.1 Характеристика исходного сырья и готовой продукции

В соответствии с рекомендациями по подготовке нефти, при выполнении расчетов по выбору оборудования и составления регламента работы ЦППН, приняты следующие технологические параметры работы:

- температура поступающей жидкости +10⁰С;

- температура нагрева жидкости на первой ступени обезвоживания +35⁰С;

- время отстоя на первой ступени не менее 30 мин;

- остаточное содержание воды в нефти после предварительного сброса в отстойниках 10%;

- температура нагрева жидкости на второй ступени обезвоживания +55 ⁰С;

- температура выхода нефти со второй ступени обезвоживания +45⁰С;

- время отстоя на второй ступени не менее 40-60 мин;

- остаточное содержание воды в нефти после второй ступени:

- обезвоживания не более 0,2%;

- содержание хлористых солей в товарной нефти не более 40г/т;

- подача деэмульгатора в зависимости от типа деэмульгатора, 70-40 г./т нефти; - подача ингибитора солеотложения, 10г/т воды;

- Общий газовый фактор 13,94м³/т нефти;

Таблица 2.1. Компонентный состав пластовой нефти Приразломного месторождения (мольное содержание, в %)

Компоненты	Пластовая нефть (смесь)	Разгазированная (товарная нефть)
Углекислый газ	0.72	0.0094
Азот+редкие	0.38	0.0000
Метан	26.87	0.0217
Этан	5.26	0.4214
Пропан	7.25.	3.3220
Изобутан	1.36	1.2270
Норм. бутан	3.66	3.8317
Изопентан	1.34	1.8630
Норм. пентан	2.18	3.1643
Остаток (С6+высшие)	50.98	86.1380
Молекулярная масса:
Пластовой нефти	139.3
Остатка (С6+высшие)	243.9

Таблица 2.2. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Приразломного месторождения

Наименование	Значение по пластам
	БС4 (скв. 198)	АС11 (скв. 191)
Плотность нефти, кг/м3	846	902
Вязкость нефти, МПа*с:
при 20 0 С	9,0	114.2
при 50 0 С	4,0	29,0
Температура застывания, 0 С	минус 12	-
Температура насыщения нефти
парафином, 0 С	34,2	-
Содержание, % массовые:
серы	0,5	0,93
смол силикагелевых	3,3
Асфальтенов	0,4
Парафина	4,7	4,16
Выход фракции, % массовые:
н. к. 100 0 С	5,0	-
до 150 0 С	15,0	-
до 200 0 С	24,0	-
до 250 0 С	34,0	-
до 300 0 С	43,5	31,0
Количество определений	1	1
Число скважин	1	1

Приведенные данные по фракционному составу характерны для нефти Приразломного месторождения за 2005 г., ее характеристики могут изменяться в зависимости от времени и носят переменный характер.

Таблица 2.3. Компонентный состав газа по ступеням сепарации Приразломного месторождения (мольное содержание, в%)

Компоненты		Газ
	1 ступень, С1	2 ступень, С2	3 ступень, С3 (КСУ)
	t350С, Р0.6МПа	t550С, Р0.4МПа	t450С, Р0.105МПа
Углекислый газ	2.4337	2.4407	0.9259
Азот+ редкие	0.4007	0.0853	0.0039
Метан	59.8894	32.8544	5.5380
Этан	16.4414	22.1016	17.3707
Пропан	14.8700	28.0460	43.3181
Изобутан	1.4980	3.4865	7.0521
Норм. бутан	2.9559	7.1636	15.7438
Изопентан	0.4726	1.2270	3.0908
Норм. пентан	0.6019	1.6088	4.1004
Остаток (С6+высшие)	0.4366	0.9863	2.8563
Плотность газа при нормальных условиях, кг/м3	1,163	1.542	2.085
Газовый фактор,	1,58	3,18	9,18
м3/т нефти
Молекулярный вес, кг / Кмол	26.055	34.543	46.700

Таблица 2.4. Физико-химические показатели подтоварной воды

Наименование показателя	Значения	Метод испытания
Плотность, кг/м3	1010-1015	ГОСТ 3900-85
Общая минерализация, мг/л	8000 - 12000	ГОСТ 21534-76
Содержание мех. примесей, % не более	0,01	РД 39-1-11-55-84
Содержание нефтепродуктов, мг/л не более	20	ОСТ -39-773-81

Готовая продукция

Готовой продукцией является:

Товарная нефть, отвечающая требованиям ГОСТа 9965-76 «Нефть. Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия».

В зависимости от степени подготовки устанавливаются 1,2 и 3 группы нефти. По физико-химическим показателям нефть должна соответствовать нормам согласно ГОСТ 9965-76 приведенным в таблице 2.6.

Таблица 2.5

Наименование	Норма для группы	Метод
показателя	1	2	3	испытаня
	а	б
Массовая доля воды, % не более	0,5	0,5	1,0	1,0	По ГОСТ 2477-65
Концентрация CL-солей, мг/л не более	40	100	300	900	По ГОСТ 21534-76
Массовая доля механических примесей, % не более	0,05	0,05	0,05	0,05	По ГОСТ 6370-83 и по п. 3.2. ГОСТ 9965-76
Давление насыщенных паров, кПа (мм. рт. ст.) не более	66,65 (500)	66,65 (500)	66,65 (500)	66,65 (500)	По ГОСТ 1756-52

Характеристика подготовленной нефти.

- Содержание воды менее 0,2% масс;

- Содержание хлористых солей не более 40 мг/л;

- Содержание механических примесей не более 0,05%;

- Давление насыщенных паров при температуре нефти в пункте сдачи, не более 66650 (500) Па (мм. рт. ст.)

Пластовая вода, отделившаяся от нефти и прошедшая очистку на очистных сооружениях, имеет остаточное содержание:

- нефтепродуктов до 20 мг/л;

- механических примесей до 10 мг/л.

Подготовленная нефть отвечает требованиям по качеству предъявляемым к группе 1а.

Реагенты:

Основная цель процесса предварительного сброса воды и подготовки нефти - это сепарация нефти и отделение от нефти пластовой воды. Широко используется для отделения воды химический метод обработки нефтяной эмульсии деэмульгаторами, которые ослабляют структурно-механическую прочность слоев, обволакивающих каплю воды, и способствуют более глубокому расслоению эмульсии. В качестве реагента-деэмульгатора, применяемого при подготовке нефти, используется «Separol WF-41». Данный деэмульгатор представляет собой смесь метанола, ксилола, алкилбензиламмониумхлорида и жирнокислого конденсата (талмасло и амин).

