Полный текст:
Содержание
Нормативные ссылки………………………………………………..……..…..8
Введение………..………………………………………...…………………….10
1 Теоретический раздел ………………………………………….…………..11
2 Технологический раздел..……………………………………….…..……..34
2.1 Описание технологической схемы…………………………………...34
2.2 Характеристика сырья и вспомогательных материалов ……………36
2.3 Характеристика продукции ……………….…………………….…....41
2.4 Материальный расчет производства………………………………....47
2.5 Выбор технологического оборудования……………………………..49
2.6 Паро-, водо-, холодоснабжение производства………………………71
3 Обеспечение качества и аналитический контроль производства ……….73
4 Строительный раздел………………………………………...……………..77
5 Охрана окружающей среды………………………………………………...82
5.1 Экологическое обоснование места строительства……………………...83
5.2 Экологическое обоснование технологической схемы……………….…87
5.3 Охрана атмосферного воздуха от загрянения……….…………………..88
5.4 Охрана водоемов от загрязнения…………………………………………98
5.5 Охрана земельных ресурсов……………………………………………..100
5.6 Ресурсосбережение по проекту…………………………………………..101
6 Безопасность жизнедеятельности………………………………………….103
6.1 Безопасность жизнедеятельности на производстве………………...103
6.1.1 Производственная санитария и гигиена……………………….…104
6.1.2 Средства коллективной защиты работающих………………..…..107
6.1.3 Индивидуальные средства защиты работающих…………….......108
6.1.4 Пожарная безопасность……………………………………………109
6.2 Защита населения в чрезвычайных ситуациях………………………112
Заключение…………………………………………………..…………………114
Список использованных источников…………………………………………115
Приложение А (справочное). Технологический расчёт схемы в
программе "HYSYS.Process"……...……..……………………………………118
Иллюстративная часть ВКР
КТНЭ.240403.____.ДП.Т3. Технологическая схема на одном листе формата А1.
КТНЭ.240403.____.ДП.ВО. Ректификационная колонна К2. Чертёж общего вида на одном листе формата А1.
КТНЭ.240403.____.ДП.ПК. План расположения оборудования на листе формата А1.
Нормативные ссылки
В настоящем курсовом проекте использованы ссылки на следующие нормативные документы:
ВСН 42-89 Бытовые помещения предприятий нефтяной промышленности;
ГОСТ 11065-90 Топливо для реактивных двигателей. Расчетный метод определения низшей удельной теплоты сгорания;
ГОСТ 11362-96 Нефтепродукты и смазочные материалы. Число нейтрализации. Метод потенциометрического титрования
ГОСТ 12820-80 Фланцы стальные плоские приварные на Ру от 0,1 до 2,5 МПа (от 1 до 25 кгс/см кв). Конструкция и размеры;
ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность
ГОСТ 1461-75 Нефть и нефтепродукты. Метод определения зольности;
ГОСТ 1567-97 Нефтепродукты. Бензины автомобильные и топлива авиационные. Метод определения смол выпариванием струей;
ГОСТ 17323-71 Топливо для двигателей. Метод определения меркаптановой и сероводородной серы потенциометрическим титрованием;
ГОСТ 19006-73 Топливо дизельное. Метод определения коэффициента фильтруемости;
ГОСТ 19121-73 Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в лампе;
ГОСТ 19932-99 Нефтепродукты. Определение коксуемности методом Конрадсона;
ГОСТ 20287-91 Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания;
ГОСТ 21534-76 Нефть. Методы определения содержания хлористых солей;
ГОСТ 2177-99 Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава;
ГОСТ 24190-80 Патрубки. Конструкция
ГОСТ 2477-65 Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды;
ГОСТ 28781-90 Нефть и нефтепродукты. Метод определения давления насыщенных паров на аппарате с механическим диспергированием;
ГОСТ 3122-67 Топлива дизельные. Метод определения цетанового числа;
ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости;
ГОСТ 3900-85 Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности
ГОСТ 4338-91 Топливо для авиационных газотурбинных двигателей. Определение максимальной высоты некоптящего пламени;
ГОСТ 5066-91 Топлива моторные. Методы определения температуры помутнения, начала кристаллизации и кристаллизации;
ГОСТ 511-82 Топливо для двигателей. Моторный метод определения октанового числа;
ГОСТ 5985-79 Нефтепродукты. Метод определения кислотности и кислотного числа;
ГОСТ 6307-75 Нефтепродукты. Метод определения наличия водорастворимых кислот и щелочей;
ГОСТ 6321-92 Топливо для двигателей. Метод испытания на медной пластинке;
ГОСТ 6356-75 Нефтепродукты. Метод определения температуры вспышки в закрытом тигле;
ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей;
ГОСТ 6994-74 Нефтепродукты светлые. Метод определения ароматических углеводородов;
ГОСТ 9144-79 Топливо для двигателей. Метод определения термической стабильности в статических условиях;
ГОСТ 9293-74 Азот газообразный и жидкий. Технические условия;
ГОСТ Р 51858 –2002 Нефть. Общие технические условия;
ГОСТ Р 51859-2002 Нефтепродукты. Определение серы ламповым методом;
ГОСТ Р50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов;
НПБ 105-03 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.
РД 39-00-148317-001-94. Классификация помещений, зданий, сооружений и наружных установок предприятий нефтяной и газовой промышленности по взрывопожароопасности;
СНиП 31-03-2001 Производственные здания;
Введение
Главную роль в обеспечении энергией всех отраслей экономики России сегодня играют топливные ресурсы.
Топливно-энергетический комплекс тесно связан со всей промышленностью страны. На его развитие расходуется более 20% денежных средств. На ТЭК приходится 30% основных фондов и 30% стоимости промышленной продукции России. Он использует 10% продукции машиностроительного комплекса, 12% продукции металлургии, потребляет 2/3 труб в стране, дает больше половины экспорта РФ и значительное количество сырья для химической промышленности. Его доля в перевозках составляет 1/3 всех грузов по железным дорогам, половину перевозок морского транспорта и всю транспортировку по трубопроводам.
Топливно-энергетический комплекс имеет большую районообразовательную функцию. С ним напрямую связано благосостояние всех граждан России и такие проблемы, как безработица и инфляция. Сегодня энергетический сектор обеспечивает до 30% доходов консолидированного бюджета страны, дает почти 45% валютных поступлений и около 30% объема промышленного производства страны.
За 2005 г. объем нефтепереработки увеличился на 10%, потребление электроэнергии - более чем на 2%. Объем капиталовложений в ТЭКе в целом вырос более чем на 15%. Вместе с тем, запас прочности, который создавался инвестициями предыдущих десятилетий, практически исчерпан. Основные производственные фонды устарели, износились. Все это угрожает нормальному энергоснабжению страны и бюджетным и без своевременного направления значительных инвестиций в строительство новых предприятий ТЭК невозможно прогнозирование устойчивого экономического развитие страны.
1 Теоретический раздел
1.1 Основы теории фракционирования нефтей
Первичной переработкой (прямой перегонкой) называют процесс получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения, без термического распада компонентов, составляющих дистиллят. Этот процесс можно осуществлять на кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме.
Первые нефтеперегонные установки в России были построены в 1745 г. в Ухте, затем в Моздоке и Баку. Это были кубовые установки периодического действия. К концу 70-х годов прошлого столетия таких установок насчитывалось несколько сотен [2].
В 1885 г. А. Ф. Инчиком в г. Баку была сооружена первая в мире непрерывно действующая кубовая батарея, названная впоследствии «нобелевской». Она состояла более чем из десяти горизонтальных кубов, расположенных террасами, так что нефть самотеком перетекала из куба в куб. Перегонный куб был снабжен жаровыми трубами и маточником для ввода в сырье водяного пара (до 20% на дистиллят). В кубах происходил отгон нефтяных фракций, пары которых поступали в конденсаторы и холодильники, где конденсировались и охлаждались. Конденсат самотеком попадал в сортировочное отделение, где смешивался с другими конденсатами, образуя товарные фракции, которые направлялись на очистку серной кислотой и щелочью от нежелательных компонентов (непредельных углеводородов, нафтеновых кислот и смол). В последнем кубе поддерживалась температура сырья около 320° С. Для улавливания легчайших фракций и сообщения кубов с атмосферой служил скруббер, орошаемый холодной водой. Четкость погоноразделения была низкой.
В годы восстановительного периода нефтяной промышленности СССР кубовые установки были реконструированы и оснащены ректификационными колоннами. Благодаря последним четкость погоноразделения повысилась, качество товарных продуктов улучшилось. Однако малая производительность, большое число аппаратов, их высокая стоимость, громоздкость и пожарная опасность препятствовали развитию модернизированных кубовых батарей на нефтеперерабатывающих заводах.
Аналогично обстояло дело с перегонкой мазута для получения масляных дистиллятов на масляных кубовых батареях. Конструкция масляных батарей впервые была разработана инженерами В.Г. Шуховым и И.И. Единым. На этих батареях перегонка осуществлялась в вакууме и с водяным паром с целью снизить температуру перегонки, не допуская разложения углеводородов, входящих в состав масляных дистиллятов. Куб масляной батареи не имел жаровых труб и топка находилась под кубом.
Пары масляных дистиллятов и водяной пар направлялись через дефлегматоры и конденсаторы-холодильники в емкости для масляных фракций приемно-сортировочного отделения. Несконденсировавшиеся пары, водяной пар и газообразные продукты распада поступали в барометрический конденсатор. Водяные и масляные пары конденсировались, а газообразные углеводороды отсасывались пароструйными эжекторами. В приемно-сортировочном отделении масляные дистилляты компаундировались (смешивались) для получения товарных масляных дистиллятов заданной вязкости. Очистка масляных дистиллятов от продуктов распада, смол и нафтеновых кислот проводилась также серной кислотой и щелочью.
При реконструкции масляных кубовых батарей их оснащали «головными» или «хвостовыми» трубчатками. В «головной» трубчатке отгоняли газойль и другие легкие фракции, а остаток перетекал в перегонные кубы. Сырьем «хвостовых» трубчаток являлся горячий гудрон (полугудрон) из последнего куба. Его прокачивали через трубчатую печь в испаритель. Здесь в вакууме и при большом расходе водяного пара доиспарялись высоковязкие масляные дистилляты.
Сложность аппаратурного оформления, высокая пожарная опасность и низкие качества получаемых масел препятствовали дальнейшему развитию строительства масляных кубовых батарей. Они, как и керосиновые кубовые батареи, уступили свое место высокопроизводительным трубчатым установкам — атмосферным и вакуумным, рассматриваемым ниже. Впервые подобного рода установки для перегонки нефтей были запатентованы в 1890—1891 гг. В. Г. Шуховым и С. Г. Гавриловым. Однако их строительство в СССР началось лишь в 1925 г. в Баку и Грозном.
На трубчатых установках перегонка осуществлялась по принципу однократного испарения, что позволило снизить температуру нагрева сырья, а следовательно, уменьшить разложение сырья и повысить качество дистиллятов. Кроме того, трубчатые установки отличались большим тепловым к. п. д., меньшими удельными капитальными вложениями и эксплуатационными расходами.
На современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.).
Получившие широкое распространение вторичные методы переработки нефти повысили требования к четкости погоноразделения, к более глубокому отбору средних и тяжелых фракций нефтей. В связи с этими требованиями, на нефтезаводах стали совершенствовать конструкции ректификационных колонн, увеличивая в них число тарелок и повышая их эффективность, применять вторичную перегонку, глубокий вакуум, брызгоотбойные средства, противопенные присадки и т. д. Наряду с повышением мощности установок по первичной переработке нефтей стали комбинировать этот процесс нефти с другими технологическими процессами, прежде всего с обезвоживанием и обессоливанием, стабилизацией и вторичной перегонкой бензина (с целью получения узких фракций), с каталитическим крекингом, коксованием и др. Производительность некоторых установок по первичной переработке нефтей составляет 6— 7 млн. т/год. Маломощные установки первичной переработки нефтей модернизируются или заменяются более производительными, отвечающими современному уровню техники.
В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (AT), вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ).
По числу ступеней испарения различают трубчатые установки одно-, двух-, трех- и четырехкратного испарения. На установках однократного испарения из нефти в одной ректификационной колонне при атмосферном давлении получают все дистилляты — от бензина до вязкого цилиндрового. Остатком перегонки является гудрон.
На установках двукратного испарения перегонка до гудрона осуществляется в две ступени: сначала при атмосферном давлении нефть перегоняется до мазута, который перегоняется в вакууме до получения в остатке гудрона. Эти процессы осуществляются в двух ректификационных колоннах; в первой из них поддерживается атмосферное давление, во второй вакуум. Двукратное испарение нефтей до мазута может также осуществляться при атмосферном давлении в двух ректификационных колоннах; в первой отбирают только бензин и остатком перегонки является отбензиненная нефть; во второй отбензиненная нефть, нагретая до более высокой температуры, перегоняется до мазута. Подобные двухколонные установки относятся к группе атмосферных (AT).
На установках трехкратного испарения перегонка нефти осуществляется в трех колоннах: двух атмосферных и одной вакуумной. Разновидностью установки трехкратного испарения нефти является установка АВТ с одной атмосферной и двумя вакуумными колоннами. Вторая вакуумная колонна предназначена для доиспарения гудрона, в ней поддерживается более глубокий вакуум, чем в основной вакуумной колонне.
Установка четырехкратного испарения представляет собой установку АВТ с отбензинивающей атмосферной колонной в головной части и доиспарительной вакуумной колонной для гудрона в концевой части.
Рассмотрим более подробно схемы трубчатых установок.
1.2 Установки переработки нефти
1.2.1 Атмосферные, вакуумные и атмосферно-вакуумные трубчатые
установки
Установки однократного испарения нефти. На этих установках стабилизированная и обессоленная нефть (рисунок 1.1) прокачивается через теплообменники 4 и змеевик трубчатой печи 1 в ректификационную колонну 2. Наверху этой колонны избыточное давление составляет около 0,2 am, что соответствует гидравлическому сопротивлению конденсатора; вниз колонны подается перегретый водяной пар. Из колонны отбирают различающиеся по температуре кипения фракции: бензиновую, лигроиновую, керосиновую, газойлевую, соляровую и другие. Низкокипящие компоненты из лигроиновой фракции отгоняются в отпарной колонне 3, снабженной кипятильником. Установка перерабатывает до 1000 т/сутки легкой нефти. Выход фракций составляет: бензиновой 26—30%, лигроиновой 7—14%, керосиновой 5—8%, газойлевой и соляровой 19—20%, легкого и тяжелого парафинистого дистиллятов 15—18%, остальное — гудрон. В ректификационной колонне ниже ввода сырья установлено 6 тарелок, выше ввода — 32 тарелки; кроме того, в каждой из пяти внутренних отпарных секций, (стриппингов) вмонтировано по 3 тарелки, т. е. всего 53 тарелки. Расход топлива составляет 2,5 %, водяного пара подается 6% на нефть.
Положительными особенностями одноступенчатой трубчатой установки являются меньшее число аппаратов и, как следствие, меньшая длина коммуникационных линий; компактность; меньшая площадь, занимаемая установкой; более низкая температура нагрева сырья в печи; отсутствие вакуумных устройств; меньший расход топлива и водяного пара. К недостаткам таких установок относятся высокие гидравлические сопротивления потоку сырья в теплообменниках и трубах печи и, как следствие, повышенный расход энергии для привода сырьевого насоса; повышенное противодавление в трубах и кожухе теплообменной аппаратуры и, в связи с этим, вероятность попадания нефти в дистилляты при нарушении герметичности теплообменников.
1 — трубчатая печь; 2 — ректификационная колонна; 3 — отпарная колонна; 4 — теплообменники; 5 — холодильники; 6 — конденсатор-холодильник. Линии: I — нефть; II — верхний продукт; III — боковые продукты; IV — гудрон; V — водяной пар; VI — вода.
Рисунок 1.1- Схема трубчатой установки для перегонки нефти до гудрона
1 — трубчатая печь; 2 — ректификационная колонна; 3 — конденсатор-холодильник; 4 — водоотделитель; 5 — отпарные колонны; 6 — теплообменники; 7 — холодильники.
Линии: I — нефть; II — сухой газ; III — верхний продукт; IV — боковые фракции; V— полугудрон; VI—водяной пар.
