Температура - подогрев - нефть
Cтраница 2
Для интенсификации работы К-1 на ряде НПЗ были переобвязаны теплообменники по сырью и теплоносителю с целью повышения температуры подогрева нефти на входе в К-1. На одном НПЗ4 внедрена энергосберегающая технология отбензинивания нефти, которая отличается тем, что часть поступающей в К-1 исходной обессоленной нефти нагревается в конвекционной камере печи ( атмосферной или вакуумной) до 180 С ( вместо 205 С) и подается вторым потоком в секцию питания, а в низ К-1 в качестве испаряющего агента подается водяной пар ( 0 7 % мае. [16]
 |
Зоны рабочего места оператора. [17] |
Операторы цеха подготовки и перекачки нефти ( ППН) контролируют уровень и давление нефти и воды в булитах, температуру подогрева нефти, работу насосов, сепараторов. Эпизодически замеряют дебиты скважин, отбирают пробы нефти для определения содержания воды, сжигания газа, проверяют предохранительные клапаны на булитах, смазку подшипников, выполняют другие виды работ. [18]
В горячих магистральных нефтепроводах с промежуточными насосными и тепловыми станциями помимо нестационарных гидравлических процессов могут возникать и неустановившиеся тепловые процессы, связанные с изменением температуры подогрева нефти на отдельных тепловых станциях, выходом из строя промежуточной тепловой станции, а также с изменением пропускной способности нефтепровода. Неустановившиеся тепловые процессы ( особенно в заглубленных горячих нефтепроводах) могут возникать, при изменении теплообмена с окружающим грунтом. Они отличаются значительной инерционностью. Одновременно неустановившийся: тепловой режим в горячем нефтепроводе приводит к медленному изменению распределения температуры нефти в нем. [19]
При отстое в статических условиях аналогичные результаты по остаточному содержанию воды в нефти ( 0 12 - 0 72 %) были получены при расходах реагента 4411 50 - 60 г / т плюс 1 кг / т НЧК 15 % - ной активности. Температура подогрева нефти и особенно время отстоя, необходимое для достижения указанной глубины обезвоживания, в этом случае возросли и составили соответственно 50 С и 4 часа. [20]
 |
График определения оптимальной температуры подогрева. [21] |
Значения Тн должны приниматься с учетом технологических ограничений. Температура подогрева нефти Тп не должна превышать величины, при которой происходит закоксовывание трубок теплообмен-ного аппарата или начинается разложение нефти. [22]
В проектах температура предварительного подогрева нефти в теплообменниках принята равной 200 С, а температура полуотбензиненной нефти ( внизу колонны) 225 С. Фактически температура подогрева нефти была 160 - 180 С, а на входе в печь атмосферной части не превышала 170 - 200 С. Более низкая температура подогрева нефти в теплообменниках, чем предусмотрено проектом, обусловлена увеличением в 1 3 - 1 4 раза пропускной способности установок при сохранении поверхности сырьевых теплообменников на проектном уровне. С целью снижения сопротивления движение нефти в теплообменниках осуществляется тремя и четырьмя потоками вместо двух, предусмотренных проектом. [23]
Применение присадки позволяет снизить температуру перекачиваемой нефти на 10 - 15 С, что существенно уменьшает расход топлива на подогрев нефти. Кроме того, снижение температуры подогрева нефти способствует значительному повышению надежности работы нефтепровода. [24]
 |
Принципиальная схема радиантно-конвекционной печи. [25] |
Подогрев нефти на насосно-тепловых и тепловых станциях накладывает ограничения на конструкцию и эксплуатационную гибкость горячих трубопроводов. Так, из-за ограничения температуры подогрева нефти условиями нормальной работы теплообменных аппаратов в ряде случаев расчетное расстояние между тепловыми станциями может оказаться небольшим, что вынуждает увеличивать их число и соответственно приводит к повышению капитальных затрат. [26]
Подогрев нефти только в определенных пунктах ( на насосно-тепловых и тепловых станциях) накладывает ограничения на конструкцию и эксплуатационную гибкость горячих трубопроводов. Так, из-за ограничения температуры подогрева нефти условиями нормальной работы теплообменных аппаратов в ряде случаев расчетное расстояние между тепловыми станциями может оказаться небольшим, что вынуждает увеличивать их число и соответственно приводит к повышению капитальных затрат. Длительная остановка перекачки может привести к застыванию нефти в трубопроводе и в этом случае возобновление перекачки связано с большими затратами. [27]
Диспетчер нефтепроводов, по которым перекачиваются высокозастывающие нефти, помимо обычного наблюдения за качеством принимаемых нефтей ( удельный вес, содержание воды, механических примесей), контролирует температуру застывания каждой партии нефти. Он должен следить за температурой подогрева нефти на подогревательных пунктах, не допуская снижения ее против установленной технологической картой. Особенно тщательно тепловой режим перекачиваемой нефти контролируется после дождей, когда нефтепровод интенсивно отдает тепло во влажную почву. [28]
 |
График изменения потери напора в зависимости от времени остановки перекачки высокозастывающей нефти с подогревом. [29] |
Дежурный диспетчер нефтепроводов, по которым перекачивается высокозастьдеающая нефть, помимо обычного наблюдения за качеством принимаемых нефтей ( плотность, содержание воды, механических примесей), контролирует температуру застывания каждой партии. Он должен следить за температурой подогрева нефти на подогревательных пунктах, не допуская снижения ее против установленной технологической картой. Особенно тщательно тепловой режим перекачиваемой нефти контролируется после дождей, когда нефтепровод интенсивно отдает тепло во влажную почву. [30]
Страницы: 1 2 3 4