Таблица 2.6. Физико-химические свойства «Separol WF-41»

Наименование свойств	Единица измерения	Значения
Плотность при 20 С	кг/м3	930-950
Вязкость при 20 С	мПа*с	75
Температура вспышки	С	+ 17
Температура застывания	С ниже минус	- 50
Содержание ПАВ	%	60 - 65
Растворитель - смесь метанол: вода		4: 1
Растворимость		маслорастворимый

Для предупреждения образования отложения солей в змеевиках, при нагреве нефти в печах ПТБ-10, производят подачу ингибитора солеотложения ПАФ-13А или СНПХ-5301 с помощью блока реагентного хозяйства, включающего в себя емкость приёма и хранения ингибитора солеотложения ЕИС-1 и блока дозирования.

ПАФ-13А представляет собой слабо пахнущий, от светло-оранжевого до коричневого цвета водный раствор натриевых солей полиэтиленполиаминополи (метиленфосфоновых кислот) с примесями хлористого натрия, формальдегида, кислых натриевых солей фосфористой и фосфорной кислот.

Таблица 2.7. Физико-химические свойства ПАФ-13А

Наименование свойств	Единица измерения	Значения
Плотность при 20 С	кг/м3	1250
Вязкость, при 20 С при - 40 С	мПа*с, не более	100 800
Термостойкость	С, до	150
Доза эффективности применения При отложениях СаSO3 СаSO4	г/м3	10 15
Содержание основного вещества	%	22 - 30
Водородный показатель рН		5 - 6
Внешний вид	жидкость	цвет желтый

СНПХ-5301 представляет собой жидкую композицию на основе оксоэтилидендифосфоновой кислоты. Норма расхода СНПХ-5301 составляет 15 г./м³ попутно добываемой воды.

Таблица 2.8. Физико-химические свойства СНПХ-5301

Наименование свойств	Единица измерения	Значения
Плотность при 20 С	кг/м3	1100-1250
Вязкость динамическая, при 20С при -20 С	мПа*с	16-23 49
Водородный показатель рН		6-7
Температура кипения	С	110-112
Температура застывания: зимний летний	С	- 40 - 20
Внешний вид	жидкость	цвет желтый
Растворимость: - в пресной воде - в минеральной воде		неограниченно растворим в воде с содержанием ионов Са+ до 40000 мг/л ионов Ва+ до 350 мг/л

Для защиты водоводов от коррозии применяется ингибитор по ГОСТу 12.1.011-78 по технологии постоянного дозирования. Ингибитор И-21ДМ представляет собой смесь алкилпиридинов с кислотосодержащими продуктами с добавлением растворителя и эмульгатора.

Таблица 2.9. Физико-химические свойства ингибитора И-21ДМ

Наименование свойств	Единица измерения	Значения
Защитное действие	%, не менее	85
Кислотное число	мг КОН на 1г продукта, не более	28
Плотность	кг/м3	800 - 870
Температура застывания	С, не выше	- 50
Температура воспламенения	С	19
Температура самовоспламенения	С	237
Внешний вид		подвижная жидкость темно-коричневого цвета

2.2 Описание технологической схемы установки

Процесс подготовки нефти осуществляется по следующей технологической схеме (рис. 2.1):

Поток нефтяной эмульсии с Приразломного месторождения с содержанием воды 20-30%, температурой 10 ⁰С, давлением 0,7МПа поступает на первую ступень нагрева печей П-1, П-3. Технологической схемой предусмотрена возможность приема нефтяной эмульсии любой из печей, а так же возможность перевода всего количества поступающей с промысла жидкости на концевые сепараторы С-1 и С-4 минуя ЦППН. На вход сепараторов первой ступени подается раствор деэмульгатора. Предотвращение отложения солей на внутренних стенках змеевика печи обеспечивается подачей перед печами ингибитора солеотложения ПАФ-13А. Реагент подается из емкости хранения ингибитора солеотложения (на схеме не показано).

Нефть с температурой t = 35 ⁰С поступает в сепараторы С-1, где происходит за счет снижения давления до 0,6МПа разгазирование нефтяной эмульсии. Уровень жидкости в аппаратах регулируется клапанами, установленными на выходе газа из сепараторов.

Частично разгазированная нефтяная эмульсия после сепараторов С-1 подается в параллельно работающие отстойники О-1, О-2. В отстойниках происходит основной сброс пластовой воды. Содержание воды на выходе с отстойников до 10%.

Частично обезвоженная и разгазированная нефтяная эмульсия поступает на вторую ступень нагрева печи П-2, П-4, где нагревается до t = 55^оС и, далее в сепараторы С-2 и С5, где происходит дополнительный сброс газа от нефти за счет снижения давления до 0,4МПа.

Из сепараторов С-2, С-5 нефть поступает в электродегидраторы ЭГ-1, ЭГ-2, где происходит сброс воды до остаточного содержания 0,5%. Перед входом в ЭГ в поток нефтяной эмульсии подается техническая вода с целью снижения содержания солей в нефти (на схеме не показано). После ЭГ нефть с температурой 45°С поступает на концевую сепарационную установку (КСУ) - аппараты С-3, С-6, где происходит окончательное отделение остаточного количества газа при давлении 0,105 МПа (абс).

Нефть с КСУ поступает в товарный парк Е (РВС-10000 м³). Отделившаяся вода в О - 1,2 и ЭГ - 1,2 откачивается подрезными насосами с низа резервуара на очистные сооружения или в «голову» процесса подготовки нефти - на вход ЦППН.

Подготовленная к откачке товарная нефть из резервуаров Е - 1,2 откачивается насосами внешнего транспорта через узел учета нефти в трубопровод.

Для поддержания одинакового давления газового пространства резервуаров, Е сообщены между собой газоуравнительной линией.

Отделившийся в сепараторах С - 1,2,3,4,5,6 газ сбрасывается на факел высокого давления (ФВД).

Для предупреждения возникновения аварийного давления в электродегидраторах ЭГ, отстойниках О, предусмотрен сброс избыточного количества жидкости с аппаратов, через предохранительные клапана (ППК), в аварийные емкости и последующая его откачка насосным агрегатом в трубопровод поступления нефти на КСУ.

2.3 Материальный баланс установки

Годовая мощность установки по сырой нефти 3 млн. т/год.

Годовая продолжительность работы установки 350 дней (8400 ч).

Обводненность сырой нефти 30% масс.

Содержание воды в товарной нефти 0,2% масс. (I категория).

Компонентный состав нефти (мольное содержание, в%) приведен в п.п. 2.1.