Рисунок 1.2 - Схема трубчатой установки для перегонки нефти до полугудрона
Работа установки однократного испарения упрощается при перегонке нефтей до мазута или полугудрона. Особенностью этой установки является применение промежуточного циркуляционного орошения и выносных отпарных секций для каждого из боковых погонов. На трубчатых установках однократного испарения можно успешно перерабатывать только тщательно стабилизированные и обессоленные нефти. В противном случае трубы теплообменников и печей забиваются солями, что приводит к повышению давления на сырьевом насосе и способствует прогару печных труб.
1.2.2 Установки двукратного испарения нефти до мазута
Для этих установок характерно предварительное частичное испарение нефти перед поступлением в трубчатую печь. Испарение может происходить в испарителе (пустотелой колонне), либо в ректификационной колонне с тарелками. Испаритель применяют в тех случаях, когда в качестве сырья служит стабилизированная (дегазированная), слегка обводненная и не содержащая сероводорода нефть. Нефти же, содержащие растворенные газы (включая сероводород), воду и соли, направляют в отбензинивающую ректификационную колонну.
Вариант с испарителем был реализован в схемах трубчатых установок, названных «Советскими трубчатками» и спроектированных в 1935—1936 гг. Гипрогазнефтью для перегонки стабильных нефтей Азербайджана. Впоследствии такие установки применяли и на других заводах Советского Союза. В 1962 г. был разработан проект реконструкции «Советских трубчаток», предусматривающий повышение их производительности и возможность работы на нестабилизированных нефтях. Кроме того, предусматривалось максимальное использование тепла промежуточного циркуляционного орошения для предварительного нагрева нефти и сокращение до минимума количества острого орошения в основной колонне. Тарелки для отбора боковых погонов были переоборудованы под «глухие», так что вся жидкость с этих тарелок перетекала в отпарные колонны, где обрабатывалась водяным паром. Одновременно была увеличена поверхность теплообменников и холодильников, поршневые насосы заменены на центробежные, установлены новые насосы, а трубы пароперегревателя в печи переобвязаны на подогрев сырья. Для борьбы с коррозией конденсационной аппаратуры в шлемовые трубы колонны вводили газообразный аммиак.
1 — печи; 2 — испаритель; 3 — ректификационная колонна; 4 — конденсатор бензина; 5 — водоотделитель; 6 — газосепаратор (емкость орошения); 7 — колонны для защелачивания бензина; 8 — отпарные колонны; 9 — холодильники; 10 —теплообменники.
Линии: I — газ; II — фракция н. к. — 140° С; III — водяной пар; VI — фракция 140— 240° С; V — нефть; VI — фракция 240—300° С; VII — фракция 300—350° С; VIII — мазут;
IX — орошение.
Рисунок 1.3 - Схема установки двухкратного испарения с испарителем
Схема установки после реконструкции приведена на рисунке 1.3. Обессоленная нефть V двумя потоками прокачивается через теплообменники 11 и водогрязеотделитель 12 и с температурой около 200° С поступает в испаритель 2, где разделяются паровая и жидкая фазы. Паровая фаза направляется в основную колонну 3 , туда же после нагрева в печи 1 до 330—340 °С поступает и жидкая фаза. Колонна 3 имеет 31 тарелку в концентрационной части, тепло отводится промежуточным циркуляционным орошением с 10, 17 и 25 тарелок, считая снизу.
В качестве боковых погонов отбираются фракции 140—240, 240—300 и 300—350° С. Головным продуктом колонны является бензин II (н. к. —140° С). Пары его проходят конденсатор 4, конденсат поступает в водоотделитель 5 и газосепаратор 6. Часть конденсата используется в качестве орошения IX, а балансовое количество направляется на щелочную промывку в колонну 7 и далее в товарный парк. Несконденсировавшиеся углеводороды I направляются на газофракционирующую установку. Остатком колонны является мазут.
Большое распространение имеют установки двухкратного испарения, в которых вместо испарителя установлена отдельная ректификационная колонна. На таких установках (рисунок 1.4) нефть 1 несколькими параллельными потоками прокачивается через группу теплообменников 7 в среднюю часть колонны предварительного испарения 1. Пары бензина и воды вместе с растворенными в нефти углеводородными газами и сероводородом проходят через конденсатор-холодильник 6 в газосепаратор 5. Газ III из газосепаратора направляется на газофракционирующую установку, а бензин частично подается в колонну в качестве орошения, остальное его количество подается в стабилизационную колонну 4. Головным продуктом этой колонны, работающей под давлением, является сжиженный газ IV, также направляемый на газофракционирующую установку. Отбензиненная нефть II из колонны 2 прокачивается по змеевику печи 1 в основную колонну 3 под 7-ую тарелку, считая снизу [2].
1 — трубчатая печь; 2 — отбензинивающая колонна; 3 — основная атмосферная колонна; 4 — стабилизационная колонна; 5 — газосепаратор (емкость орошения); 6 — конденсатор-холодильник; 7 — теплообменник; 8-— отпарная колонна; 9 — паровой подогреватель.
Линии: I — сырая нефть; II — отбензиненная нефть; III — сухой газ; IV — сжиженный газ; V — тяжелый бензин; VI — стабильный бензин; VII — боковые продукты; VIII — мазут; IX — вода; Х — водяной пар; XI — орошение.
Рисунок 1.4- Схема установки двухкратного испарения с отбензинивающей колонной
Всего в колонне 40 тарелок. Ее головным продуктом является тяжелый бензин V, пары которого, пройдя конденсатор-холодильник 6, поступают в газосепаратор 5, а оттуда частично на орошение в колонну 3, а остальное количество после выщелачивания и промывки водой на компаундирование со стабильным бензином VI из колонны 4. На установке отбираются также фракции VII авиационного керосина, дизельного топлива и снизу колонны 3 мазут.
1.2.3 Атмосферно-вакуумные установки
Вакуумные трубчатые установки обычно сооружают в едином комплексе с атмосферной ступенью перегонки нефтей. Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие преимущества: сокращение коммуникационных линий, меньшее число промежуточных емкостей, компактность, удобство обслуживания, возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков, сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат, большая производительность труда.
В 1947—1953 гг. сооружались АВТ мощностью 0,5 млн. т/год нефти, затем их мощность была доведена до 0,8—1 млн. т/год. В последующие годы были сооружены АВТ мощностью 1, 2, 3 и 6 млн. т/год.
На рисунке 1.5 представлена технологическая схема атмосферно-вакуумной установки топливного профиля, предназначенной для переработки сернистой нефти. Газойль, отбираемый сверху вакуумной колонны, представляет собой широкую фракцию и используется как исходное сырье для каталитического крекинга. Составными частями такой установки являются атмосферная колонна 2 и две последовательно работающие вакуумные колонны 4 и 5. В первой из них отбираются три масляных дистиллята и полугудрон VII — в остатке. Часть остатка используется как сырье для получения остаточного масла, остальная через змеевик печи подается во вторую вакуумную колонну, работающую при остаточном давлении 10—15 мм рт. cm. В этой колонне получают тяжелое дистиллятное сырье для каталитического крекинга или гидрокрекинга. Остатком перегонки является гудрон XIII, используемый как дорожный битум. Лигроиновая фракция направляется на каталитический риформинг. Широко используется промежуточное циркуляционное орошение. Особый интерес представляет вакуумсоздающая аппаратура в виде эжекторов и поверхностных конденсаторов вместо барометрических.
При помощи такой системы создается более глубокий вакуум, а нефтеперерабатывающий завод и водоемы избавлены от загрязненных сероводородом потоков воды. Меньшее остаточное давление во второй колонне и хорошее фракционирование позволяют уменьшить коксуемость и содержание металлов в дистиллятах, направляемых на каталитический крекинг и на производство масел.
1 — трубчатые печи; 2 — атмосферная колонна; 3 — вакуумная колонна; 4 — отпарная колонна; 5 — конденсатор-холодильник; 6 — водоотделитель; 7 — теплообменник; 8 — холодильник; 9 — барометрический конденсатор;. Линии: I — нефть; II — боковой продукт; III — верхний продукт; IV — газ; V — мазут; VI — гудрон; VII — водяной пар; VIII — вода; IX — несконденсировавшиеся пары и газы.
Рисунок 1.5 - Атмосферно-вакуумная установка для перегонки сернистой нефти
Существуют схемы установок АВТ четырехкратного испарения: с двумя атмосферными колоннами и двумя вакуумными. В качестве испаряющегося агента используют газойль. Как следует из схемы, полугудрон V из первой вакуумной колонны 4 перед входом в печь 1 смешивается с газойлем XIV. Нагретая в печи смесь подается во вторую вакуумную колонну 5, где отбираются три продукта: циркулирующий газойль XIV, вязкий масляный дистиллят IV и остаток — гудрон VI.
1.2.4 Комбинированные установки
Все возрастающая мощность строящихся и проектируемых нефтеперерабатывающих заводов требует комплектования их минимальным числом технологических установок, что снижает капиталовложения, сокращает сроки строительства заводов. Решение этой задачи достигается как повышением производительности технологических установок, так и комбинированием процессов на одной установке.
Комбинирование процессов первичной перегонки и термического крекинга практиковалось на заводах СССР с 30-х годов. Трудности при эксплуатации и ремонте таких установок были успешно преодолены. Накопленный опыт и современный уровень развития автоматики, телемеханики, дистанционного управления и регулирования технологических процессов позволяют расширить область применения комбинированных установок и сделать их надежными в работе. Основное внимание было уделено созданию прямой перегонки и других процессов переработки нефти.
Возможны различные комбинации процессов на одной установке: ЭЛОУ — АТ; АВТ — вторичная перегонка широкой бензиновой фракции; первичная перегонка нефти — каталитический крекинг вакуумного газойля — деструктивная перегонка гудрона; первичная перегонка нефти — коксование мазута в кипящем слое кокса [2].
1-электродегидратор; 2 — отбензинивающая колонна; 3 — основная атмосферная колонна; 4 — вакуумная колонна; 5 — стабилизационная колонна; 6 — абсорбер; 7- атмосферная печь; 8- теплообменники; 9-конденсаторы-холодильники; 10 — газосепараторы; 11-отпарные колонны; 12 — барометрический конденсатор; 13 — эжектор; 14 — паровые подогреватели; 15 — вакуумная печь.
Линии: I — сырая нефть; II — обезвоженная и обессоленная нефть; III — отбензиненная нефть; IV — мазут; V — стабильный бензин; VI — боковые продукты атмосферной колонны; VII — боковые продукты вакуумной колонны; VIII — гудрон; IX — водяной пар; X - оборотная вода; XI -аммиачная вода; XII - сухой газ; XIII – сжиженный газ; XIV — несконденсировавшиеся пары и газы; XV -легкий бензин; XVI - горячая струя; XVII - тяжелый бензин; XVIII- вода, деэмульгатор и щелочь.
Рисунок 1.6 – Схема комбинированной установки – ЭЛОУ-АВТ
Технологическая схема комбинированной установки ЭЛОУ — АВТ приведена на рисунке 1.6. Подогретая в теплообменниках 8 нефть I с температурой 120—140° С в дегидраторах 1 подвергается термохимическому и электрообезвоживанию и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная таким образом нефть дополнительно подогревается в других теплообменниках и с температурой 220° С поступает в колонну 2. Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина XV. Остаток III снизу колонны 2 подается в печь 7, где нагревается до 330° С, и поступает в колонну 3. Часть нефти из печи 7 возвращается в колонну 2 в качестве горячей струи. Сверху колонны 3 отбирается тяжелый бензин XVII, а сбоку через отпарные колонны 11 фракции VI (140-240, 240-300 и 300-350° С). Мазут IV снизу колонны 3 подается в печь 15, где нагревается до 420° С, и поступает в вакуумную колонну 4, работающую при остаточном давлении 60 мм рт. cт. Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары XIV сверху колонны 4 поступают в барометрический конденсатор 12, несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором 13. Боковыми погонами колонны 4 являются фракции VII, остатком — гудрон VIII. В результате комбинирования АВТ и ЭЛОУ достигается более эффективная переработка нефти, снижается себестоимость продукции за счет снижения доли затрат на энергоносители и компенсацию теплопотерь.
1.3 Теоретические основы процессов разделения нефтяных эмульсий
Вода и нефть, как известно, взаимно нерастворимы (лиофобны) и при интенсивном перемешивании образуют водонефтяную дисперсную смесь (эмульсию "вода в нефти"), разделение которой в обычных отстойниках не происходит из-за малого размера частиц диспергированной воды. Образуется такая эмульсия за счет турбулизации водо-нефтяной смеси при движении ее по стволу скважины, через задвижки и штуцеры и по трубопроводам от скважины до узла подготовки нефти. Основное количество воды отделяется отстоем и представляет собой также дисперсную систему "нефть и воде", т. е. воду, в которой диспергированы мелкие капли нефти. Отделение этой диспергированной нефти в пластовой воде производят на установке подготовки воды и отделенную нефть возвращают в основной поток нефти.
Для отделения оставшейся в нефти эмульгированной воды используют специальные методы разрушения водонефтяных эмульсий. Структура водонефтяной эмульсии схематично показана на рисунке 1.7.
1 - нефть (дисперсионная среда), 2 - глобулы воды, 3 - оболочки
Рисунок 1.7 - Структура эмульсии "вода в нефти"
Капли (глобулы) диспергированной воды имеют диаметр (dк) от 0,1 до 1000 мкм, и каждая из них окружена адсорбированной на поверхности глобул сольватной оболочкой - концентратом высокомолекулярных полярных веществ нефти, называемых поэтому эмульгаторами. Наличие этого сольватного слоя толщиной ? создает как бы защитную "скорлупу" вокруг каждой глобулы воды, препятствующую слиянию ( коалесценции ) глобул даже при самопроизвольном столкновении.
Процесс образования сольватных оболочек начинается сразу же в момент дробления воды на мелкие глобулы и продолжается в течение всего времени, пока существует эмульсия. Поэтому чем больше время существования эмульсии, тем толще становится сольватный слой ? и тем прочнее его защитное действие.
Интенсивность адсорбции эмульгаторов на поверхности глобул воды определяется тем, что дисперсная фаза (вода) при указанны выше размерах капель имеет огромную межфазную поверхность (десятки квадратных метров в литре нефти). На такой поверхности может поэтому адсорбироваться большое количество веществ, стабилизирующих эмульсию, т. е. придающих ей характер кинетически устойчивой среды. Одной из важнейших характеристик эмульсии является дисперсность частиц воды, которая зависит от распределения частиц по их диаметрам или выражается удельной поверхностью дисперсной фазы (т. е. отношением общей поверхности этой фазы к ее объему). Удельная поверхность частиц эмульгированной воды Sуд может быть вычислена по уравнению [4, с.336]:
Sуд=6/dк, (1.1)
где dк - средний диаметр частиц воды, см-1.
Эмульсия с dк = 0,1-20 мкм считается мелкодисперсной (при dк < 0,1 - коллоидные системы), с dк= 20 - 50 мкм -среднедисперсной и с dк > 50 мкм (обычно 50 - 100 мкм) – грубодисперсной. Нефти после подготовки на нефтепромысле содержат эмульсии, которые можно отнести к мелкодисперсным системам. Очень важно для характеристики эмульсии и выбора методов ее разрушения знание свойств эмульгаторов, образующих защитные сольватные оболочки и определяющих поэтому устойчивость эмульсии. Установлено, что основными эмульгаторами и стабилизаторами эмульсий вода - нефть являются асфальтены, смолы и высокоплавкие парафины, а также высокодисперсные твердые частицы (минеральные и карбоиды). При этом устойчивость эмульсий зависит не столько от концентрации перечисленных эмульгаторов, сколько от степени их коллоидности, которая, в свою очередь, определяется наличием в нефти парафиновых и ароматических углеводородов.
Прочность сольватной оболочки, где сконцентрированы эмульгирующие вещества, зависит также от рН водной фазы. Химический состав глобул воды и наличие в ней ионов некоторых соединений оказывают влияние на состав и свойства адсорбированных эмульгаторов. Имеются данные, показывающие, что прочность сольватной оболочки, образованной асфальтенами, максимальна в кислой среде водной фазы и минимальна в щелочной. Эмульгирующие свойства асфальтенов выше в кислой среде, а смол - в щелочной среде, поэтому в зависимости от рН водной фазы будет различна также прочность сольватной оболочки, содержащей в различных соотношениях смолы и асфальтены.
К факторам, определяющим устойчивость эмульсий, относятся следующие.
1 Средний диаметр глобул воды. Чем меньше диаметр глобулы, тем медленнее будет глобула оседать в массе нефти и тем более устойчивой будет эмульсия. Это иллюстрируется известной формулой Стокса для расчета скорости оседания частиц (w0, в м/с) в спокойной жидкости, т.е. в области гидродинамических условий, характеризуемых малыми числами Рейнольдса (Rе < 1) [4, с.338]:
w0 = dkL(?B- ?H)/18?, (1.2)
где dк - диаметр капли, м;
?B, ?H - плотность воды и нефти, кг/м3;
? - динамическая вязкость нефти, Па с.
Для того чтобы снизить устойчивость эмульсии и облегчить (ускорить) отделение от нее воды, необходимо, как следует из этой формулы, укрупнить капли воды, т. е. создать условия для их коалесценции (слияния).
2. Время "жизни" эмульсии. Чем больше прошло времени с момента образования эмульсии, тем толще сольватный слой эмульгирующих веществ вокруг капель воды и тем прочнее эта защитная оболочка, препятствующая коалесценции капель при их соударении. Кроме того, имеет значение и характер гидродинамических воздействий на поток нефти в процессе ее движения от места добычи к месту переработки (число перекачивающих насосов, длина и профиль трассы нефтепроводов, число задвижек и других местных сопротивлений по трассе и т. д.). Чем больше нефть подвергается таким местным воздействиям, тем мельче становится средний диаметр капель и тем устойчивее эмульсия.
1.3.1 Установки обессоилвания
Современная электрообессоливающая установка (ЭЛОУ) может быть как автономной, так и блоком в комплексе с установкой дистилляции нефти. Последний вариант является наиболее распространенным и показан на рисунке 1.7.
1-4 - насосы; 5, 6 - электродегидраторы; 7, 8 - промежуточные емкости-отстойники; 9 - смесительные устройства; 10 - регулирующие клапаны; 11, 12 – теплообменники; 13 - дозатор; /, // - сырая и обезвоженная нефть; /// - свежая пресная вода; IV - дренажная соленая вода, V - раствор деэмулыатора
Рисунок 1.7 - Схема современной ЭЛОУ
Сырьевым насосом 1 нефть прокачивается через группу рекуперативных теплообменников 11, где за счет тепла дистиллятов, получаемых из нефти, нагревается до 130 - 140 °С и под давлением 1,4 - 1,5 МПа через смесительный клапан 9 входит через маточник в электродегидратор первой ступени 5. Перед смесительным клапаном в поток нефти подаются деэмульгатор и промывная вода, рециркулирующая со второй ступени ВЦ2-1 и на первой ступени Вц1. Оба этих потока воды в заданном количестве подаются насосами 3 и 4 из емкостей отстойников 8 и 7. Спуск воды из электродегидратора 5 осуществляется через регулирующий клапан 10 по уровню раздела фаз вода - нефть. После первой ступени нефть направляется также через смесительный клапан в электродегидратор второй ступени 6. На вход смесителя этой ступени подается насосом 2 свежая пресная вода и рециркулирующая вода этой ступени ВЦ2. После второй ступени обессоливания нефть проходит группу высокотемпературных теплообменников 12, где нагревается до 200 - 230 0С, и поступает в первую дистилляционную колонну. Вместе с водой в емкости 7 и 8 попадает нефть (эмульсия "нефть в воде"), которая в этих емкостях отстаивается и периодически откачивается на прием насоса 1. Дренажная вода IV после отстоя в течение 1 ч в емкости 7 сбрасывается в промышленную канализацию и поступает на очистку [3].
1 — штуцер для ввода нефти; 2 — нижний маточник; 3 — нижний электрод; 4 — верхний электрод; 5 — верхний маточник; 6 — штуцер для вывода обессоленной нефти; 7 — проходной изолятор; 8 — подвесной изолятор; 9 — коллектор для дренирования воды.
Рисунок 1.8 - Поперечный разрез горизонтального электродегидратора 1-ЭГ-160
В промышленной практике получили распространение электродегидраторы различных типов: вертикальные, горизонтальные, сферические. В качестве примера на рисунке 1.8 показан горизонтальный электродегидратор конструкции ВНИИНЕФТЕмаша с нижней подачей сырья, емкостью 160 м3 и диаметром 3,6 м.
В таком аппарате эмульсия обрабатывается последовательно в трех зонах: в первой зоне между нижним маточником 2 и уровнем воды происходит промывка эмульсии водой, содержащей деэмульгатор, в результате чего отделяются наиболее крупные капли воды, далее нефть перемещается в вертикальном направлении, проходя вторую зону, расположенную между уровнем воды и плоскостью нижнего электрода, подвергаясь воздействию слабого электрического поля. Затем она попадает в поле действия сильного электрического поля третьей зоны, находящейся между двумя электродами. Различие в напряженности электрического поля позволяет обеспечить в средней зоне выделение из эмульсий более крупных глобул воды и разгрузить таким образом третью зону для выполнения более сложной задачи — отделения мелких капель воды. Нижний и верхний маточники способствуют равномерному распределению нефти по всему сечению аппарата, уменьшению скорости восходящего потока и облегчают столкновение водяных капель, движущихся вверх, с каплями, опускающимися вниз после их укрупнения в верхних слоях аппарата. В нефтеперерабатывающей промышленности обработка в электрическом поле применяется не только для нефтей, но также и для ряда нефтепродуктов. Она позволяет добиться более полного обезвоживания или отделения взвешенных частиц реагента, содержащихся в нефтепродуктах после той или иной технологической операции [4].
Устройство электродегидраторов, используемых при промысловой подготовке нефти (обезвоживании), несколько иное и также отличается большим разнообразием. Схема одной из современных конструкций показана на рисунке 1.9.
1- корпус; 2 - огневая нагревательная труба; 3 - электроды; 4 - пакет коалесцирующих пластин; 5- карман отвода обезвоженной нефти: 6 и 7- перегородки; I- водный слой; II -нефть; III - газовая подушка
Рисунок 1.9 - Промысловый электродегидратор нефти
В аппарате совмещены три зоны, слева от перегородки 6 - термическая, где нефть нагревается и крупные капли оседают, между перегородками 6 и 7, где для коалесценции капель используется электрическое поле, и справа от перегородки 7 - зона механической коалесценции за счет фильтрации нефти через пакеты гофрированных пластин из полистирола (гофры под углом 30 - 60° расположены поперечно у смежных пакетов) Сочетание этих зон дает большой эффект как по производительности аппарата, так и по глубине обезвоживания Температура нефти после зоны нагрева обычно 65 - 70 °С При начальной обводненности нефти 9 - 10% масс. на выходе из такого аппарата содержание воды составляет не более 0,3% Размеры аппарата диаметр - 2,4 м, длина - 7,6 м.
Технологический режим глубокого обезвоживания и обессоливания нефти на ЭЛОУ зависит от конкретной нефти. Если нефть содержит большое количество органических кислот, то в нефть (после ЭЛОУ или на ее последнюю ступень) подают раствор щелочи обычно в количестве 1 - 5 г/т (из расчета обеспечения рН 5,5 - 7,0). Важным элементом технологии установок ЭЛОУ является промывная вода. Для того чтобы сократить или свести до нуля использование пресной воды из внешних источников (водопровода, реки), в качестве свежей воды на ЭЛОУ подают технологические конденсаты водяного пара, образующиеся на установке перегонки нефти, в состав которой входит блок ЭЛОУ, а также конденсаты с других технологических установок (каталитического крекинга, гидроочистки и др.) [3].
2 Технологический раздел
2.1 Описание технологической схемы
Поток нефти с температурой 40 0С насосом Н-1 прокачивается через сеть рекуперативных теплообменников Т-1-Т-5 и нагревается, отходящими с установки потоками, до 189 0С и поступает в печь П-1, где она нагревается до температуры 343,7 0С и подается на 27 тарелку атмосферной колонны К-1. Колонна К-1 предназначена для получения бензиновой фракции (НК-180 °С), керосиновой фракции, дизельной фракции и мазута. Колонна К-1 имеет 29 высокоэффективных тарелок с неподвижными клапанами фирмы “Koch-Glitch”. Давление верха колонны 0,6 ати, давление низа колонны 1,3 ати; температура соответственно вверху и внизу колонны 139 и 332 0С. Под нижнюю тарелку подается перегретый водяной пар в количестве 1,0 % на сырье. Пары с верха колонны К-1 конденсируются в холодильниках ВХ-1 и ХК-1, затем с температурой 40 0С поступают в сепаратор С-1, где от бензиновой фракции отделяется углеводородный газ и вода. Газ из сепаратора С-1 отводится в топливную сеть. Часть бензиновой фракции из сепаратора С-1 подается на орошение колонны К-1, остальное отводится в промпарк. Жидкая фаза с 7 тарелки поступает в стриппинг-секцию - керосиновый стриппинг на верхнюю тарелку. Под нижнюю тарелку керосинового стриппинга подается перегретый водяной пар. С нижней части керосинового стриппинга отводится керосиновая фракция, которая самотеком поступает в теплообменник Т-2, в результате чего ее температура снижается до 57 0С. Жидкая фаза с 18 тарелки поступает в стриппинг-секцию – дизельный стриппинг на верхнюю тарелку. Под нижнюю тарелку дизельного стриппинга подается перегретый водяной пар. С нижней части дизельного стриппинга отводится дизельная фракция, которая самотеком поступает в теплообменник Т-4, в результате чего ее температура снижается до 90 0С и воздушный холодильник ВХ-2. С низа колонны К-1 мазут самотеком проходит через теплообменник Т-5, воздушный холодильник ВХ-3. Полученные керосиновая, дизельная фракции и мазут поступают в товарный парк. Колонна К-1 также снабжена контурами циркуляционного орошения. Жидкости с 10 и 21 тарелок отбираются в количествах 1,01 и 20,68 м3/ч соответственно и охлаждаются до 152 и 263 0С в рекуперативных теплообменниках Т-1 и Т-3 соответственно. Далее потоки возвращаются на 8 и 19 тарелку соответственно.
2.2 Характеристика сырья и вспомогательных материалов
На установке планируется перерабатывать нефть Самотлорского месторождения, поступающую по магистральному нефтепроводу из Западной Сибири. Западная Сибирь — крупнейший нефтедобывающий район страны. По геологическому строению Западная Сибирь представляет собой молодую эпигерцинскую платформу, с запада, юга и востока ограниченную складчатыми сооружениями, а на севере открывающуюся в область Ледовитого океана. Бензиновые фракции западно-сибирских нефтей имеют низкие октановые числа (25-67) вследствие высокого содержания парафиновых углеводородов. Легкие керосиновые дистилляты большинства нефтей Западной Сибири отличаются невысоким содержанием серы (до 0,1%), отсутствием меркаптановой серы и хорошими фотометрическими свойствами. Для фракций, соответствующих осветительным керосинам, очистка от серы необходима лишь для нефтей Сургутского свода. Вследствие высокой температуры застывания из нефтей Западной Сибири можно получать, в основном, летние дизельные топлива, которые характеризуются высокими цетановыми числами (45-60). Из большинства нефтей Западной Сибири можно получать мазуты основных марок, отвечающие требованиям ГОСТ [5].
Таблица 2.1 - Характеристика сырья и вспомогательных материалов
Наименование
сырья, материалов, реагентов
Обозначение
стандарта или
технических условий
Показатели качества
Норма
показателя
по стандарту
1
2
3
4
Нефть
Самотлорского месторождения
ГОСТ 3900-85
Плотность при
20°С, кг/м3, не менее
842,6
ГОСТ 2177-99
Фракционный состав, °С
НК - 10%
- 20%
- 30%
-40%
-50%
97
130
160
193
232
ГОСТ 19121-73
Содержание общей серы, % масс, не более
1,2
ГОСТ 21534-76
Концентрация
хлористых солей, кг/м3 , не более
0,3
Продолжение таблицы 2.1
1
2
3
4
ГОСТ 6370-83
Массовая доля
механических примесей,
% не более
0,05
ГОСТ 2477-99
Массовая доля
воды, % не более
0,5
ГОСТ 2878 1-90
Давление насыщенных паров,
(мм рт. Ст.) не более
500
Вспомогательные материалы
1.Индустриальное масло ИМ-4
ТУ-38.191543-75
1. Вязкость кинематическая,
сСт
2. Индекс вязкости, не менее
2. Коксуемость, % масс. Не
более,
4.Содержание мех. примесей,
мг/м3
5. Содержание воды, г/м3
6. Содержание фенола, г/м3
7.Температура вспышки в открытом тигле, 0С, не ниже
8. Кислотное число масла, мг/г КОН , не более
9. Плотность, кг/м3
7-9
95
0,005
отс.
отс.
отс.
200
0,03
885
Продолжение таблицы 2.1
1
2
3
4
2. Азот
(газ для продувки оборудования)
ГОСТ 9293-74
1.Содержание водяных паров при 200С давлении 0,101 КПа, г/м3, не выше
сорт
высший первый
0,005 0,07
ГОСТ 9293-73
2.Содержание кислорода, % объемн, не более
0,005 0,5
3.Содержание масла в газообразном азоте
выдерживает испытание по ГОСТ 9293-7
4.Содержание масла,
механеческих примесей и влаги в жидком азоте
Выдерживает испытание по п. 3.7 ГОСТ 9293-73
3.Вода артезианская
1.Величина рН
6,0-9,0
2.Содержание механических примесей
отсутствие
3.Температура на выходе из установки,
0С не более
45
4. Оборотная вода
1.Температура входа на установку, 0С не более
22
2.Температура на выходе из установки,
0С не более
40
3. Давление; кгс/см2
3,5
5. Пар
1.Температура входа на установку, 0С не более
480
2. Давление; кгс/см
3,0
Окончание таблицы 2.1
1
2
3
4
6. Натр едкий технический (водный раствор)
ГОСТ 2263-79
1. Содержание NaOH в % массовых; не более
15
7. Аммиака водный технический
ГОСТ 9-92
2. Концентрация раствора массовая
2,0-4,0
Таблица 2.2 - Общее исследование нефти
Свойства Наименование показателя
Величина показателя
1
2
Относительная объемная масса,
d297 277
0,8426
Молекулярная масса, кг/кмоль
194
Вязкость кинематическая при температуре 293 K, сСт
температуре 323 K, сСт
6,13
3,33
Температура вспышки, C
меньше минус 35
Температура застывания,
с обработкой
без обработки
меньше минус 33
минус 33
Массовая доля серы, %
до 0,96
Массовая доля смол
сернокислотных, %
14
Массовая доля смол силикагелевых, %
10
Массовая доля асфальтеновых углеводородов, %
1,36
Продолжение таблицы 2.2
1
2
Массовая доля кокса
(коксуемость), мас доли %
1,94
Зольность, мас доли %
0,01
Кислотное число, мг КОН/ 1 г нефти
0,038
Массовая доля фракций, % -
до 2000 С
до 3500 С
30,6
58,2
ИТК Самотлорской нефти представлена в таблице 2.3 и на рисунке 2.1
Таблица 2.3 - ИТК нефти Самотлорского месторождения
Фактический отбор
Температура
Фактический отбор
Температура
1,5
28
46,18
288
4,04
36
49,52
305
6,46
57
52,78
323
9,08
75
56,08
339
11,98
95
59,50
357
14,88
112
63,08
375
17,90
130
66,86
393
20,92
147
70,64
412
23,86
163
74,38
434
26,88
180
78,07
457
30,05
197
81,52
478
33,34
215
85,00
500
36,44
233
39,62
250
42,88
270
42,19
218
45,02
235
47,93
248
Рисунок 2.1- ИТК Самотлорской нефти
2.3 Характеристика продукции
Характеристика продукции приведена в таблице 2.4
Таблица 2.4 - Характеристика продукции
Наименование продукции
Обозначение
стандарта или
технических
условий
Показатели качества
Норма показа-
теля по стандарту
1
2
3
4
1. Бензиновая фракция
ГОСТ 511-82
Детонационная стойкость: октановое число по моторному методу, не менее
53,4
Продолжение таблицы 2.4
1
2
3
4
ГОСТ 2177-99
Фракционный состав:
температура начала
перегонки бензина, °С , не ниже
35
10 % бензина перегоняется при температуре, °С не выше
70
50 % бензина перегоняется при температуре, °С не выше
111
90 % бензина перегоняется при температуре, °С не выше
165
конец кипения бензина, °С, не выше:
180
ГОСТ 28781-90
Давление насыщенных
паров бензина, кПа (мм рт. ст.) не более
66,7(500)
ГОСТ 11362-96
Кислотность, мг КОН на 100 см3 бензина, не более
0,24
ГОСТ 1567-97
Концентрация фактических смол в мг на 100 см 3 бензина, не более
5,0
ГОСТ 19121-73
Массовая доля серы, %
отсутствует
ГОСТ 6321-92
Испытание на медной
пластине
выдерживает
ГОСТ 6307-75
ГОСТ 3900-85
Водорастворимые кислоты и щелочи
Плотность при 20°С, кг/м3, не более
отсутствуют
732,1
Продолжение таблицы 2.4
1
2
3
4
2.Керосиновая фракция
ГОСТ 3900-85
Плотность при 20°С, кг/м3, не менее
810
ГОСТ 2177-99
Фракционный состав:
температура начала перегонки, °С, не выше
10% отгоняется при
температуре, °С, не выше
150
165
50% отгоняется при
температуре, °С,
не выше
195
90% отгоняется при температуре, °С, не
выше
230
98% отгоняется при
температуре, °С, не выше
250
ГОСТ 33-2000
Кинематическая вязкость, м2/с при 20°С, не менее
1,5-10-4
ГОСТ 11065-90
Низшая теплота сгорания, кДж/кг, не менее
42900
ГОСТ 4338-91
Высота некоптящего
пламени, м, не менее
20*10-3
ГОСТ 5985-79
Кислотность, мг КОН на 100 см3 топлива,
не более
0,7
ГОСТ 6356-75
Температура вспышки,
определяемая в закрытом тигле °С, не ниже
28
ГОСТ 5066-91
Температура начала кристаллизации, °С,
не выше
-60
ГОСТ 6994-74
Массовая доля ароматических у.в. %
20
ГОСТ 1567-97
Концентрация фактических смол, мг/см3
6,0
ГОСТ 19121-
73
Массовая доля общей
серы, %,
0,2
Продолжение таблицы 2.4
1
2
3
4
ГОСТ 17323-71
Массовая доля меркаптановой серы, %, не более
0,003
ГОСТ 632 1-92
Испытание на медной пластинке
выдерживает
ГОСТ 1461-75
Зольность, %, не более
0,003
ГОСТ 6307-75
Содержание
водорастворимых
кислот и щелочей
отс.