Таблица 2.11. Материальный баланс установки

Приход	Расход
	% масс	кг/ч	тыс. т/г		% масс	кг/ч	тыс. т/г
Эмульсия, в том числе: нефть вода	70 30	250 000 107 143	2 100,0 900,0	Товарная нефть, в том числе: нефть вода	99,8 0,2	243 013 487	2 041,3 4,1
				Глава 2 Всего	100	243 500	2045,4
				Глава 3 Газ	2,6	9 286	78,0
				Пластовая вода, в том числе: вода нефть	99,5 0,5	103 835 522	872,2 4,4
				Глава 4 Всего	100	104 357	876,6
Итого	100	357 143	3 000,0	Итого	100	357 143	3 000,0

3. Механическая часть

3.1 Технологический расчет основного оборудования

Целью расчетов, проводимых в настоящем разделе, является определение необходимых размеров используемого технологического оборудования на установках подготовки нефти, выбор типа аппаратов и расчет их количества.

3.1.1 Сепаратор второй ступени

Для проведения расчёта необходимо знать плотность нефтяной эмульсии. Известно, что нефтяная эмульсия состоит из воды (30% масс) и нефти (70% масс). Плотность можно определить по правилу аддитивности:

,

где - весовая концентрация компонента в смеси; - плотность компонентов, кг/м³.

Таблица 3.1. Массовая доля и плотность компонентов нефти

Компонент смеси	Массовый состав нефти из сепаратора (, табл. 2.8)	Массовая доля	Плотность компонентов при нормальных условиях (), кг/м3
СО2	8,8	0,0018
CH4	23,68	0,0049	406,9 ()
С2Н6	24,9	0,0052	561,2 ()
С3Н8	145,64	0,0302	579,4 ()
изо-С4Н10	51,62	0,0107	557,3
н-С4Н10	153,7	0,0319	578,9
изо-С5Н12	82,08	0,017	619,6
н-С5Н12	138,96	0,0289	626,2
С6Н14+	4186,48	0,8693	659,4
Итого	Miн=4815,86	1

Плотность углеводородной смеси составит 650,4 кг/м³.

Плотность пластовой воды составляет 1015 кг/м³ (производственные данные).

Тогда плотность нефтяной эмульсии () рассчитаем также по правилу аддитивности:

кг/м³.

Для пересчёта плотности эмульсии на рабочую температуру сепаратора 35⁰С удобно воспользоваться формулой:

_t = ^н.у - ^.(t - 20),

где - средняя температурная поправка. В нашем случае = 0,633 и 0,9.

Тогда _эм = 728,955 - 0,633^.15 = 719,46 кг/м³

_см³⁵ = 650,4 - 0,9^.15 = 636,9 кг/м³.

Плотность отделяющегося в сепараторе газа

_ср^г = 6,46 кг/м³.

Для гравитационных сепараторов необходимым условием эффективного отделения нефти от газа является следующее соотношение:

_н < _г,

где _н - скорость подъёма уровня нефти, м/с; _г - скорость всплывания пузырьков газа в нефти, м/с.

При этом соотношении пропускная способность по жидкости для горизонтальных сепараторов будет определяться формулой:

Q < 4700ЧFЧd²(_эм - _ср^г) / _эм м³/сутки,

где F - площадь зеркала нефти, м²; d - диаметр пузырьков газа, м; _эм - динамическая вязкость эмульсии, кг/(мЧс).

Принимая во внимание наихудшие условия эксплуатации сепараторов, целесообразно принять диаметр пузырьков газа равным 1,55^.10^-3 м.

Динамическую вязкость водонефтяной эмульсии можно определить по формуле:

_н = _см³⁵Ч_н

_н = ₂₀Чexp [-UЧ (t - 20)],

где B - обводнённость нефти на входе, 30%; _н - динамическая вязкость нефти, кг/(мЧс); _эм - кинематическая вязкость газа при рабочих условиях, м²/с; U - коэффициент крутизны вискограммы, 1/град:

Согласно производственных данных:

₁ = ₂₀ = 9,88Ч10^-6 м²/с, ₂ = ₅₀ = 5,07Ч10^-6 м²/с.

Тогда U = 0,02224.

_н = 9,88Ч10^-6.exp [-0,02224Ч15] = 7,07744Ч10^-6 м²/с.

_н = 636,9Ч7,07744Ч10^-6 = 4,51Ч10^-3 кг/(мЧс)

кг/(мЧс).

Объёмный расход эмульсии через блок сепараторов первой ступени и объёмный расход газа, соответственно равны:

Q_v = Q / _э; Q_v^г = Q_г / _ср^г

Q_v =579491,96/ 719,46 =805,45 м³/ч (19330,9 м³/сутки).

Q_v^г =41497,4/ 8,68 = 4780,81 м³/ч.

Принимаем к рассмотрению сепаратор НГС - 1,0 - 3000 - 2 со следующими характеристиками:

объем V = 100 м³;

внутренний диаметр D = 3000 мм;

длинна аппарата L = 13120 мм.

Максимальный объём эмульсии, находящейся в сепараторе можно определить по формуле:

Vmax = VЧfЧk,

где f - 0,7 степень заполнения; k - 0,98 коэффициент запаса; V - объем сепаратора, м³.

V_max = 100Ч0,7Ч0,98 = 68,6 м³.

Полученной величине V_max соответствует площадь поперечного сечения, определяемая по формуле:

S = V_max / L

S = 68,6 / 13,12 = 5,23 м².

Необходимо определить площадь зеркала нефти F. Целесообразно определять минимально возможную величину F, которая будет иметь место в процессе эксплуатации сепаратора. Применительно к данному случаю минимальное значение F будет соответствовать максимально заполненному сепаратору. Площадь зеркала нефти равна F = b. L, тогда искомой величиной будет являться хорда b, (рис. 2.2.).:

Рис. 3.1. Поперечное сечение сепаратора с нефтью

Площадь поперечного сечения (S) объёма нефти в сепараторе S с учётом несложных геометрических преобразований можно представить следующей зависимостью:

,

где r - радиус сепаратора: r = D / 2, м; a - угол, град.

Из геометрии также известно, что:

,

.

Тогда .

или

Для рассматриваемого случая, при S = 5,23 м², r = 1,5 м, это уравнение примет вид:

.

Решая уравнение методом подбора, определим угол , который составляет . Тогда хорда b равна 2,76 м.

м²,

м³/сутки.

Для соблюдения условия эффективной работы данного сепаратора его объёмная производительность по жидкости должна быть:

Q_v^сеп < 26412,67 м³/сутки.

Так как объемный расход эмульсии через блок сепаратора составляет 19330,9 м³/сут, то необходимо принять в эксплуатацию 1 сепаратор выбранного ранее типа, но для непрерывного технологического режима целесообразней принять 2 сепаратора НГС - 1,0 - 3000 - 2, так как в случае аварии остается возможность переключения потока на резервный сепаратор без остановки УПН.

3.1.2 Расчет штуцеров сепаратора

Диаметр штуцеров рассчитываем по уравнению расхода:

, (2.42)

где - скорость продукта, принимается 1-3 м/с;

V - объемный расход продукта, м³/с.

Расчет штуцера входа эмульсии в сепаратор.

Расход эмульсии составляет:

V = = 805,45/(2*3600) = 0,112 м³/с;

Скорость эмульсии принимаем = 2 м/с.

м

Принимаем по ГОСТу D_у = 0,300 м.

Расчет штуцера выхода газа

Расход газа составляет:

Vг == 4780,81/(2*3600) = 0,664 м³/с;

Принимаем = 25 м/с.

м

Принимаем по ГОСТу D_у = 0,250 м.

Расчет диаметра штуцера выхода разгазированной нефти

Расход разгазированной нефти составляет:

м³/с;

Принимаем = 1,8 м/с.

м³/с.

Принимаем по ГОСТу D_у = 0,300 м.

3.2 Механический расчет сепаратора

3.2.1 Исходные данные для конструктивного расчета сепаратора

Исходные данные:

- Внутренний диаметр сепаратора Dв=3000 мм. (см. п. 2.5.1.)

- Технологическое (рабочее) давление Ризб = 0,6 МПа.

- Рабочая температура tраб = 35°С.

- Среда: водонефтяная эмульсия.

Рис. 3.2. Эскиз газового сепаратора

1 - сетчатый каплеотбойник; 2 - успокоительная решётка; 3 - отбойник; 4 - опоры.

3.2.2 Выбор материала

Руководствуясь общими принципами выбора материала и учитывая максимальную рабочую температуру 35°С, давление 0,6 МПа, среднюю коррозионность среды, а также возможность работы оборудования в условиях крайнего севера, выбираем низколегированную сталь марки 09Г2С (ГОСТ 14249-89) с допускаемым напряжением при 35°С [2, прил. 9].

3.2.3 Расчеты на прочность основных узлов и деталей сепаратора

Толщина цилиндрической части сепаратора

Цилиндрическая часть представляет собой тонкостенный цилиндр, толщина стенки которого определяется согласно ГОСТ 14249-89 следующей формулой [2]:

S= (Pp*Dв)/ (2 [у]*ц-Pp) +C, (3.1)

где: S - расчетная толщина, м; Рр - расчетное избыточное давление, МПа; Dв - внутренний диаметр аппарата, м; [у] - допускаемое напряжение на растяжение материала аппарата, Па; ц - коэффициент прочности продольного сварного шва; С - прибавка на коррозию, величину которой принимают в зависимости от коррозионных свойств среды в пределах 1 - 6 мм.

При расчете на прочность аппаратов, содержащих взрывопожароопасные и токсичные среды и снабженных предохранительными клапанами, расчетное давление принимают на 10%, но не менее, чем на 0,2 МПа больше технологического. Это позволяет избежать загрязнения окружающей атмосферы и обеспечивает нормальную эксплуатацию технологических установок.

Следует отметить, что при механическом расчете аппаратов используется избыточное давление.

В нашем случае избыточное рабочее давление равно:

Р_изб = 0,6 - 0,1 = 0,5 МПа.

и расчетное давление равно:

1) Рр = 0,6 + 0,2 = 0,8 МПа.

2) Рр = 0,5 + 0,05 = 0,55 МПа.

За расчетное берется большая величина, следовательно, Рр = 0,8 МПа.

Допускаемое напряжение

Допускаемое напряжение [у] определяют по формуле [2]:

[у] = з*[у*], (3.2)

где з - поправочный коэффициент, равный 0,9 для аппаратов, содержащих взрыво- и пожароопасную или токсичную среду; [у] - нормативное допускаемое напряжение, при t_раб = 35°С равно 192,2 МПа. [2, прил. 9].

[у] = 0,9*192,2= 173 МПа

Учитывая, что продольные и поперечные швы обечаек стальных аппаратов должны быть только стыковыми и, предполагая двухстороннюю сварку, выполненную автоматически, принимаем ц=1.

Величину прибавки на коррозию, учитывая коррозионность среды, принимаем равной 3 мм.

Теперь имеем данные для определения толщины стенки сепаратора

S = (0,8*3)/(2*173*1 - 0,8) + 0,003 = 0,00995 м. = 9,95 мм.

Принимаем ближайшую большую толщину листа по сортаменту 10 мм.

Толщина стенки днищ

Для цилиндрических аппаратов, диаметр которых меньше 4 м, применяют эллиптические днища (рис. 3.2.).

Рис. 3.3. Эллиптическое днище

Толщину стенки эллиптического днища определяют в его вершине, где поверхность имеет наибольший радиус кривизны, по формуле[2]:

Sd = (Pp*R)/(2*[у]*ц - 0,5*Pp) + C (3.3)

Sd = (0,8*3)/(2*173 - 0,5*0,8) + 0,003 = 0,0099 мм.

Принимаем толщину стенки днищ равной 10 мм.

Расчет опор сепаратора

При установке горизонтального цилиндрического аппарата на опоры расчетом проверяется прочность и устойчивость корпуса аппарата при действии силы тяжести самого аппарата и его содержимого с учетом возможных дополнительных внешних нагрузок.

Расчет корпуса аппарата на изгиб от всех указанных нагрузок производится как у неразрезной балки кольцевого сечения постоянной жесткости, лежащей на соответствующем количестве опор. Данный аппарат расположен на двух опорах, одна из которых подвижная (рис. 3.4.).

Рис. 3.4. Расчетная схема нагрузок от действия силы тяжести для аппарата установленного на двух опорах.

Реакции опор для аппарата на двух опорах [2]:

Ра = Рб = 0,5*G, МН

где G_max - сила тяжести заполненного водой аппарата при гидроиспытании;

G_max = (G_цил + G_дн + G_вн + G_из + G_в) * g, МН.

где G_цил - вес металла цилиндрической части аппарата:

G_цил = р/4*(D_н² - D_вн²) * L_цил * р * g, Н;

где р - плотность стали (7500-7900 кг/м³), принимаем р = 7850 кг/м³.

L - общая длина аппарата, L = 13 м. [2, прил. 11].

L_цил = L-2*L_дн;

L_дн = L_в + В; L_в = 600 мм.; В = 50 мм.; L_дн = 650 мм.

L_цил = 13 - 2*0,65 = 11,7 м.

G_цил = 3,14/4*(3,02² - 3²) * 11,7 * 7850 * 9,81 = 138191,51 Н.

Вес днища определим по формуле: G_дн = 2*m*g

где m - масса днища; m = 807 кг, т.к. диаметр аппарата 3,0 м, толщина стенки днища 10 мм. [2, прил. 10].

G_дн = 2*807*9,81 = 15833,34 Н.

G_вн - вес люков, штуцеров и внутренних устройств принимаем равным 10% веса металла корпуса.

G_вн = 0,1*(G_цил + G_дн), кг;

G_вн = 0,1*(138191,51+15833,34) = 15402,5 Н.