ГОСТ 2110З-75
Содержание мыл
нафтеновых кислот
отс
ГОСТ 6370-83
Содержание
механических
примесей и воды
отс
ГОСТ 9144-79
Термическая стабильность в статических
условиях,
концентрация осадка,
мг/ 100 см 3 топлива
8,0
3. Дизельная фракция
ГОСТ 3122-67
Цетановое число,
не менее
45
ГОСТ 2177-99
Фракционный состав:
10 % отгоняется при температуре,
не норм
50% отгоняется при температуре, 0С, не выше
280
90 % отгоняется при температуре, °С, не выше
не норм
96 % отгоняется при температуре, °С,
не выше
360
Продолжение таблицы 2.4
1
2
3
4
ГОСТ 33-2000
Кинематическая вязкость, м2/с при 20°С
3-6
ГОСТ 5066-91
Температура застывания, °С, не выше
-10
ГОСТ 5066-91
Температура помутнения, ?С
-5
ГОСТ 6356-75
Температура вспышки,
определяемая в закрытом тигле, °С, не ниже
62
для дизелей общего
назначения
40
ГОСТ 19121-73
Массовая доля общей серы, %, не более
0,5
ГОСТ 17323-71
Массовая доля меркап-тановой серы, %, не более
0,01
ГОСТ 17323-71
Массовая доля
сероводорода
отсутствие
ГОСТ 6321-92
Испытание на медной
пластине
выдерживает
ГОСТ 6307-75
Содержание водорастворимых солей и щелочи
отсутствие
ГОСТ 8489-85
Концентрация фактических смол, мг/100 см3 топлива, не более
40
ГОСТ 5985-79
Кислотность, мг КОН на
100 см3
5,0
Продолжение таблицы 2.4
1
2
3
4
ГОСТ 1461-75
Зольность, %, не более
0,01
ГОСТ 19932-99
Коксуемость 10 % - ного остатка, %, не более
0,2
ГОСТ 19006-73
Коэффициент фильтруемости, не более
3,0
ГОСТ 6370-83
Содержание
механических примесей
отсутствие
ГОСТ 2477-99
Содержание воды
отсутствие
ГОСТ 3900-85
Плотность при 20°С, кг/м3, не более
860
4. Мазут
ГОСТ 6258-85
Вязкость при 323 К,
не более: условная, °ВУ
5
ГОСТ 1461-75
соотв. ей кинематическая, м2/с-10 4
36,2
ГОСТ 1461-75
Зольность, %, не более
0,05
ГОСТ 2477-65
Содержание воды, %,
не более
2,0
ГОСТ 6307-75
Содержание водорастворимых кислот и щелочей
отсутствует
ГОСТ 19121-73
Содержание серы, %, не более
3,5
ГОСТ 19932-99
Коксуемость, %, не более
6
ГОСТ 1567-97
Содержание смолистых
веществ, %, не более
50
ГОСТ Р 50802-95
Содержание
сероводорода
отс
ГОСТ 6356-75
Температура вспышки,
°С, не выше
80
ГОСТ 20287-91
Температура застывания
°С, не выше
5
2.4 Материальный расчет производства
Суточная производительность установки по сырью Gсут. определяется отношением мощности установки к годовому фонду времени работы установки и рассчитывается по формуле:
, (2.1)
где Gгод. – мощность установки по сырью, тыс.т.в год;
tраб. - годовой фонд времени, tраб. =333,3 суток.
т/сут.
Часовая производительность установки по сырью Gчас. определяется по аналогичной формуле (2.1),
где Gсут. - суточная производительность установки по сырью, т
tраб. - суточный фонд времени, tраб. =24 часа.
т/ час. (2.2)
Составляем материальный баланс работы установки, который сведен в таблицу 2.5 с учетом потерь в размере 0,5 %.
Таблица 2.5 - Материальный баланс установки
Наименование
Количество
т/г
т/сут
кг/ч
масс доля, %
Приход
Нефть
500000
1500,15
62500,00
100,00
Водяной пар
6398
19,19
799,69
1,28
Всего
506398
1519,34
63299,69
101,28
Расход
Сдувка из сепаратора
406
1,22
50,70
0,08
Широкая бензиновая фракция НК-180 0С
138377
415,13
17297,15
27,68
Керосин Т-8В
5182
15,54
647,7
1,04
Дизельное топливо Л-0,2-62
147314
441,94
18414,35
29,46
Мазут
203894
611,68
25486,74
40,78
Итого
495173
1485,51
61896,64
99,04
Потери
2500
7,50
312,50
0,50
Вода
8725
26,33
1090,55
1,74
Всего
506398
1519,34
63299,69
101,28
2.5 Расчет и выбор технологического оборудования
Материальный и тепловой расчеты проектируемого оборудования, а также основные геометрический характеристики выполняются при помощи вычислительной программы HYSYS.
HYSYS предназначена для проектных и исследовательских работ при анализе действующих и проектируемых химико-технологических производств. Программный фонд HYSYS объединяет в себе подсистемы материальных и тепловых балансов химико-технологических систем, расчет физических свойств веществ, модули расчета химико-технологических процессов, модули расчета оборудования, гидравлики аппаратов. Программа HYSYS мощный и удобный интерактивный инструмент для расчета и оптимизации технологических процессов.
С помощью этой программы можно построить детальную и надежную модель технологической установки. Интерактивная природа программы позволяет подробно проанализировать параметры любого аппарата, позволяет накапливать банк математических модулей исследуемых производств.
Оборудование планируется применять общесерийное отечественного производства. На нестандартное оборудование будут разработаны требования.
2.5.1 Расчет атмосферной колонны К-1
Атмосферная колонна К-1 предназначена для получения светлых нефтепродуктов из нефти.
2.5.1.1 Описание и обоснование выбранной конструкции
Ректификационная колонна К-1 представляет собой вертикальный тарельчатый, цельносварной аппарат, который состоит из следующих секций:
1 секция – концентрационная, (26 контактная ступень, D = 2,6 м);
2 секция – эвапорационное пространство;
3 секция – отгонная, (3 контактных ступеней, D = 2,6 м).
В качестве контактных ступеней выбраны тарелки с неподвижными клапанами фирмы “Koch-Glitch”, обладающие высокой надежностью в работе и имеющие очень высокий коэффициент полезного действия ~100 %.
Аппарат снабжен технологическими штуцерами для контроля и замера параметров, а также люками.
Количество теоретических тарелок колонны К-1- 29;
Количество практических тарелок колонны К-1- 29;
Расстояние между тарелками 600 мм.
Высота колонны К-1 определяется по формуле:
Н = h1+h2+h3+h4+h5+h6+ h7, (2.3)
где h1 = 0,25?Д = 0,25?2,6 = 0,65 м – высота эллиптического днища;
h2 = 0,25?Д = 0,25?2,6 = 0,65 м - высота шлема колонны;
h3 = (n-1)?а, (2.4)
h3 – высота концентрационной части колонны;
n = 26– количество тарелок, расположенных выше ввода сырья;
а = 0,6 м – расстояние между тарелками;
тогда h3 = (26-1)?0,6= 15 м;
h4 = (3-1)?0,6 = 1,2 м - высота отгонной части колонны;
h5 = 1,5Д = 1,5?2,6 = 3,9 м - высота эвапорационного пространства;
h6 = 1,0 м - высота от днища до фундамента;
h7 =V/F – высота кубового пространства определяется исходя из запаса остатка на 10 минут;
F = p?D2/4– площадь кубового пространства;
D =3,0 м – диаметр куба;
F = 3,14?2,62/4 =5,3066 м2;
Vb= 35,51 м3/ч - часовой расход кубового продукта
(по приложению А);
V= 35,51/6 = 5,92 м3;
h7 = 5,92/5,3066=1,12 м;
тогда Н=0,65+0,65+15+1,2+3,9+1,0+1,12=23,52 м.
2.5.3.2 Расчет стриппинг-секций
Колонна К-1 снабжена двумя стриппнинг-секциями
Диаметр стриппинг-секции керосинового стриппинга для керосиновой фракции по расчету в программе HYSYS 0,3048 м, принимаем 0,4 м.
Количество теоретических тарелок - 3
Количество практических тарелок – 3
Общая высота аппарата определяется по формуле:
Н=h1+h2+h3+ h4+ h5, (2.5)
где h1 = 0,25?Д = 0,25?0,4 = 0,1 м – высота эллиптического днища;
h2 = h1 - высота шлема колонны;
h4=a - высота между первой тарелкой и шлемом
h5=a - высота между последней тарелкой и днищем
h3- высота тарельчатой секции;
n = 3 – количество тарелок, расположенных выше ввода сырья;
а = 0,4 м – расстояние между тарелками;
тогда
h3 = (3-1)?0,4= 0,8 м;
Н=0,1+0,1+0,8+0,4+0,4=1,8 м.
Диаметр стриппинг-секции дизельного стриппинга для дизельной фракции по расчету в программе HYSYS 0,9144 м, принимаем 1,0 м.
Количество теоретических тарелок – 3.
Количество практических тарелок – 3.
Общая высота аппарата определяется по формуле (2.5):
Н=h1+h2+h3+ h4+ h5,
где h1 = 0,25?Д = 0,25?1,0 = 0,25 м – высота эллиптического днища;
h2 = h1 - высота шлема колонны;
h4=a - высота между первой тарелкой и шлемом
h5=a - высота между последней тарелкой и днищем
h3- высота тарельчатой секции;
n = 3 – количество тарелок, расположенных выше ввода сырья;
а = 0,4 м – расстояние между тарелками;
тогда
h3 = (3-1)?0,4= 0,8 м;
Н=0,25+0,25+0,8+0,4+0,4=2,1 м.
2.5.3.3 Расчет колонны К-1 на прочность
Выбор материала колонны К-1 произведен в соответствии с требованиями ОСТ 26-291-94 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия».
Выбор материала рассчитываемых элементов производится из условий рабочей температуры 380 0С в аппарате и средней температуры самой холодной пятидневки района установки аппарата минус 350С.
Марка стали – 20 К по Гост 5520-79.
Расчет колонны на прочность произведен в соответствии с требованиями ГОСТ 14249-89.
Расчет исполнительной толщины стенки корпуса колонны.
S = Sr+С+С1, (2.6)
, (2.7)
где S - исполнительная толщина стенки, м;
P=1,5Рраб.+Pгидр.=1,5*2,3*103,3+?gH/1000=1,5*2,3*103,3+1000*9,81*23,52/1000
P= 0,587 МПа – расчетное давление в колонне;
D =2,6 м – внутренний диаметр корпуса колонны;
[s] = 100 МПа – допускаемое напряжение для стали марки 20К при расчетной температуре 380 0С (выбирается по приложению 1 ГОСТа (14249-89);
j = 0,95– коэффициент прочности продольного сварного шва;
С = 2,5 мм – прибавка к расчетной толщине для компенсации коррозии;
С1=0,22 мм прибавка на минусовой допуск к толщине листа.
тогда 0,008 м,
отсюда S = 0,008+0,0025+0,00022=0,01077 м,
принимаем S = 20 мм.
Проверим теперь, выдержит ли обечайка максимальное, Рдоп, МПа, давление по формуле (2.8).
, (2.8)
1,27 МПа.
Данная толщина обечайки выдержит внутреннее давление.
2.5.3.4 Расчет диаметров штуцеров
Расчет диаметров штуцеров D, м производится согласно ГОСТ 24190-80 по формуле:
, (2.9)
где D - диаметр штуцера, м;
Q – расход, кг/ч;
w – линейная скорость потока, м/с;
r - плотность потока, кг/м3.
Диаметр штуцера, D, для ввода потока сырья:
м,
принимаем штуцер диаметром 500 мм.
Диаметр штуцера, D, для вывода паров из шлема колонны:
м,
принимаем штуцер диаметром 400 мм.
Диаметр штуцера, D, для ввода орошения
= 0,094 м,
принимаем штуцер диаметром 100 мм.
Диаметр штуцера, D, для вывода потока верхнего циркуляционного орошения:
= 0,026 м,
принимаем два штуцера диаметром 20 мм.
Диаметр штуцера, D, ввода потока верхнего циркуляционного орошения:
=0,013 м,
принимаем штуцер диаметром 20 мм.
Диаметр штуцера, D, для вывода потока нижнего циркуляционного орошения:
= 0,121 м,
принимаем два штуцера диаметром 100 мм.
Диаметр штуцера, D, для ввода потока нижнего циркуляционного орошения:
=0,058 м,
принимаем штуцер диаметром 65 мм.
Диаметр штуцера, D, для вывода мазута
= 0,112 м,
принимаем штуцер диаметром 125 мм.
Диаметр штуцера, D, для вывода жидкости в керосиновый стриппинг
= 0,032 м,
принимаем штуцер диаметром 40 мм.
Диаметр штуцера, D, для ввода паров из керосинового стриппинга
= 0,053 м,
принимаем штуцер диаметром 65 мм.
Диаметр штуцера, D, для вывода жидкости в дизельный стриппинг
= 0,149 м,
принимаем штуцер диаметром 150 мм.
Диаметр штуцера, D, для ввода паров из дизельного стриппинга
= 0,124 м,
принимаем штуцер диаметром 125 мм.
Диаметр штуцера, D, для ввода водяного пара в куб колонны
= 0,069 м,
принимаем штуцер диаметром 80 мм.
Размеры фланцев принимаются в соответствии с диаметрами штуцеров по ГОСТ 12815-80.
2.5.4 Расчет и выбор насосов
Насосы выбираются в зависимости от подачи сырья Q и требуемого напора Р с учетом кавитации.
Расчет подачи, Q, м3/ч:
Q=QпродК, (2.10)
где Qпрод - количество прокачиваемого продукта, м3/ч;
К- коэффициент запаса производительности.
Подача сырьевого насоса, Q, поз. Н-1 определяется по формуле (2.10):
Q=75,78?1,2=90,9 м3/ч;
Р=500 кРа.
Выбираем насос из каталога [7]:
Принимаем один работающий насос и один дублирующий.