Вес теплоизоляции аппарата можно рассчитывать приняв соответствующий материал. Обычно этот вес составляет 5-10% минимального веса аппарата.

Примем 8%, тогда:

G_из = 0,08*(G_цил + G_дн + G_вн), Н.

G_из = 0,08*(138191,51+15833,34+15402,5) = 13554,2 Н.

где G_в - вес воды;

G_в = V_ап * р_в * g, кг;

V_ап - объем аппарата, V_ап = 100 м³;

р_в - плотность воды, р_в = 1015 кг/м³ (производственные данные).

G_в = 100*1015*9,81 = 995715 Н.

Тогда максимальный вес аппарата будет равен:

G_max = (138191,51+15833,34+15402,5+13554,2+995715) = 1178697 Н.

G_max = 1178697 Н = 1,18 МН.

Реакция опор аппарата

Ра = Рб = 0,5*1,18 = 0,59 МН

Расчетный изгибающий момент определяем по формуле:

Ми = 0,0215*G*Lпр, МН*м

В формулах значения величин:

G - общая сила тяжести аппарата с содержащейся в нем средой и вертикальные внешние нагрузки, МН;

Lпр - приведенная длина аппарата, м.

Приведенная длина аппарата (при наличии двух одинаковых днищ)

Lпр = Lц+2*Lдн,

где Lц - длина цилиндрической части корпуса, м;

Lдн - длина днища, приведенная к цилиндрической части корпуса, м.

Приведенная длина днища (при заполнении средой в аппарате) определяется по формуле[2].

Lдн = (Gдн+Vдн*g*сс)/(0,785*g*[с*(DнІ-DвнІ)+сc*DвнІ]), (3.4)

где g - ускорение силы тяжести, м/секІ; Gдн - сила тяжести днища, МН;

Vдн - емкость днища, мі; Dн, Dвн - соответственно наружный и внутренний диаметры цилиндрической обечайки корпуса, м; с, сс - соответственно плотность материала и среды в аппарате, кг/мі.

Gдн = 0,0158 МН; Vдн = 3,958 мі. [2, прил. 5 а.]

При гидравлическом испытании сс = 1015 кг/мі. Примем плотность стали с = 7850 кг/мі.

Lдн = (0,0158 + 3,958 * 9,81 * 1015)/(0,785 * 9,81 * [7850*(3,02²-3²) + 1015 * 3²]) Lдн = 0,51 м.

Тогда, Lпр = 11,7 + 2*0,51 = 12,72 м.

Расстояние между опорами при l₁ = 0,286*L_пр = 3,64 м;

l = L_пр - 2*l₁ = 12,72 - 2*3,64 = 5,44 м.

Расчетный изгибающий момент

Ми = 0,0215*1,18*12,72 = 0,323 МН*м.

Напряжение на изгиб в корпусе от силы тяжести

уи = Ми/W; МН/мІ

где W - момент сопротивления поперечного сечения аппарата в мі

W = 0,8*DвнІ*(S-C)

W = 0,8*3²*(0,01-0,003) = 0,0504 мі.

Уи = 0,323/0,0504 = 6,41 МН/мІ.

Допускаемое напряжение материала на изгиб

[у] и = [у]*0,8;

где [у] - допускаемое напряжение на растяжение, МН/мІ.

[у]_и = 173 * 0,8 = 138,4 МН/мІ.

уи < [у] и - следовательно, материал аппарата и толщина стенки выбраны верно.

Напряжение на изгиб в стенке корпуса от действия реакции опоры[2].

уи = 0,02*Р*Dвн/W '< [у] и, (3.5)

где Р - реакция опоры, МН;

W' - момент сопротивления расчетного поперечного элемента стенки аппарата над опорой относительно оси Х, проходящей через центр тяжести этого сечения параллельно оси аппарата, мі.

Момент сопротивления указанного сечения определяется по формуле[2]:

W' = [b+8 (S-C)]*(S-C)²/6 (3.6)

Где b = 0,2 * D_в = 0,2 * 3 = 0,6 м. - ширина опоры, тогда:

W' = [(0,6+8*(0,01-0,003)]*(0,01-0,003)²/6 = 5,3*10^-6 мі

уи = 0,02 * 0,59 * 3,02/5,3*10^-6 = 6723,8 МН/мІ

то есть уи > [у] и = 138,4 МН/мІ, следовательно, требуется усилить стенку над опорой накладкой.

Требуемый момент сопротивления усиленного сечения элемента стенки определяем по формуле[2]:

W ? 0,02*Р* Dн/[у]_и, м³; (3.7)

W = 0,02*0,59*3,02/138,4 = 257,5*10^-6 м³;

Поскольку 4*[у] и = 553,6 МН/м² < у_и = 6723,8 МН/м², принимаем толщину накладки S_н = 1,6^.S_к= 16 мм.

Расчетный момент сопротивления сложного составного сечения корпуса, усиленного накладкой, W в мі; [2]:

W' = (Ic+Iн+Fc'*[Sн+0,5*(S-C) - y]²+Fн'*(y - 0,5*Sн)²)/y (3.8)

где Fc' - расчетная площадь поперечного сечения элемента в мІ; Fн' - расчетная площадь поперечного сечения накладки в мІ; Ic - момент инерции площади Fc' относительно оси, проходящей через центр тяжести ее параллельно оси аппарата, мІ; Iн - то же для площади Fн' в мІ; y - расстояние от нижней поверхности накладки до оси, проходящей через центр тяжести площади параллельно оси аппарата, м.

Расчетная площадь поперечного сечения накладки определяют по формуле [2]:

Fc' = [b+8 (S-C)]*(S-C) (3.9)

Fc' = [0,6+8*(0,01-0,003)]*(0,01-0,003) = 0,0046 м²,

Fн' = (b+4*Sн)*Sн = (0,6+4*0,016)*0,016 = 0,010624 м². (3.10)

Момент инерции площади Fc' определяется по формуле [2]:

Ic = Fc'*(S-C)І/12 = 0,0046*0,007²/12 = 1,8*10^-8 м²; (3.11)

Момент инерции площади Fн' определяется по формуле [2]:

Iн = (Fн'*SнІ)/12 = 0,010624*0,02²/12 = 35,4*10^-8 м², (3.12)

Расстояние от нижней поверхности накладки до центра тяжести площади определяется по формуле [2]:

y = (Fc'*[Sн+0,5*(S-C)]+0,5*Fн'*Sн)/(Fc'+Fн') (3.13)

у = (0,0046*[0,016+0,5*0,007]+0,5*0,010624*0,016)/(0,0046+0,010624) = 0,0115 м.

Рассчитаем величину W'

W '= 1,8*10^-8+35,4*10^-8+0,0046*(0,016+0,5*0,007 - 0,0115)²+0,010624*(0,0115- - 0,5*0,016)²/0,0115

W' = 69,2*10^-6 м³.