Насос поз. Н-1
Одноступенчатый консольный насос
Тип
НГ-100-50-2
Количество
2
Назначение
подача сырья на установку
Подача, м3/ ч
V = 100
Рабочий интервал подач, м3/ч
65…140
Напор, м
50
Мощность привода, кВт
30
Высота, мм
525
Длина, мм
1120
Ширина, мм
560
Завод изготовитель
«Молдовагидромаш»
Подача насоса, Q, поз. Н-2 определяется по формуле (2.10):
Q=75,05*1,2=90,06 м3/ч;
Р=500 кРа.
Выбираем насос из каталога [7]:
Одноступенчатый консольный насос
Тип
НГ-100-50-2
Количество
2
Назначение
подача орошения в К-1
Подача, м3/ ч
V = 100
Рабочий интервал подач, м3/ч
65…140
Напор, м
50
Мощность привода, кВт
30
Асинхронная частота вращения, об/мин
2950
Высота, мм
660
Длина, мм
1680
Ширина, мм
780
Завод изготовитель
«Молдовагидромаш»
Подача насоса, Q, поз. Н-3 определяется по формуле (2.10):
Q=1,01*1,2=1,2 м3/ч;
Р=200 кРа.
Выбираем насос из каталога [7]:
Насос поз. Н-3
Одноступенчатый консольный насос
Тип
НГ-3,2-30-2
Количество
2
Назначение
вывод верхнего ЦО
Подача, м3/ ч
V = 3,2
Рабочий интервал подач, м3/ч
1,5…4
Напор, м
30
Мощность привода, кВт
1,5
Асинхронная частота вращения, об/мин
2950
Высота, мм
310
Длина, мм
570
Ширина, мм
340
Завод изготовитель
«Молдовагидромаш»
Подача насоса, Q, поз. Н-4 определяется по формуле (2.10):
Q=20,68*1,2=24,8 м3/ч;
Р=200 кРа.
Выбираем насос из каталога [7]:
Насос поз. Н-4
Одноступенчатый консольный насос
Тип
НГ 25-20-2
Количество
2
Назначение
вывод верхнего ЦО
Подача, м3/ ч
V = 25
Рабочий интервал подач, м3/ч
15…37
Напор, м
20
Мощность привода, кВт
3,0
Асинхронная частота вращения, об/мин
2950
Высота, мм
370
Длина, мм
825
Ширина, мм
370
Завод изготовитель
«Молдовагидромаш»
2.5.5 Расчет и выбор теплообменников
Для того, чтобы по действующим нормалям выбрать один из теплообменных аппаратов, следует определить необходимую поверхность теплообмена F, м2 по формуле:
, (2.11)
где К – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 К);
KF-величина, равная произведения площади поверхности
теплообмена на коэффициент теплопередачи, кДж/(С*ч);
К - принимается на основе известных технологических данных [6];
KF- определяется по приложению А.
Сырьевой теплообменник поз. Т-1.
KF=617,68 кДж/(С*ч) (см. приложение А),
K=150 Вт/(м2 К) [6].
Определим F по формуле (2.11):
=1,14 м2.
По каталогу [8] выбираем теплообменник по поверхности теплообмена, давлению и рабочим температурам.
Теплообменники поз. Т1
Название
Кожухотрубный двухходовой
теплообменник с плавающей
головкой
Количество
1
Тип
325 ТП-2,5-М1/25-1,5-2-У-И
Назначение
нагрев сырья
Площадь поверхности теплообмена, м2
10
Материал
Сталь 16ГС
Диаметр кожуха, мм
325
Общая длина аппарата, мм
3690
Условное давление, МПа
-в трубах
2,5
-в корпусе
2,5
Многозаходность
2
Изготовитель
ОАО «Курганхиммаш»
Сырьевой теплообменник поз. Т-2.
KF= 2900,3 кДж/(С*ч) (см. приложение А),
K=150 Вт/(м2 К) [6].
Определим F по формуле (2.11):
=5,4 м2.
По каталогу [8] выбираем теплообменник по поверхности теплообмена, давлению и рабочим температурам.
Теплообменник поз. Т-2
Название
Кожухотрубный двухходовой
теплообменник с плавающей
головкой
Количество
1
Тип
325 ТП-2,5-М1/25-1,5-2-У-И
Назначение
нагрев сырья
Площадь поверхности теплообмена, м2
10
Материал
Сталь 16ГС
Диаметр кожуха, мм
325
Общая длина аппарата, мм
3690
Условное давление, МПа
-в трубах
2,5
-в корпусе
2,5
Многозаходность
2
Изготовитель
ОАО «Курганхиммаш»
Сырьевой теплообменник поз. Т-3.
KF=8155,31 кДж/(С*ч) (см. приложение А),
K=150 Вт/(м2 К) [6].
Определим F по формуле (2.11):
=15,1 м2.
По каталогу [8] выбираем теплообменник по поверхности теплообмена, давлению и рабочим температурам.
Теплообменник поз. Т-3
Название
Кожухотрубный четырехходовой
теплообменник с плавающей
головкой
Количество
1
Тип
325 ТП-2,5-М1/25-3-4-У-И
Назначение
нагрев сырья
Площадь поверхности теплообмена, м2
20,5
Материал
Сталь 16ГС
Диаметр кожуха, мм
325
Общая длина аппарата, мм
6690
Условное давление, МПа
-в трубах
2,5
-в корпусе
2,5
Многозаходность
4
Изготовитель
ОАО «Курганхиммаш»
Сырьевой теплообменник поз. Т-4.
KF= 92666,4 кДж/(С*ч) (см. приложение А),
K=150 Вт/(м2 К) [6].
Определим F по формуле (2.11):
=171,6 м2.
По каталогу [8] выбираем теплообменник по поверхности теплообмена, давлению и рабочим температурам.
Теплообменник поз. Т-4
Название
Кожухотрубный двухходовой
теплообменник с плавающей
головкой
Количество
1
Тип
800 ТП-2,5-М1/25-3-2-У-И
Назначение
нагрев сырья
Площадь поверхности теплообмена, м2
176
Материал
Сталь 16ГС
Диаметр кожуха, мм
800
Общая длина аппарата, мм
7505
Условное давление, МПа
-в трубах
2,5
-в корпусе
2,5
Многозаходность
2
Изготовитель
ОАО «Курганхиммаш»
Сырьевые теплообменники поз. Т-5.
KF= 197156,17 кДж/(С*ч) (см. приложение А),
K=150 Вт/(м2 К) [6].
Определим F по формуле (2.11):
= 365,1 м2.
По каталогу [8] выбираем теплообменник по поверхности теплообмена, давлению и рабочим температурам.
Теплообменник поз. Т-5
Название
Кожухотрубный четырехходовой
теплообменник с плавающей
головкой
Количество
1
Тип
1000 ТП-2,5-М1/25-6-4-У-И
Назначение
нагрев сырья
Площадь поверхности теплообмена, м2
400
Материал
Сталь 16ГС
Диаметр кожуха, мм
1000
Общая длина аппарата, мм
10640
Условное давление, МПа
-в трубах
2,5
-в корпусе
2,5
Многозаходность
4
Изготовитель
ОАО «Курганхиммаш»
2.5.6 Расчет и выбор водяных холодильников
Холодильник поз ХК-1
KF= 403077,85 кДж/(С*ч), (по приложению А)
К=225 Вт/(м2К) - известно по технологическим данным для водяных
кондесаторов-холодильников [6].
Определим F по формуле (2.11):
=497,6 м2.
По каталогу [8] выбираем холодильник по поверхности теплообмена, с учетом температурного режима, характера прокачиваемых жидкостей и давления в трубном и межтрубном пространстве.
Холодильник поз. ХК-1
Название
Кожухотрубный холодильник
с плавающей головкой
Количество
1
Тип
1200 ХП-2,5-М1/20-3-2-У-И
Назначение
охлаждение паров шлема К-1
Площадь поверхности теплообмена, м2
330,0
Материал
Сталь 16ГС
Диаметр кожуха, мм
1200,0
Общая длина аппарата, мм
7830,0
Условное давление, МПа
-в трубах
2,5
-в корпусе
2,5
Многозаходность
2
Изготовитель
ОАО «Курганхиммаш»
2.5.7 Расчет и выбор аппаратов воздушного охлаждения
АВО можно рассчитывать по следующей схеме:
принимают конечную температуру воздуха на выходе из АВО, равной 60 0С, температура воздуха на входе в АВО принимается максимальной температуре сухого воздуха в году, то есть 44 0С (СНиП 23-01-99);
-определяют средний температурный напор в АВО по формуле (2.13) [9, с.454];
-подбирают по практическим данным коэффициент теплопередачи;
-определяют поверхность теплообмена и необходимое число стандартных аппаратов;
Для того, чтобы по действующим нормалям выбрать один из аппаратов, следует определить необходимую поверхность теплообмена F, м2 по формуле [9, с.446]:
, (2.12)
где Qx – количество тепла, отдаваемое охлаждаемым продуктом,
кДж/ч;
К – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 К);
D t - полезная разность температур, К;
, (2.13)
где tб, tн – соответственно, большая и меньшая разница температур теплоносителей, К;
АВО поз ВХ-1.
Температура углеводородов, поступающих в АВО – 139,06 0С,
на выходе из АВО - 70 0С;
температура воздуха на входе – 44 0С;
на выходе из АВО – 60 0С;
Q= 27,396 ГДж/ч - по (приложению А).
Определяем полезную разность температур, Dt, по формуле (2.13) и поверхность теплообмена, F, по формуле (2.12):
47,71 0С;
7975 м2.
По каталогу [10] выбираем аппарат типа –АВЗ.
АВО поз. ВХ-1
Название
Аппарат воздушного охлаждения
зигзагообразный
Количество
1
Тип
АВЗ-20-Ж-2,5-Б1-37/8-8-6-УХЛ1
Назначение
охлаждение паров шлема К-1
Площадь поверхности теплообмена, м2
8490,0
Материал
Сталь 09Г2С
Высота аппарата, мм
6575,0
Длина аппарата, мм
6300,0
Длина труб, м
6,0
Коэффициент оребрения
20
Условное давление в трубах, МПа
2,5
Мощность привода, кВт
37,0
Количество приводов, шт
1,0
Изготовитель
Бугульминский механический
завод
АВО поз ВХ-2.
Температура углеводородов, поступающих в АВО – 90 0С,
на выходе из АВО - 60 0С;
температура воздуха на входе - 44 0С;
на выходе из АВО - 60 0С;
Q= 1,127 ГДж/ч - по приложению А.
Определяем полезную разность температур, Dt, по формуле (2.13) и поверхность теплообмена, F, по формуле (2.12):
22,27 0С;
702,86 м2.
По каталогу [10] выбираем аппарат типа – 1АВГ.
АВО поз. ВХ-2
Название
Аппарат воздушного охлаждения
горизонтальный
Количество
1
Тип
1АВГ-9-Ж-2,5-Б1-22/4-4-4-УХЛ1
Назначение
охлаждение дизельного топлива
Площадь поверхности теплообмена, м2
850,0
Материал
Сталь 09Г2С
Высота аппарата, мм
4480,0
Длина аппарата, мм
4630,0
Длина труб, м
4,0
Коэффициент оребрения
9
Условное давление в трубах, МПа
2,5
Мощность привода, кВт
30,0
Количество приводов, шт
1,0
Изготовитель
Бугульминский механический
завод
АВО поз ВХ-3.
Температура углеводородов, поступающих в АВО – 130 0С,
на выходе из АВО - 100 0С;
температура воздуха на входе ? 44 0 С;
на выходе из АВО ? 600С;
Q= 1,641 ГДж/ч - по приложению А.
Определяем полезную разность температур, Dt, по формуле (2.13) и поверхность теплообмена, F, по формуле (2.12):
62,74 0С;
363,27 м2.
По каталогу [10] выбираем аппарат типа –АВГ.
АВО поз. ВХ-3
Название
Аппарат воздушного охлаждения
горизонтальный
Количество
1
Тип
1АВГ-9-Ж-2,5-Б1-22/4-1-4 УХЛ1
Назначение
охлаждение мазута
Площадь поверхности теплообмена, м2
425,0
Материал
Сталь 09Г2С
Высота аппарата, мм
4480,0
Длина аппарата, мм
4630,0
Длина труб, м
4,0
Коэффициент оребрения
9
Условное давление в трубах, МПа
2,5
Мощность привода, кВт
22,0
Количество приводов, шт
1,0
Изготовитель
Бугульминский механический
завод
2.5.8 Расчет и выбор емкостных аппаратов
Емкость позиции С-1
Выбираем емкость из условия сепарации воды и газа (время отстоя 20-30 мин., степень заполнения емкости жидкостью - 50%).
Производительность насоса Q=90 м3/ч.
Тогда объем емкости Vем.= Q/(3*0,5)= 90/(3*0,5)=60 м3.
Выбираем емкость по каталогу [11].
Название
сепаратор нефтегазовый
Количество
1
Тип
НГСВ-II-2,5-3000-2-Т-И
Назначение
сбор флегмы К-1
Объем, м3
100,0
Диаметр, мм
3000,0
Длина, мм
15515,0
Условное давление, МПа
2,5
Изготовитель
ОАО "Курганхиммаш"
2.5.9 Расчет и выбор печей
По приложению А мощность печи П-1 9405 кВт
По каталогу [10] выбираем печь типа ГН2 195/6,5 характеристики которой представлены ниже.
Печь узкокамерная трубчатая, с верхним отводом дымовых газов и горизонтальными настенными экранами, коробчатая, с горизонтальным расположением труб змеевика в двух радиантных камерах, объемно-настильного сжигания комбинированного топлива.
Печь П-1
Поверхность нагрева, м2 195
Рабочая длина, м 6,5
Количество секций 3
Мощность, МВт 10,6
L, м 12,76
B, м 6
H, м 22,0
Масса металла без футеровки, т 50
Футеровка, т 108
Изготовитель Новочеркасский завод
нефтяного машиностроения
2.6 Паро-, водоснабжение производства
2.6.1 Пароснабжение установки
Водяной пар используют на установке для подачи в колонные аппараты и для пропарки оборудования перед ремонтом. На установке используют пар давлением 3 атм. Его количество зависит от количества аппаратов, находящихся в ремонте в течение года. Данная величина строго не регламентируется. Водяной пар также используется для обогрева бытовых помещений. Расход водяного пара, G, кг/ч на обогрев бытовых помещений рассчитывается по формуле [14, с.28]:
G = q ? , (2.24)
где: q – 1,7 кДж/(м3 ?ч?К);
V- объем бытовых помещений, м3;
tвнутрвозд. - температура воздуха в помещении, 20°С;
tнаружнвозд- средняя температура воздуха за отопительный сезон -15°С или
253 К;
r – скрытая теплота конденсации пара, 2609 кДж/кг[9].
кг/ч
Что составит 1732 кг/сутки, 259855кг за 150 дней отопительного периода. Расход пара на технологические нужды составляет 6398 т /год
Общий расход пара составляет 6657,9 т/год.
2.6.2 Водоснабжение установки
Водоснабжение на НПЗ должно удовлетворять производственные (технологические), хозяйственно- питьевые (бытовые) и противопожарные нужды.
На территории завода для обеспечения водой необходимо иметь следующие сооружения:
- насосная хоз.-питьевого и производственного водоснабжения;
- резервуары хоз.-питьевого запаса воды (2х100 м3);
- насосная противопожарного водоснабжения;
- резервуар производственно- противопожарного запаса воды (4000 м3);
- очистные сооружения бытовых стоков;
- очистные сооружения производственно-дождевых стоков;
- насосная пенотушения с резервуарами (200 м3);
Вода, используемая для производственных нужд, подается под давлением, она должна быть чистой и достаточно холодной.
Расход воды на хозяйственно бытовые нужды определяется в соответствии со СНиП 2.04.01.85 Внутренние водопровод и канализация зданий. На хозяйственно – питьевые нужды и бытовые стоки расходуется 25 л/сутки на человека. Расход воды на один душ составляет 500 л/ч. На мытье полов на 1 м2 – 1л воды.
Потребность объекта в воде составляет:
- питьевая вода на хоз.-питьевые и производственные нужды – 220 л/час, 5280 л/сут, 1848 м3/год.
- технологические нужды – 786 тыс. т/год (по приложению А).
3 Стандартизация, метрологическое обеспечение
и аналитический контроль производства
Стандартизация - деятельность, направленная на достижение степени упорядочения в определенной области посредством установления положений для всеобщего и многократного применения в отношении реально существующих или потенциальных задач.
Объектом стандартизации называют продукцию, процессы и услуги, которые в равной степени относятся к любому материалу, компоненту, оборудованию, системе, их совместимости, правилу, методу или деятельности.
Стандарт - нормативный документ, содержащий правила, общие принципы, характеристики, и разработанный на основе согласия, характеризующегося отсутствием возражений по существенным вопросам у большинства заинтересованных сторон, и утвержденный признанным органом (или предприятием), который направлен на достижение оптимальной степени упорядочения в определенной области.
Характеристику материалов, сырья, требования к качеству выпускаемой продукции и т.д. устанавливают в соответствии с нормами ГОСТов, СТП, ТУ.
Государственный стандарт Российской Федерации - национальный стандарт, утвержденный Государственным комитетом РФ по стандартизации, метрологии и сертификации (Госстандарт России).
Стандарт предприятия - стандарт, утвержденный предприятием и применяемый только на данном предприятии.
Технические условия - нормативный документ на конкретную продукцию (услугу), утвержденный предприятием-разработчиком, по согласованию с предприятием-заказчиком (потребителем) [13].
Основные вопросы, решаемые службой стандартизации применительно к проектируемой установке, заключаются в контроле за качеством исходного сырья и готовой продукции в соответствии с таблицей 3.1.
Таблица 3.1 - Карта аналитического контроля технологического процесса
Наименование
стадии технологического процесса
Анализируемый продукт
Место
отбора пробы
Контролируемые
показатели
Метод контроля по ГОСТ, ОСТ, ТУ
Норма показателя
Периодичность
контроля
1
2
3
4
5
6
7
Подача нефти на установку
нефть
Из трубопровода на входе
Плотность при 20°С,
кг/м3
Фракционный состав,С
-10%
-50%
ГОСТ
3900-85
ГОСТ
2177-99
не нормируется,
определение обязательно
не выше 85
не выше 310
1 раз в
сутки
1 раз в
декаду
Содержание общей серы, % масс
Концентра ция хлорис
тых солей,
кг/м3
ГОСТ
19121-73
ГОСТ
21534-76
не более 1,8
не более 0,3
1 раз в
сутки
1 раз в
сутки
Массовая
доля воды
ГОСТ
2477-65
не более 0,5
1 раз в
сутки
Продолжение таблицы 3.1
1
2
3
4
5
6
7
Атмосферная ректификация
Широкая бензинова фракция
С выкида
насоса Н-2
Фракционный состав
-НК
-10%
- 50%
- 90%
ГОСТ
2177-99
40
72
122
163
2 раза в
смену
Октановое число
ГОСТ 511-99
не ниже 55
по
требованию
Массовая доля серы, %
не более
ГОСТ 19121-
73
отсутствует
по
требованию
Керосиновая фракция
После Т-2
Фракционный состав, °С
-НК
-10%
- 50%
- 90%
-98%
ГОСТ
2177-99
160
185
?
?
280
2 раза в
смену
Массовая доля серы, %
не более
ГОСТ 19121-73
0,2
по
требованию
Окончание таблицы 3.1
1
2
3
4
5
6
7
Дизельное топливо
После ВХ-2
Фракционный состав, ?С
- 50%
- 96%
ГОСТ 2177-99
280
360
2 раза в
смену
Массовая доля серы.%, не более
ГОСТ19121-73
0,5
по
требованию
Цетановое число
ГОСТ3122-67
45
по
требованию
Мазут
После ВХ-3
Температура вспышки,
°С, не ниже
ГОСТ 4333
90
2 раза в
смену
Температура застывания
°С, не выше
ГОСТ 20287-91
10
2 раза в
смену
Массовая доля серы, %
не более
ГОСТ 19121-
73
3,5
по
требованию
В задачу лабораторного контроля установки АТ входит определение:
- пригодности сырья, поступающего в переработку на установку;
- доброкачественности применяемых реагентов;
- соответствия качества выпускаемой продукции утвержденным нормам;
- правильности работы отдельных узлов и аппаратов установки и т. п.
По лабораторным анализам обслуживающий персонал установки проверяет, правильно ли подобран технологический режим процесса, и в случае отклонения качества какого-либо продукта от нормы вносит необходимую корректировку в режим работы того или иного узла установки [13].
4 Строительная часть
Оборудование химических производств, в зависимости от применяемых машин и аппаратов, особенностей технологического процесса и климатических условий, может быть расположено в закрытых производственных помещениях и на открытых площадках.
Компоновка оборудования на открытых площадках сокращает капитальные затраты на строительство, уменьшает загазованность и влияние тепловыделений, снижает взрыво- и пожароопасность. Установка аппаратуры на открытых площадках создает также предпосылки для укрупнения агрегатов, позволяет во многих случаях отказаться от членения на части (царги) аппаратуры (преимущественно колонной) и, кроме того, улучшает условия монтажа оборудования.
Установка АТ является взрыво- и пожароопасным производством, а сырье для нее и продукты обладают токсическими свойствами, поэтому размещение оборудования необходимо осуществлять вне здания, на открытой площадке.
При размещении оборудования на открытых площадках необходимо руководствоваться действующими правила и нормы техники безопасности, обеспечивающие нормальные условия обслуживающему персоналу и безаварийную работу оборудования.
Размещение технологического оборудования на открытых площадках следует проектировать во всех случаях, когда позволяют климатические условия и условия эксплуатации технологического оборудования, применяя при необходимости местные укрытия. Местные укрытия могут быть в виде шатров, будок, навесов разных размеров и назначений, начиная от небольших укрытий отдельных аппаратов до устройства цехов без стен, с одной только крышей, и в отдельных случаях этажерок. Применение местных укрытий целесообразно в том случае, когда аппаратура не требует установки в утепленном помещении, но должна быть защищена, так же как и эксплуатационный персонал, от ветра, пыли и дождя. На проектируемой установке АТ насосные агрегаты должны быть обеспечены местными укрытиями.
На открытых площадках химическая аппаратура может устанавливаться или на этажерках — железобетонных и металлических, или самостоятельно — на индивидуальных и групповых фундаментах.
В зависимости от схемы производства, конструктивных особенностей оборудования, системы управления и степени автоматизации, района строительства и ряда других специфических условий компоновка оборудования установок различных химических производств, размещаемых на открытых площадках, может быть чрезвычайно разнообразной.
При установке оборудования вне здания рекомендуется:
- все тяжелое и громоздкое оборудование по возможности располагать на отметке земли с таким расчетом, чтобы не утяжелять конструкции этажерок, на которых устанавливается оборудование;
- опорные устройства применять типовые из сборного железобетона;
- максимально использовать несущую способность стенок крупногабаритных емкостных аппаратов — устройство лестниц и площадок для обслуживания крышек, люков, штуцеров для загрузки и выгрузки насадки или арматуры.
В свою очередь, эти площадки могут быть использованы для размещения на них вспомогательного оборудования — теплообменного, емкостного и другого. Аппаратуру колонного типа следует использовать в качестве несущих конструкций для крепления обслуживающих площадок, лестниц, а также в случае необходимости небольших грузоподъемных приспособлений (кран-укосин, тельферов, блоков). Расположение аппаратов непосредственно на других сооружениях или над технологическим оборудованием значительно сокращает площадь застройки
Производственное здание установки АТ запроектировано с габаритами в плане 30,4х12,4 м.
В здании расположены:
- операторная;
- гардеробная;
- подсобное помещение;
- душевая;
- уборная;
- кабинет начальника;
- ПВК;
- помещение для курения;
- комната приема пищи;
- электрощитовая;
- ВВК;
- хим. лаборатория;
- коридор.
Согласно СНИП 2.09.04.-87 ”Административные и бытовые здания”
установка относится к группе производственных процессов 3б (процессы протекающие с использованием веществ 3 и 4 класса опасности при неблагоприятных метеорологических условиях).
Согласно заданию бригада работающих в смену составляет 7 человек. Количество рабочих смен 3. В гардеробной число отделений в шкафах для хранения одежды соответствует списочной численности работающих – 24 человека. Согласно нормам размер шкафов в гардеробной для производственных процессов типа 3б должны иметь размеры 0,5х0,5 с двумя отделениями.
Душевые, умывальники рассчитываются на число рабочих в максимальную смену (7 человек). Для производственных процессов 3б число человек на душевую сетку составляет 4 человека, на один кран 10 человек. Принимаем две душевых кабины с размерами в плане (1х1,2 м), умывальник расположен в шлюзе уборной. Комната приема пищи оборудована стационарным кипятильником, электроплиткой, холодильником. Помещения оборудованы водоснабжением канализацией, сблокированы для сокращения длин водонесущих коммуникаций. В таблице 4.1 приведена характеристика зданий и сооружений, находящихся на установке.
Таблица 4.1 - Характеристика зданий и сооружений
Наименование зданий,
сооружения
Размеры, м
Этажность
Конструктивная схема
здания
Габариты
Площадь,
м2
Высота, м
1
2
3
4
5
6
1. Наружная установка АТ
112,7?69,0
7777,82
4
1
Металлический каркас с легкими навесными панелями.
2. Операторная
5,8?5,8
33,64
4
1
Каркасно-кирпичная с монолитными железобетонными балками.
3. Гардеробная
6,8?5,8
39,44
4
1
4.Подсобное помещение
4,1?2,9
11,89
4
1
5. Душевая
2,0?5,8
11,60
4
1
6. Уборная
2,9?2,9
8,41
4
1
7. Кабинет
начальника
2,8?5,8
16,24
4
1
8. ПВК
2,8?5,8
16,24
4
1
9. Помещение для курения
2,9?5,8
16,82
4
1
10.Комната приема пищи
4,7?2,9
13,63
4
1
Окончание таблицы 4.1
1
2
3
4
5
6
11. Электрощитовая
2,8?5,8
16,24
4
1
Каркасно-кирпичная с монолитными железобетонными балками
12. ВВК
2,4?5,8
13,92
4
1
13. Хим.
лаборатория
4,9?5,8
28,42
4
1
14. Коридор
77,50
4
1
Производственно-бытовое здание запроектировано с несущими кирпичными стенами и перекрытием из сборных железобетонных плит, размером 12х3 м, опирающиеся на продольные несущие стены. Кровля из современного гидроизолирующего материала. Помещения имеют естественное освещение через оконные проемы. Двери открываются по ходу эвакуации в случае пожара. Фундаменты ленточные из сборных бетонных элементов, выпускаемых промышленностью [17].
5 Охрана окружающей среды
Сохранение окружающей среды в последние десятилетия стало одной из важнейших проблем человечества. Рост промышленности сопровождается образованием большого количества отходов. Усиление технологического воздействия на природную среду уже породило ряд экологических проблем. Самые острые из них связаны с состоянием атмосферы, гидросферы и литосферы.
Наибольший удельный вес загрязнения атмосферного воздуха приходится на долю оксидов углерода, серы и азота, углеводородов и промышленной пыли. Загрязнения, поступающие в атмосферу, с осадками возвращаются на землю и попадают в водоемы и почву. Сточными водами предприятий промышленности загрязняются реки, озера и моря. В них попадают отходы, содержащие соли различных металлов, моющие средства, масла, нефтепродукты и др. Считается, что в водоемы попадает 500 тысяч различных веществ
Огромное количество отходов попадает в почву, самоочищение которой практически не происходит или происходит очень медленно.
В связи с большим загрязнением биосферы во многих странах приняты ограничения на выброс вредных веществ промышленными предприятиями, в частности путем установления предельно допустимых концентраций (ПДК) и выбросов (ПДВ, ПДС). Требования, предъявляемые в нашей стране к ПДК, являются более жесткими, чем в других странах.
Создание малоотходных технологических производств, дающих минимальные выбросы, при которых самоочищающая способность природы в достаточной степени препятствует возникновению необратимых экологических изменений, является одной из актуальнейших проблем химической технологии. Эта проблема имеет большое социально-экономическое значение как для повышения экономического уровня, так и для обеспечения связанного с этим оптимального экологического взаимодействия производства с окружающей средой [16].
5.1 Экологическое обоснование места строительства
Проектируемую установку АТ будет строиться в г. Ухта.
На данной территории имеются следующие климатические условия (СНиП 29-01-99):
- температура воздуха наиболее холодных суток, °С, обеспеченностью 0,98 –минус 40 0С;
- абсолютная минимальная температура воздуха - минус 46 0С;
- средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца – 80%;
- преобладающее направление ветра за декабрь-февраль – юго-западное;
- максимальная из средних скоростей ветра по румбам за январь – 8 м/с;
- средняя максимальная температура воздуха наиболее теплого месяца – 18°С;
- абсолютная максимальная температура воздуха –37°С;
- суточный максимум осадков – 80-90 мм;
Установка проектируется в климатической зоне IIB по строительной номенклатуре. Оценка территории по состоянию воздушного бассейна приведена в таблице 5.1 согласно СНиП 23-01
Таблица 5.1 - Оценка территории по состоянию воздушного бассейна
Фактор
Показатель оценки
Нормативы критерии
Величина критерия
Степень
благопрятности
1
2
3
4
5
Климат:
а) количество ультрафиолетовой радиации
Число часов солнечного сияния в год
1350
Ограниченно благоприятная
Окончание таблицы 5.1
1
2
3
4
5
б) грозы
в) осадки
Способность разложения в атмосфере вредных примесей Способность вымывания из атмосферы примесей
Число часов гроз
Годовая сумма осадков, (мм)
15
582
Ограниченно благоприятная
Ограниченно благоприятная
2. Растительный покров
Биологическая продуктивность, адсорбирующая способность леса
Лесистость, %
18
Неблагоприятная
3. Плотность населения
чел/км2
70,0
Ограниченно благоприятная
4. Фоновое загрязнение
Степень
загрязнения
пылью,
сернистым газом,
окись углерода
оксидами азота
ПДК, мг/м3
0,02
0,022
0,05
0,01
Благоприятная
По состоянию воздушного бассейна территория (см. таблицу 5.1) неблагоприятна для строительства проектируемой установки.
В таблице 5.2 согласно СНиП 23-01 представлена оценка территории по состоянию водного бассейна.
Таблица 5.2 - Оценка территории по состоянию водного бассейна
Фактор
Критерии
Величина критерия
Степень благоприятности
1.Многоводность р. Ижма
м3/с
800
Благоприятная
2. Скорость течения
м/с
0,9
Благоприятная
3. Температура воды (летняя)
°С
22
Ограниченно
благоприятная
4. Плотность
населения
чел/км2
70
Ограниченно
благоприятная
5. Фоновое
загрязнение
ПДК
более ПДК
Неблагоприятная
6. Биохимическая
потребность
в кислороде
БПК, мг/л
4,2
Ограничено
благоприятная
7. Концентрация водородных ионов
рН
7,0
Благоприятная
По состоянию водного бассейна территория строительства проектируемой установки ограничено не благоприятна.
Оценка территории по состоянию почвенно-растительного покрова согласно СНиП 23-01 приведена в таблице 5.3
Таблица 5.3 - Оценка территории по состоянию почвенно-растительного
покрова
Фактор
Показатель оценки
Критерии
Степень
благоприятности
1. Сравнительная устойчивость почв
-
Лесостепь,
глинистые черноземы
Благоприятная
2. Лесистость
%
18
Неблагоприятная
3. Плотность населения
чел/м2
70
Условно
благоприятная
По состоянию почвенно – растительного покрова территория строительства проекируемой установки не благоприятна [3].
В таблице 5.4 приведены критерии выделения инженерно-экологических зон
Таблица 5.4- Критерии выделения инженерно-экологических зон
Состояние важнейших
компонентов природной среды
Инженерно-экологическая зона
Рекомендуемый режим использования и характер природоохранных мероприятий
Воздушный
бассейн
Водный
бассейн
Почвенно растительный покров
Полное ограничение роста и стабилизации антропогенных нагрузок по всей территории зоны. Проведение широкого комплекса природоохранных мероприятий в первую очередь
неблагоприятное
неблагоприятное
неблагоприятное
неблагоприятное
Санитарно-защитная зона согласно СНиП 23-01 составляет 1000 м.
Строительство проектируемого объекта при соблюдений всех норм природопользования не причинит видимого ущерба окружающей среде, так как по экологическому состоянию место строительства относится к ограниченно благоприятному [16].
5.2 Экологическое обоснование технологической схемы
Проектируемая установка АТ размещается в г. Ухта, поэтому к проектируемому объекту предъявляются жесткие санитаро-экологические требования.
Возникает необходимость разработки новых перспективных технологий и использования сырья более высокого качества, что снизит затраты на производство экологически чистых продуктов.