т.е. W' = 69,2*10^-6 м³ < W = 257,5*10^-6 м³, следовательно, условие прочности не обеспечивается, необходимо устанавливать кольца жесткости (Рис. 3.5.).

Рис. 3.5. Расчетное сечение стенки, укрепленной кольцами жесткости

Расчетный момент инерции составного поперечного сечения по формуле [2]:

(3.14)

E =2,06^.10⁵ МПа; [2]

м⁴

Выбираем для кольца неравнобокие уголки 100Ч63Ч10 по ГОСТ 8509-72.

; ; ; ;

м⁴

м²

Момент инерции составного сечения поформуле [2]:

(3.15)

Из условия: - прочность обеспечена.

нефть насыщение продукт оборудование

3.2.4 Расчет фланцевого соединения сепаратора

Фланцы служат для разъемного соединения трубопроводов, арматуры, составных корпусов аппаратов или отдельных аппаратов друг с другом. Фланец является элементом фланцевого соединения и представляет собой диск с отверстиями по периферии для крепежных болтов и шпилек. В центре диска имеется отверстие, диаметр которого соответствует диаметру соединяемых элементов. Чаще всего применяются круглые фланцы, поскольку технология их изготовления более проста. Фланцы иной формы (например, прямоугольной, треугольной) применяют только тогда, когда это вызвано особыми технологическими или конструктивными условиями.

В литой и кованой аппаратуре фланцы выполняют как одно целое с корпусом аппарата. В сварной аппаратуре и для трубопроводов фланцы изготавливают штамповкой и механической обработкой и приваривают к трубе или обечайке. В случае необходимости фланцы можно присоединить к трубе с помощью резьбы. Применяются также фланцы, свободно сидящие на трубе и удерживаемые на ней, например, за счет отбортовки концов труб.

Фланцы попарно стягиваются болтами или шпильками. Герметичность соединения достигается с помощью прокладок из упругого материала, устанавливаемых между фланцами.

Выбор типа фланца и уплотнительной поверхности

Исходные данные для расчета получены в процессе технологического расчета аппарата (Рис. 3.6.)

Рис. 3.6. Фланец цельного типа

Максимальная температура в аппарате 35⁰С;

Давление в аппарате 0,6 МПа;

Материал фланца 09Г2С соответствует материалу корпуса аппарата;

Условный диаметр D_у = 300 мм.

Поскольку в аппарате находится нагретый нефтепродукт, принимаем фланец цельного типа на условное давление Р_у = 1,0 МПа с плоской поверхностью уплотнения.

Основные размеры фланца [2, прил. 9]:

Dу = 300 мм - условный диаметр;

Ру = 1,0 МПа - давление;

Dф = 440 мм - диаметр фланца;

Dб = 400 мм - диаметр болтовой окружности;

D1 = 370 мм;

Ds = 345 мм - диаметр втулки фланца;

H = 60 мм - толщина тарелки фланца;

h = 22 мм - высота фланца;

Болты М20 в количестве 12 штук.

Материал болтов принимаем сталь 35Х.

Расчет болтов

Нагрузка на болты фланцевого соединения, находящегося под давлением среды, определяют по формуле [2]:

Qб = Р*(р*D_пІ/4)+Р*m*р*D_п*2b, (3.16)

где Qб - общая нагрузка на болты, МН; Dп - средний диаметр прокладки, м; Р - рабочее давление среды, МПа; m - коэффициент удельного давления на прокладку, показывающий во сколько раз удельное давление должно быть больше внутреннего давления, чтобы условие герметичности было выполнено; b - расчетная ширина прокладки, которую принимают в зависимости от конструкции прокладки и уплотнительных поверхностей, м.

Материалом прокладки принимаем паронит, следовательно коэффициент m = 2,75; q_п = 30 МПа; [2, табл. 2.4].

b = 1,1vа при а = D1-Dу = (370 - 300)/2 = 35 мм. [2, табл. 2.5]

b = 1,1* 5,92 = 6,51 мм.

Dп = (D₁+D_у)/2 = (370 + 300)/2 = 335 мм. = 0,335 м.

Отсюда находим нагрузку на болты

Qб = 1,0 * (3,14*0,335²/4) + 1,0 * 2,75 * 3,14 * 0,335 * (2 * 6,51*10^-3) = 0,126 МН.

Нагрузка на болты фланцевого соединения, находящегося под давлением рабочей среды, обеспечивающую начальное смятие прокладки для надежной герметичности, находят по формуле [2]:

Qб' = р*Dп*b*qп, (3.17)

где qп - удельное давление, которое нужно создать на поверхности прокладки, МПа.

Qб' = 3,14 * 0,335 * 6,51*10^-3 * 30 = 0,205 МН.

Так как Qб' > Qб, то расчет будем вести по величине Qб'.

Число болтов

n = Qб'/qб

где qб - допускаемая нагрузка на один болт, МН.

qб = р/4 * (d1-c1)² * [у],

где d1 = 0,016753 м - внутренний диаметр резьбы болта, [2, табл. 2.6].;

с₁ = 0,002 м - конструктивная прибавка;

[у] = 229,84 МПа - допускаемое напряжение для стали 35Х.

qб = 3,14/4 * (0,016753 - 0,002)² * 229,84 = 0,039 МН.

следовательно, число болтов n = 0,205/0,039 = 5,3 шт. Округляем в большую сторону до числа, кратного четырем, принимаем n = 12 шт.

Нагрузка, воспринимаемая болтами

Qбм = n*qб= 8 * 0,039 = 0,312 МН.

Усилие растягивающее болты и возникающее вследствие температурного расширения фланцевого соединения, может быть определено по формуле [2]:

Q_б^t = E * б * (tф - tб) * Fб (3.18)

где: Е = 1,984*10⁵ МПа - модуль упругости, МПа [2, прил. 2];

б = 11,3*10^-6°С^-1 - температурный коэффициент линейного расширения [2, табл. 2.8.];

tф - температура фланца,°С, принимается равной температуре среды в аппарате, tф = 35⁰С;

tб - температура болтов, равная 0,95*tф°С;

Fб - площадь сечения болтов на участке без резьбы, м².

F_б = n * (р * d_б²/4),

где d_б = 1,18*d₁ = 1,18*0,016753 = 0,01976854 м., тогда

F_б = 8 * (3,14 * 0,01976854²/4) = 0,0025 м².

Q_б^t = 1,984*10⁵ * 11,3*10^-6 * (35-33,25) * 0,0025 = 0,00981 МН.

Суммарная расчетная болтовая нагрузка

Qбр = Qб' + Q_б^t = 0,205 + 0,00981 = 0,215 МН.