На проектируемом производстве предусматриваются мероприятия, осуществление которых может сделать переработку нефтяного газа малоотходной. К таким мероприятиям прежде всего следует отнести:
- оснащение установки аппаратами воздушного охлаждения;
- тщательное наблюдение за плотностью всех фланцевых соединений, своевременной набивкой сальников запорной арматуры, герметичностью аппаратуры;
- оборудование мембранами предохранительных клапанов, установленных в технологических агрегатах;
- оборудование трубчатой печи утилизатором;
- максимальное использование в качестве топлива заводского природного газа;
- строительство узла обезвреживания окислов азота;
- сбор продуктов при опорожнении аппаратуры технологических установок в специальные емкости;
- систематический контроль за качеством сточных вод выходящих с установки с определением в них органической части;
- организацию полного учета сырья и получаемой продукции с тем, чтобы ежесуточно определялись производственные потери, выделялись источники потерь и проводилась работа по их уменьшению.
5.3 Охрана атмосферного воздуха от загрязнения
Источником организованных выбросов на установке АТ являются дымовые трубы печей подогрева сырья и вентвыбросы насосных. В проекте учтены возможные неорганизованные выбросы от запорнорегулирующей и предохранительной арматуры трубопроводов, от торцевых уплотнений насосов, больших и малых дыханий резервуаров.
Проектом предусмотрен узел обезвреживания дымовых газов предназначенный для снижения концентрации NOx в дымовых газах с целью сокращения вредных выбросов в атмосферу.
Технология основана на восстановлении окислов азота аммиаком. При этом образуется азот. Жидких отходов не образуется.
Дымовые газы технологической печи с температурой 250-300 0С забираются из дымовой печи непосредственно перед шибером и подаются в реактор, где происходит селективное каталитическое восстановление окислов азота парами аммиака в слое катализатора.
Одновременно с целью использования тепла уходящих дымовых газов их температура снижается в экономайзере с 250-300 0С до 120 0С , что позволяет получить утилизированное тепло. Для утилизации тепла дымовых газов в экономайзеры подается вода с температурой 70 0С.
Дымовые газы с температурой 120 0С забираются дымососами и подаются в отдельно стоящую дымовую трубу.
Разработан комплекс мероприятий, помимо описанных выше, по уменьшению выбросов в атмосферу:
- использование в печи газообразного топлива, что значительно сокращает выбросы сернистого ангидрида, образующегося при сжигании жидкого топлива;
- применение высококачественных горелок, обеспечивающих бездымное горение всех видов топлив и факелов;
- продувка топливных трубопроводов в факельную систему;
- использование герметичного оборудования и аппаратов, аппаратов воздушного охлаждения;
- закрытый дренаж аппаратов и насосов в специальную дренажную емкость;
- для сжигания образующихся при пуске оборудования и в процессе производства некондиционных газов, дальнейшая переработка которых экономически нецелесообразна и невозможна, предназначены факельные установки. Сжигание сбросных газов на факельных установках позволяет значительно уменьшить загрязнение окружающей среды токсичными и горючими веществами.
К факельным установкам предъявляются следующие требования:
- полнота сжигания, исключающая образование альдегидов, кислот и других вредных промежуточных продуктов;
- сжигание, исключающее образование дыма и сажи;
- устойчивость факела при изменении расхода и состава сбрасываемых газов;
- безопасное воспламенение, бесшумность и отсутствие яркого свечения.
Таблица 5.5 – Токсикологическая характеристика веществ, поступающих в атмосферу от технологической установки
Наименование
загрязняющего
вещества
Код
вещества
ПДКм.р.,
мг/м3
ПДКс.с., мг/м3
ОБУВ, мг/м3
Класс опас-ности
Азота (II)
оксид
10102-43-9
0,4
0,06
-
3
Азота диоксид
10102-44-0
0,085
0,04
-
2
Серы (IV)диоксид
7446-09-5
0,5
0,05
-
3
Углерода
оксид
630-08-0
5
3
-
4
Бенз(а)пирен
50-32-8
-
1*10-6
-
1
Сероводород
0,008
-
-
3
С1-С5
-
-
-
50
4
С6-С10
-
-
-
30
4
С12-С19
-
-
1
-
4
Бензол
71-43-2
0,3
0,1
-
2
Толуол
108-88-3
0,6
-
-
3
Ксилол
1330-20-7
0,2
-
-
3
Данные по ПДК и ОБУВ в таблице 5.5 приведены согласно ГН 2.1.6.1338 и ГН 2.1.6.1339.
Оксид углерода, СО – бесцветный газ без вкуса и запаха. Плотность по воздуху 0,967. Поступление СО в организм подчиняется закону диффузии газов. ПДКм.р. и ПДКс.с. оксида углерода в воздухе населенного пункта 5 мг/м3 и 3 мг/м3; класс опасности 4. Концентрацию 300 мг/м3 человек переносит без заметного действия в течение 2 – 4 ч, а при концентрации 3600 мг/м3 через 1 – 5 мин наступает смерть. Оксид углерода вытесняет кислород из оксигемоглобина крови, образуя карбоксигемоглобин (СОНb). Повышение уровня карбоксигемоглобина в крови ухудшает отдачу кислорода тканями, может вызвать нарушение функций центральной нервной системы: ослабевает зрение, реакция, ориентация во времени и пространстве.
Угарный газ (СО) относится к продуктам неполного горения топлива при недостатке окислителя (кислорода, неудовлетворительном смешении топлива с воздухом, несовершенстве конструкции горелочных устройств). При сжигании твердых топлив возможен процесс восстановления СО2 на поверхности коксового остатка.
С + 1/2 O2 > СО;
С + СО2 > 2СО.
Горение УВ, основу которого составляет метан, проходит стадии последовательных превращений: метан-формальдегид – оксид углерода (II) – оксид углерода (IV). При неблагоприятных условиях цепная реакция может оборваться и в продуктах горения будет содержаться оксид углерода (II) и формальдегид.
[O] [O] [O]
СН4 > СН2О > СО >-СО2
Основными источниками загрязнения атмосферы СО на установке является трубчатая печь технологической установки (50% от объема общих выбросов).
Оксиды азота. При сжигании органических топлив азот, содержащийся в воздухе и топливе, становится реакционно-способным и, соединяясь с кислородом, образует оксиды: NOx = N2O + NO + NO2.
Экспериментальные и промышленные исследования показали, что основная доля образовавшихся NОx, а именно от 95 до 100 %, приходится на монооксид (оксид) азота NO. Диоксид NO2 и гемиоксид N2O азота образуются в значительно меньшем количестве, и их доля приблизительно составляет: для NO2 до 4 %, а для N2O — сотые доли процента от общего выброса NOх.
Оксид азота NО — бесцветный газ, являющийся сильнодействующим ядом, влияющим на кровь и нервную систему, ПДКм.р. и ПДКс.с. 0,4 и 0,06 мг/м3, 3 класс опасности.
Диоксид азота NO2 представляет собой пар буро-красного цвета, оказывающий раздражающее воздействие на дыхательные пути и органы зрения. При малых дозах вызывает аллергию и раздражение, при больших – бронхиты, трахеиты и отек легких, ПДКм.р. и ПДКс.с. 0,2 и 0,04 мг/м3 , 2 класс опасности.
Диоксид азота на солнечном свету конвертирует в оксид с выделением озона, участвующего в образовании фотохимического смога. Одновременно оксиды азота, окисляясь в присутствии влаги, образуют азотную кислоту, чем обуславливают выпадение кислотных дождей. Ежегодно в промышленно развитых странах в воздух выбрасывается до 59 млн. т оксидов азота, что превышает их естественный фон в воздухе населенных пунктов.
NO2 + H2O +O = HNO3
Основным источником выбросов оксидов азота является технологическая печь.
Оксиды серы SO2, SО3. Содержащаяся в топливе сера является источником образования оксидов серы SOх: сернистого SO2 и серного SO3 ангидридов. При сжигании сернистых топлив практически вся присутствующая в нем сера окисляется до сернистого ангидрида SO2:
2Н2S + 3О2 > 2SO2 + 2H2O;
Часть SО2 (от 1 до5 %) затем доокисляется до серного ангидрида SO3 в ходе гомогенных реакций непосредственно при горении топлива:
SO2 + O + M > SO3 + M;
SO2 +1/2О2 > SO3.
А также в результате протекания гетерогенных реакций окисления SO2 на поверхностях нагрева с участием катализаторов, которыми могут быть V2O5, Fe2O3:
кат
SO2 + О2 > SО3.
Доля образующихся оксидов серы при сжигании сернистых топлив в топочных устройствах составляет: SО2 от 97 до 99 %, а SO3 — от 1 до 3 % от суммарного выхода SOх. Фактическое содержание SО2 в уходящих из котлов газах колеблется от 0,08 до 0,6 % об., а концентрация SO3 — от 0,0001 до 0,008 % об.
Сернистый ангидрид SО2 — бесцветный газ с острым запахом. При вдыхании раздражает дыхательные пути, нарушает обменные и ферментативные процессы. Значительное и хроническое загрязнение сернистым ангидридом может вызвать бронхиальную астму, превышение фоновой концентрации 0,1 мг/м3 приводит к легочным заболеваниям и патологиям у младенцев и детей, ПДКм.р. и ПДКс.с. 0,5 и 0,05 мг/м3 , 3 класс опасности.
При концентрации SО2 в атмосферном воздухе 0,08 мг/м3 ощущается дискомфорт у людей. Наиболее чувствительными к SO2 являются хвойные деревья, у которых наблюдается процесс увядания, при содержании SO2 в воздухе, начиная от 0,08 до 0,23 мг/м3. Продолжительность пребывания SO2 в атмосфере сравнительно невелика (от 2 до 4 от 15 до 20 суток). За это время происходит его полное окисление до SО3, которое протекает значительно быстрее под действием солнечного света:
SО2 + 1\2 О2 + h? > SO3 .
Серный ангидрид (или триоксид серы) SO3 является бесцветным газом, раздражающим дыхательные пути. Во влажном воздухе образует туман (аэрозоль) серной кислоты, которая активно разрушает конструкции, здания и оборудование. Кроме того, обуславливает наряду с оксидами азота выпадение кислотных дождей.
Основным источником выбросов диоксида серы явлляется дымовая труба печи.
Углеводороды. Выбросы углеводородов в атмосферу составляют более 70% выбросов ВВ от предприятий нефтепереработки и нефтехимии. С технологической точки зрения выбросы УВ представляют собой прямые потери нефти и НП. Среднеотраслевой уровень выбросов УВ составляет 5,36 кг на 1т перерабатываемой нефти.
Выбросы УВ на установке происходят за счет неплотностей технологического оборудования, из рабочих клапанов при аварийных ситуациях, вентиляционные выбросы из рабочих помещений;
Предельные углеводороды. Химически наиболее инертные среди органических соединений, в то же время являются сильнейшими наркотиками. Действие их ослабляется ничтожной растворимостью в воде и крови, вследствие чего только при высоких концентрациях создается угроза отравления этими веществами. С увеличением числа атомов углерода сила наркотического действия растет.
Постоянный контакт с предельными углеводородами вызывает покраснение, зуд, пигментацию кожи.
Запах бутана человек ощущает при концентрации в воздухе 328 мг/м3, пентана-217 мг/м3.
Бензин. Поступает в организм главным образом через дыхательные пути, может заглатываться с воздухом и затем всасываться в кровь из желудочно-кишечного тракта; через кожу всасывается слабо. В основе действия бензина на организм лежит его способность растворять жиры и липоиды. Бензин оказывает особенно сильное действие на центральную нервную систему, кожный покров. Может вызывать острые и хронические отравления, иногда тяжелые, со смертельным исходом. При остром отравлении состояние больного напоминает состояние алкогольного опьянения. Острые отравления наступают при концентрации паров бензина в воздухе 0,005-0,10 мг/м3. При концентрации 0,40 мг/м3 смерть человека наступает почти мгновенно. В результате частых повторных отравлений парами бензина развиваются острые нервные расстройства.
Керосино-газойлевая фракция. Поступает в организм главным образом через дыхательные пути, может заглатываться с воздухом и затем всасываться в кровь из желудочно-кишечного тракта; через кожу всасывается слабо. Вдыхание больших количеств паров КГФ вызывает острое отравление, приводящее к потере сознания и даже смерти. Попадание на кожу обезжиривает кожный покров, при длительном соприкосновении появляется сухость, трещины, раздражение, экзема.
Мазутная фракция. При длительном систематическом возрастании мазута на незащищенную кожу наиболее часты фол-ликулярные заболевания кожи, известные под названием масляных угрей.
Тяжелые последствия в организме живых существ вызывает и ядовитая смесь дыма, тумана и пыли – смог. Различают два типа смога: зимний смог (лондонский тип) и летний (лос-анджелесский тип).
Лондонский тип смога возникает зимой в крупных промышленных городах при неблагоприятных погодных условиях (отсутствие ветра и температурная инверсия). Температурная инверсия проявляется в повышении температуры воздуха с высотой в некотором слое атмосферы (обычно в интервале 300-400 м от поверхности земли) вместо обычного понижения. В результате циркуляция атмосферного воздуха резко нарушается, дым и загрязняющие вещества не могут подняться вверх и не рассеиваются. Нередко возникают туманы. Концентрации оксидов серы, взвешенной пыли, оксида углерода достигают опасных для здоровья человека уровней, приводят к расстройству кровообращения, дыхания, а нередко и к смерти, Рассеять смог может только ветер, а сгладить смогоопасную ситуацию — сокращение выбросов загрязняющих веществ.
Лос-анджелесский тип смога, или фотохимический смог, не менее опасен, чем лондонский. Возникает он летом при интенсивном воздействии солнечной радиации на воздух, насыщенный, а вернее перенасыщенный выхлопными газами автомобилей.. При очень слабом движении воздуха или безветрии в воздухе в этот период идут сложные реакции с образованием новых высокотоксичных загрязнителей — фотооксидантов (озон, органические перекиси, нитриты и др.), которые раздражают слизистые оболочки желудочно-кишечного тракта, легких и органов зрения .
Основными химическими соединениями, ответственными за выше перечисленные свойства смога, являются озон и пероксиацилнитраты (ПАН). Рост концентрации О3 в пробах воздуха начинается после того, как отношение концентраций NO2 и NO достигает максимума. Изменение концентрации озона в загрязненной городской атмосфере связано с процессами превращения оксидов азота.
NO2--->NO+O; O+O2+M--->O3+M; O3+NO--->NO2+O2
С присутствием органических соединений в воздухе городов связаны и процессы образования пероксидных соединений, которые протекают в основном по следующей схеме:
R-CH3+OH--->R-CH2+H2O;
R-CH2+O2--->RCH2-O-O;
R-CH2-O-O+O3--->R-C=O-O-O +H2O + О2;
R-C=O-O-O+NO2--->R-C=O-O-O-NO2.
Наиболее распространенным пероксидным соединением, синтезирующимся в атмосфере, является пероксиацетилнитрат - первый член гомологического ряда ПАН. В случае присутствия в воздухе ароматических углеводородов возможно образование ароматических производных.
К важнейшим экологическим последствиям глобального загрязнения атмосферы относятся:
? возможное потепление климата («парниковый эффект»);
? нарушение озонового слоя;
? выпадение кислотных дождей.
Большинство ученых в мире рассматривают их как крупнейшие экологические проблемы современности.
«Парниковый эффект». В настоящее время наблюдаемое изменение климата, которое выражается в постепенном повышении среднегодовой температуры, начиная со второй половины прошлого века, большинство ученых связывают с накоплениями в атмосфере так называемых «парниковых газов» — диоксида углерода (СО2), метана (СН4), хлорфторуглеродов (фреонов), озона (О3), оксидов азота и др.
Парниковые газы, и в первую очередь СО2, препятствуют длинноволновому тепловому излучению с поверхности Земли.
В связи со сжиганием человеком все большего количества ископаемого топлива: нефти, газа, угля и др. – концентрация СО2 в атмосфере при промышленном производстве и в быту растет содержание фреонов. На 1-1,5% в год увеличивается содержание метана. В меньшей степени растет содержание в атмосфере и оксида азота (на 0,3% ежегодно).
Следствием увеличения концентраций этих газов, создающих «парниковый эффект» является рост средней глобальной температуры воздуха у земной поверхности.