Расчет фланцев

Фланцы рассчитывают на условную нагрузку

Qбф = (Qб + Qбм)/2,

где Qб - большая из нагрузок, определенных с учетом температурных усилий.

В рассматриваемом случае

Qб = Qбр = 0,215 МН,

Qбф = (0,215 + 0,312)/2 = 0,2635 МН.

Фланцы цельного типа рассчитывают под действием силы Qбф на изгиб как консольную балку по опасным сечениям АВ и ВС. При проверочных расчетах определяют напряжение изгиба уab и уbc в указанных сечениях. Эти напряжения не должны превышать допускаемых напряжений.

уab ? [у] и уbc ? [у]

Выполнение условия говорит о том, что размеры и материал фланца выбраны, верно. В противном случае необходимо сделать перерасчет, приняв либо фланец на большее условное давление, либо материал фланца с более высокими прочностными свойствами.

Рис. 3.7. Фланец цельного типа

Напряжение на изгиб в сечении АВ равно:

уab = (6 * Qбф * l)/(р * Ds* h₀²),

где l = 0,5 * (Dб - Ds) - плечо силы Qбф; l = 0,5 * (0,400 - 0,345) = 0,0275 м.

h₀ = h + h₁ = 0,022 + 0,0020 = 0,024 м.

уab = (6 * 0,2635 * 0,0275)/(3,14 * 0,345 * 0,024²) = 69,68 МПа.

Напряжение на изгиб в сечении СВ равно:

уb = (2,4 * Qбф * l₁)/(р * Dc * S₁²),

где l₁ = 0,5 * (Dб - Dс) - плечо силы Qбф;

Dс = (D_s + D_y)/2 = (0,345 + 0,300)/2 = 0,3225 м.

l₁ = 0,5 * (0,400 - 0,3225) = 0,03875 м.

S₁ = (H - h₀)/2 = (0,060 - 0,024)/2 = 0,018 м.

уbc = (2,4 * 0,2635 * 0,03875)/(3,14 * 0,3225 * 0,018²) = 74,69 МПа.

Допускаемое напряжение для 09Г2С при температуре 35°С равно 173 МПа.

уab и уbc < 173 МПа, следовательно, размеры и материал фланца выбраны верно.

Гидравлические испытания

у = Р_г*(D_B + (S-C))/2*ц*(S-C) ? 0,9 * у_т

где Р_г - гидравлическое давление, для горизонтальных аппаратов равное пробному Р_пр, которое определяем по условию в зависимости от расчетного давления:

Р_г = Р_пр = 1,25* Р_р*([у]₂₀ / [у]_t), но не менее Р_р+0,3 МПа

Р_г = Р_пр = 1,25*0,8*(196/173) = 1,13 МПа

Тогда у = 1,13*(3,0+(0,010-0,003))/2*1*(0,010-0,003) ? 0,9*300

242,7 МПа ? 270 МПа

Условие выполняется, следовательно, толщина стенки S = 10 мм обеспечивает прочность обечайки при гидравлическом испытании.

3.3 Специальный механический расчёт

Расчёт элементов будем проводить по методике приведённой в литературе [3].

Расчет крепления каплеотбойника

Учитывая свойства рабочей среды в аппарате и подверженность каплеотбойника эррозионному износу принимаем материал каркаса сталь марки 09Г2С (ГОСТ 14249-89), материал сетки высоколигированная сталь марки 12Х18Н10Т (ГОСТ 14249-89), принимаем к расчету сетчатый каплеотбойник размерами 2570Ч1360Ч600 (рис. 3.13.) Вес каплеотбойника 370 кг, тогда:

H

Для крепления выбираем болты М10Ч1,5 - для них диаметр, неослабленный резьбой d₁ = 8,051 мм, [у]³⁶ = 129 МПа для стали 35.

Из условия прочности:

,

,

Для надежного крепления каплеотбойника принимаем 10 болтов М10Ч1,5.

Рис. 3.8. Сетчатый каплеотбойник

Расчет крепления коллектора ввода эмульсии

Учитывая свойства рабочей среды в аппарате и подверженность коллектора среднему коррозионному и эррозионному износу принимаем материал для его изготовления сталь марки 09Г2С (ГОСТ 14249-89). Коллектор представляет собой две перфорированные трубы диаметром d = 0,7 м, длиной l = 19,46 м, толщиной стенки s = 10 мм, приваренные к штуцерам ввода эмульсии и лежащие на поперечных планках.

Расчёт веса коллектора:

H;

Где: kперф - коэффициент перфорации равный 0,3;

Н;

Принимаем количество планок n = 5, и расстояние между планками l1 = 4,615 м, (рис. 3.9.)



Рис. 3.9. Схема расположения опорных планок

Р1 = Р 2 = Р3 = Р4 = Р5 = F/5

Определим прогиб коллектора:

Н/м;

мм;

f / l1 = 0,035/4615 = 0,0000076 м/м

f / l1 < 0,003 - условие выполняется, следовательно коллектор не будет прогибаться от собственного веса.

Расчёт опорной планки:

Р1 = 46774 / 5 = 9354,8 Н - вес от двух труб приходящийся на одну планку



Рис. 3.10. Схема сил действующих на планку

Максимальный изгибающий момент действующий на планку:

Ммах = Р1Ча = 9354,8Ч0,2 = 1870,96 НЧм;

Необходимый момент сопротивления планки:

W = Ммах/[у]ґ = 1870,96/138,4 = 13,52 смі

Принимаем составную планку из двух швеллеров №12 (120Ч54Ч5) по ГОСТ (8240-86), для него Wy = 9,01 смі, J = 34,4 см.

Тогда: 2ЧWy = 2Ч9,01 = 18,02 смі > 13,52 смі - условие выполняется, значит профиль и размеры планки приняты верно.

Определим прогиб планки:

мм;

f / l2 = 2,8/1850 = 0,0015 м/м

f / l2 < 0,003 - условие выполняется, следовательно планка не будет прогибаться от веса коллектора.

Расчёт болтового соединения:

Для крепления планки к корпусу аппарата применим болтовое соединение, так как оно наиболее простое по выполнению, ни требует ни каких специальных инструментов и операций при проведении ремонта и монтажа (рис. 6.).

Принимаем для крепления болты М10Ч1,5

Условие прочности болтового соединения:

фмах = Р1 / Sб ? [ф]

МПа;

[ф] = 0,6Ч[у] = 0,6Ч129 = 77,4 МПа > 30 МПа - условие выполняется, следовательно крепление планки на два болта, по одному с каждой стороны будет достаточным.

Проверяем соединение на смятие цилиндрической поверхности:

усм = Р1 /2ЧдЧd = 4677,4 / 2Ч0,005Ч0,01 = 46,77 МПа;

[усм] = 2,5Ч[у_] = 2,5Ч20 = 50 МПа;

[усм] > усм - условие выполняется, окончательно принимаем выбранное болтовое соединение.

3.4 Эксплуатация основного оборудования

Общие требования эксплуатации оборудования

1. Сосуд, работающий под давлением, - герметически закрытая емкость, предназначенная для ведения химических и тепловых процессов, а также для хранения и перевозки сжатых, сжиженных и растворенных газов и жидкостей под давлением. Границей сосуда являются входные и выходные штуцера.

2. Каждый сосуд поставляется предприятием-изготовителем с паспортом и инструкцией по его монтажу и эксплуатации.

3. На каждый сосуд после установки, проведения технического освидетельствования и выдачи разрешения на его эксплуатацию должны быть нанесены краской на видном месте или на специальной табличке форматом не менее 200x150 мм:

- регистрационный номер;

- разрешенное давление;

- число, месяц и год следующего наружного и внутреннего осмотра и гидравлического испытания.

4. Персонал, обслуживающий установки, обязан знать схему, и назначение всех аппаратов, трубопроводов, арматуры, контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.

5. Во время работы установки необходимо обеспечить контроль за всеми параметрами технологического процесса (давлением, температурой, уровнем и т.д.).

6. Показания контрольно-измерительных приборов, находящихся на щите в операторной (давление, температура и т.д.), должны периодически проверяться дублирующими приборами, установленными непосредственно на аппаратах.

7. Проверку первичных приборов, не имеющих шкал, необходимо производить на месте контрольными приборами.

8. Изменение параметров технологического процесса должно производиться плавно.

9. Запрещается эксплуатация оборудования при неисправных предохранительных клапанах, отключающих и регулирующих устройствах, при отсутствии и неисправности контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.

10. Обслуживающий персонал обязан строго следить за исправностью аппаратов, оборудования и контрольно-измерительных приборов.

11. При обнаружении пропусков в аппаратах, оборудовании, трубопроводах и арматуре для предотвращения воспламенения вытекающей нефти и нефтепродуктов немедленно нужно подать водяной пар к месту пропуска и выключить аппарат или остановить установку.

12. В случае загазованности участка на границе его необходимо вывесить предупредительные надписи «Не входить», «Газоопасно».

13. Запрещается проводить какие-либо работы, связанные с ударами, подтяжками, креплением болтов и шпилек на аппаратах и трубопроводах, находящихся под давлением, а также проводить набивку и подтяжку сальников на работающих насосах.

14. Изоляция горячих аппаратов, оборудования, трубопроводов должна быть исправна. Температура на ее поверхности на наружных площадках не должна превышать 60°С.

15. Установка должна быть аварийно остановлена согласно плану ликвидации аварий в случае возникновения аварийной ситуации.

16. В случае неисправности системы пожаротушения и систем определения взрывоопасных концентраций должны быть приняты меры к восстановлению их работоспособности, а на время проведения ремонтных работ систем должны быть проведены мероприятия, обеспечивающие безопасную работу установки, дальнейшая эксплуатация установки должна быть согласована с пожарной охраной.

17. Дренирование воды из аппаратов и емкостей должно проводиться автоматически в закрытую систему.

18. При ручном дренировании с расположением запорного устройства над дренажной воронкой оно должно проводиться в присутствии наблюдающего.

19. Рабочие, проводящие дренирование, и наблюдающий должны стоять с наветренной стороны

20. При дренировании аппаратов, резервуаров от воды не допускать сброса нефти и нефтепродуктов в канализационную систему.

21. Все оборудование, аппаратура и основные запорные устройства должны иметь четко обозначенные номера, соответствующие схеме. На схеме должны быть нанесены подземные и наземные трубопроводы и отражены все проведенные изменения.

22. Схема должна быть вывешена в операторной и в других местах, где находится обслуживающий персонал.

23. Газ и пары нефтепродуктов из аппаратов, емкостей и трубопроводов при их освобождении должны сбрасываться в газосборную сеть или на факел, а остаток должен быть вытеснен на свечу.

24. Запрещается при пуске установки вытеснение воздуха из аппаратов в общий факельный трубопровод.

25. Обслуживающий персонал перед пуском установки обязан убедиться в наличии воды, пара, электроэнергии, воздуха для контрольно-измерительных приборов и средств автоматики.

26. При пуске установки в эксплуатацию необходимо соблюдать технологический регламент.

27. За невыполнение требований настоящей инструкции рабочие несут ответственность в установленном законом порядке.

Порядок пуска, остановки и эксплуатации установки

Перед пуском установки необходимо проверить:

- наличие проектной документации;

- наличие исполнительной документации;

- актов на скрытые работы, гидроиспытания аппаратов и трубопроводов;

- актов на ревизию оборудования, испытания систем автоматизации и блокировок;

- наличие сырья, реагентов, утвержденного технологического регламента, плана ликвидации аварий;

- инструкций по эксплуатации и обслуживанию оборудования;

- инструкций по технике безопасности, должностных инструкций;

- наличие и исправность предохранительных клапанов, и правильность их установки;

- наличие средств пожаротушения, аварийного комплекта противогазов, спецодежды и инструмента.

Необходимо провести осмотр аппаратов, трубопроводов, фланцевых соединений и другого оборудования, обратив особое внимание на герметичность соединений и правильность установки и затяжки крепежа, отсутствие заглушек на рабочих трубопроводах, у аппаратов, насосов, на выходе продуктов с установки.

Пуск установки должен производиться по письменному распоряжению начальника цеха, или его заместителя, или начальника участка под непосредственным руководством сменного технолога.

Прием нефти производить на заполненную водой или нефтью систему трубопроводов и аппаратов.

Систему опрессовать на рабочее давление. Появляющиеся течи и неисправности немедленно устранить. Опрессовку аппаратов и коммуникаций вести при выключенных приборах КИП, используя только указывающие манометры.

Для пуска установки необходимо:

- убедиться, что вся запорная арматура на установке закрыта;

- согласовать прием нефти на установку с ЦИТС;

- включить станцию автоматического пожаротушения на

автоматический режим работы;

- включить приточно-вытяжную вентиляцию;

- включить систему сигнализации и блокировок;

- открыть задвижки на входе и выходе печей;

- открыть задвижки на входе и выходе резервуаров;

- открыть задвижки на входе и выходе сепараторов горячей сепарации;

- открыть задвижки на узле переключения и по входу нефти в аварийный товарный резервуар;

- открыть задвижки на узле переключения;

- открыть задвижку на приеме насосов, подготовить и пустить насосы в соответствии с инструкцией по эксплуатации и техническому обслуживанию центробежных насосов и после набора давления медленно открыть задвижку на напорном трубопроводе и

- проверить всю систему от входа нефти на установку до товарных резервуаров на предмет утечек нефти;