Одна из важнейших экологических проблем, с которой связывают окисление загрязняющих веществ в природной среде, приводящее к кислотным дождям. Образуются они при промышленных выбросах в атмосферу диоксида серы и оксидов азота, которые, соединяясь с атмосферной влагой, образуют серную и азотную кислоты. В результате дождь и снег оказываются подкисленными (число рН ниже 5,6).
5.4 Охрана водоемов от загрязнения
Сточные воды заводов подразделяются на три основных вида: производственные, атмосферные (ливневые) и бытовые.
К производственным сточным водам относятся воды, отходящие от охлаждения насосного оборудования, смыва полов производственных помещений, сточные воды лабораторий, стоки от промывки оборудования, дождевые воды с бордюренных площадок технологических установок товарных парков и эстакад [17].
К атмосферным (ливневым) сточным водам относятся воды от дождей и таяния снега. Атмосферные воды с территории технологических установок, эстакад, резервуарных парков, загрязненные нефтепродуктами, почти всегда отводятся совместно с промышленными стоками.
К бытовым относятся хозяйственно-фекальные стоки от душевых и санузлов. По характеру загрязнения бытовые стоки требуют специальной очистки и подключаются к общегородской канализации. Все сточные воды планируется выводить с территории установки по канализационной сети закрытых трубопроводов и каналов. При этом во избежание смешения сточных вод разных составов применяется полная раздельная система канализации.
Отработанные сточные воды сбрасываются до очистных сооружений по канализационным коллекторам. Отделение из воды нефтепродуктов начинается уже в канализационной сети. Канализация рассчитана на спокойное движение жидкости и одновременный унос из канализационных труб осадков, выпавших в момент минимальных расходов. Такая скорость называется самоочищающей и обычно равна 0,8—1 м/сек. Для снижения интенсивности перемешивания жидкости повороты коллекторов делаются возможно более пологими и плавными, а колодцы коллекторов выполняются так, чтобы не допустить резкого падения уровня воды (перепадов). В случае аварии или засорения одного из участков канализационной сети устанавливаются соединительные линии между параллельными коллекторами и котлованами - позволяющие перебрасывать сточные воды из одного участка канализации на другой. Сточные воды всех систем соответствующими насосными станциями подаются на общезаводские очистные сооружения.
В таблице 5.6 приведена характеристика источников образования и состав сточных вод.
Таблица 5.6 - Перечень источников образования и состав сточных вод
Технологический
процесс
или
операция
Наименование
источника образования
сточных вод
Объем
сточных
вод,
м3/т
(ед. сырья)
продукта)
Характеристика сточных вод
Способ регулирования воздействия на окружающую среду
тем-пера-тура,
oС
ррН
Состав
Наименование
загрязняющего
в-ва
Концен-трация,
г/м3
(мг/л)
1
2
3
4
5
6
7
8
Разделение топливной фракции
Газосепа-ратор С-1
0,26
40
-
Углево-дород-ные газы
-
Направляется в I систему канализации
Охлаждение топливных фракций
Водяной холодильник ХК-1
35
-
Нефте-продук-ты
Не более 25
1.Оборотная система
2. Направляется во I систему канализации
Подача воды на охлаждение насосов
Не более 50
1. Направляется в I систему канализации
Для водоемов рыбохозяйственного назначения устанавливаются два вида водопользования: для сохранения и воспроизводства ценных видов рыбохозяйственного использования водного объекта определяется государственными органами рыбоохраны, действующими согласно приказу Роскомрыболовства РФ от 28.04.99 г. № 96 «Перечень рыбохозяйственных нормативов: предельно-допустимых концентраций (ПДК) и ориентировочно безопасных уровней воздействия (ОБУВ) вредных веществ для воды водных объектов, имеющих рыбохозяйственное значение». Установленная концентрация нефтепродуктов в предельно допустимом сбросе для предприятия Ухтинского НПЗ составляет 0,043 мг/л. Концентрация нефтепродуктов для водоемов рыбохозяйственных целей составляет 0,05 мг/л.
Основные требования к качеству воды водоемов, используемых для различных целей, приведены в таблице 7.7 согласно ГН 2.1.5.1315,
Приказ Госкомрыболовства №96.
Таблица 7.7 - Требования к качеству воды водоемов
Показатели состава и свойств воды водоема
Допустимая норма для категорий водоиспользования
Хозяйств.-питьевая
Культур.-бытовая
Рыбохоз. 1 вида
Плавающие примеси
На поверхности воды не должны обнаруживаться плавающие пленки, масляные пятна и другие скопления примесей
Запахи и вкусы
Вода не должна приобретать запахов и вкусов интенсивностью более двух баллов
Не должна придавать их мясу рыб
Окраска
Не должна обнаруживаться в столбике
20 см 10см
Не должна сообщать их мясу рыб
Реакция рН
6,5-8
6,5-8
6,5-8
5.5 Охрана земельных ресурсов
Размещение отходов на территории Ухтинского НПЗ осуществляется в соответствии с нормативными документами в пределах установленных лимитов, в местах специально для этого отведенных. Отходы производства утилизируются на самом предприятии или передаются сторонним организациям в соответствии с СанПиН 2.1.7.1322.
Отходы высших классов опасности: отработанные люминесцентные лампы, использованные аккумуляторы – собираются, временно хранятся с соблюдением экологических требований и своевременно передаются на утилизацию организациям, имеющим лицензии. Приведем виды отходов, образующихся при переработке сырья на данной установке согласно федеральному классификационному каталогу отходов.
Таблица 7.8 - Отходы на Ухтинском НПЗ
Вид отходов
Код отходов
Название организации (способ обезвреживания)
Грунт загрязненный нефтепродуктами
31402303 01 03 4
Центр биотехнологий
Масла отработанные (вспомогательный материал)
автомобильные
трансформаторные
54100202 02 03 3
54100207 02 03 3
Направляются в очистные баки
Шлам от зачистки оборудования
54601500 04 03 3
Направляется в шламонакопитель
5.6 Ресурсосбережение по проекту
Малоотходная технология основана на комплексной переработке всех компонентов сырья, отходов производства, и использовании вторичных энергетических ресурсов. Вторичные энергетические ресурсы (ВЭР) - энергетический потенциал продукции, отходов, побочных и промежуточных продуктов, образующихся в технологических установках, который может быть использован для снабжения энергией других потребителей на предприятии и за его пределами. ВЭР делят на горючие, тепловые (физическое тепло отходящих потоков), механические (энергия сжатых газов, образующихся в технологическом процессе).
В проектируемой установке максимально возможно используются принципы малоотходности, рецикл материальных и энергетических потоков:
- углеводородный газ, выходящий из газосепаратора С-1 и являющийся горючим ВЭР, направляется в печь П-1 для нагрева сырья;
- физическое тепло отходящих топливных фракций используется для дополнительного нагрева сырья;
- часть бензиновой фракции подается на орошение и в куб колонны с целью увеличения выхода топливных фракций;
- тепло отходящих дымовых газов используется для нагрева воздуха топливного газа, подаваемого в печь для нагрева сырья;
- применяется оборотная система водоснабжения;
- экономия природного ресурса – воды, обоснованным исключением его в качестве хладоагента.
6 Безопасность жизнедеятельности
6.1 Безопасность жизнедеятельности на производстве
На заводах и установках, осуществляющих первичную переработку нефти присутствуют факторы, подвергающие опасности персонал предприятия. По способу воздействия на человека факторы подразделяются на: физические, биологические, химические и психофизиологические.
К физическим факторам относятся запыленность воздуха рабочей зоны (возникает при механической чистке оборудования от нагара и иных отложений), повышенная и пониженная температура воздуха рабочей зоны на наружных производственных площадках, повышенный уровень шума и вибрации (в насосной), повышенная и пониженная влажность воздуха (в летнее или зимнее время), недостаточная освещенность рабочей зоны (при работе на технологических этажерках в ночное время суток), повышенная электроопасность (при обслуживании электрооборудования).
К химическим относят токсичные и раздражающие вещества источниками выделения которых являются штуцерные и фланцевые соединения, сальниковые уплотнения насосов, неисправная запорная арматура.
К психофизиологическим факторам относят степень утомляемости (физической и нервной) человека на рабочем месте, умственная напряженность, концентрация внимания, недоброжелательные отношения в коллективе. Промышленно-производственный персонал подвергается опасности на установке вследствие:
- пожаровзрывоопасности углеводородов, нагретых до температуры 340-360°С, взрывоопасности газов;
- отравляющих свойств газов, выделение которых возможно через неплотности аппаратуры, при нарушениях герметичности аппаратов;
- наличия механизмов, способных вызвать физические травмы;
- наличия мощных электромагнитных полей в близи трансформаторных подстанций, способных вызывать широкий спектр функциональных расстройств у человека.
6.1.1 Производственная санитария и гигиена
Основными вредными веществами, которые могут находиться в воздухе рабочей зоны на установки АТ являются углеводородные газы и пары жидких углеводородов. На проектируемой установке источниками выделения вредных веществ являются штуцерные и фланцевые соединения, сальниковые уплотнения насосов, неисправная запорная арматура.
Нефтепродукты и углеводородные газы могут вызвать у работающих нарушение состояния здоровья, понизить работоспособность, привести к острым, хронических отравлениям и профессиональным заболеваниям.
В таблице 6.1 приведена санитарно-гигиеническая характеристика веществ, применяемых на установке.
Таблица 6.1 - Санитарно-гигиеническая характеристика веществ.
Наименование
Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны, мг/м3
Класс опасности
Характер действия на организм
1. Бензиновая фракция
300
4
Наркотик, вызывает учащение пульса, увеличение объема дыхания, ослабление внимания, нарушение координации, потерю сознания.
2. Керосиновая фракция
300
4
-"-
3. Природный газ
300
4
Наркотик, вызывает снижение чувствительности роговицы, возбуждение, оглушение, сужение зрачков, рвоту, слюнотечение. Возможны пневмония и потеря памяти после очень тяжелых отравлений.
4. Дизельная фракция
250
4
Обладает раздражающим действием, при попадании на кожу и длительном воздействии может вызывать экзему
5. Раствор щелочи 4%
280
4
Обладает раздражающим действием, при попадании на кожу вызывает ожоги и долгонезаживающищие язвы, разрушает ногтевые пластины и волосы.
6. Аммиак водный 10%
10
2
Сильный яд, вызывающий адаптацию к его запаху, обладает одущающим действием, при больших концентрациях может вызвать паралич дыхания.
В целях охраны здоровья рабочие, служащие и инженерно – технические работники должны соблюдать правила производственной санитарии, личную гигиену и проходить в установленные сроки медицинские осмотры и рентгеновские обследования.
Работники предприятия обязаны не допускать загазованности и запыленности на рабочих местах, следить за бесперебойной работой прямоточно - вытяжной вентиляции, герметичностью аппаратуры и тары, случайно разлитые продукты и сырье надо немедленно убрать. При работе с веществами, вызывающими раздражение рук, следует пользоваться защитными перчатки, профилактическими пастами и мазями, а так же дезинфицирующими средствами.
После окончания работы необходимо принять душ и переодеться, оставив рабочую одежду в индивидуальном шкафчике. Употребление растворителей для мытья рук запрещается. Прием пищи разделение обязательно мыть руки теплой водой с мылом
В соответствии со СНиП 2.09.04.–89, процессы связанные с применением веществ 2 и 4 классов опасности и протекающие при неблагоприятных метеорологических условиях, по санитарной характеристике относятся к группе 2г. Проектом предусмотрено размещение бытовых помещений в здании операторной. Бытовые помещения проектируют в соответствии со СНиП 2. 09. 04 – 89 "Административные и бытовые здания".
В состав бытовых помещений входят:
- гардеробная;
- душевая;
- умывальная;
- уборная.
При хранении одежды в шкафах количество шкафов в гардеробных должно быть равно списочной численности персонала. Принимаем 24 шкафа для раздельного хранения домашней и рабочей одежды размером (LхBхH) 400х500х1780 мм.
Вдоль шкафов устанавливаются скамьи шириной 300 мм. Минимальные проходы между двумя рядами шкафов 2 м, между шкафами и стеной 1 м.
Душевые размещают в помещениях, смежных с гардеробными. При душевых устраивают преддушевые помещения, предназначенные для вытирания тела и переодевания. Преддушевые оборудуют вешалками в количестве 3 крючка на одну душевую сетку и скамьи размером (LхB) 12003300 мм на каждую душевую сетку. Размер кабины (LхB) 900х900 мм.
Ширина прохода между двумя рядами кабин 1,5 м, между рядами кабин и стеной 1,5 м. Количество людей на одну душевую сетку для производственного процесса с санитарной группой 2г – 4человека. Принимаем 2 душевые секции. Душевая работает от 1 до 1,5 ч. после смены.
Умывальники размещают в отдельных помещениях, смежных с гардеробными. Количество работников на один кран для данного производства – 10 человек. Принимаем 1 умывальник.
Уборные расположены не далее 75 м от рабочего места. Размеры кабины (LхB) 1200х800 мм. Ширина прохода между кабинами и стеной 1300 мм. Принимаем 2 унитаза.
Электроосвещение предусматривается в соответствии с требованиями СНиП-23-05-95 "Естественное и искусственное освещение". Помещения с постоянными рабочими местами обеспечиваются естественным освещением, остальные помещения имеют искусственное или смешанное освещение. Аварийное освещение предусматривается в помещениях со взрывоопасными зонами и в производственных помещениях, требующих обслуживания при аварийных режимах. Для ремонтных работ предусматривается переносное освещение.
Для освещения помещений планируется применять светильники с газоразрядными лампами и лампами накаливания, для аварийного - светильники с лампами накаливания. Управление наружным и охранным электроосвещением предусматривается из помещений управления.
6.1.2 Средства коллективной защиты работающих от воздействия опасных и вредных факторов
Средства коллективной защиты принимаются согласно ГОСТ 12.4.011.
Средства нормализации воздушной среды производственных помещений и рабочих мест: операторная установки оборудована вентиляцией, обеспечивающей воздушную среду, соответствующую требованиям санитарных норм.
Средства защиты от шума и вибрации: уровень шума на рабочих местах не превышает предельно допустимый. Специальных мероприятий по борьбе с шумом не предусмотрено. Для ограничения шума вентиляторы установлены на вибрирующем основании и соединены с воздуховодами при помощи гибких амортизаторов.
Средства защиты от поражения электрическим током, защита от статического электричества: предусмотрено защитное заземление электрооборудования. Для предупреждения возникновения опасных потенциалов статического электричества все аппараты и трубопроводы имеют защиты. Все устройства защиты присоединяются к специальному контуру заземления.
Средства защиты от повышенных температур: все оборудование разработано с учетом технологических параметров процесса. Для обеспечения нормальных условий работы аппарата, трубопроводы с температурой 60 °С и выше - теплоизолированы. Температура нагретых участков на местах обслуживания не превышает 45 °С.
Средства защиты от механических воздействий: все движущиеся части насосов заключены в защитные кожухи.
6.1.3 Индивидуальные средства защиты работающих
Использование и получение на установке жидких и газообразных углеводородов, отрицательно влияющих на организм человека, вызывает необходимость применения защитных средств.
Для предохранения глаз от механического повреждения, термических и химических ожогов служат защитные очки.
Для зашиты персонала от поражения электрическим током при обслуживании действующей установки имеются диэлектрические перчатки и коврики.
Для защиты органов дыхания от вредного воздействия углеводородных газов каждый рабочий снабжается фильтрующим противогазом марки БКФ. А, так как на территории установки есть опасность выброса кислых газов (сероводорода, меркаптанов, углекислого газа), плюс запас противогазов в 20% от общего количества. Каждый работник обеспечивается каской для постоянного ношения. Кроме того, установка комплектуется:
-шланговым противогазом с комплектом масок, спасательным поясом и
веревкой для работы при высокой концентрации газа в воздухе или при
работе внутри аппаратов, в колодцах, приемниках;
-медицинской аптечкой с необходимым набором медикаментов для оказания пострадавшему первой помощи.
Для защиты кожи и тела от механических повреждений, термических и химических ожогов, от вредного воздействия нефтепродуктов рабочие установки снабжены спецодеждой: куртками и брюками из хлопчатобумажной ткани, резиновыми сапогами, брезентовыми рукавицами, прорезиненными рукавицами. Работать без специальной одежды запрещается. Хранится спец. одежда, обувь, каски и т.д. в шкафах бытового помещения.
Все работы по обслуживанию печей необходимо проводить в темных очках, при их чистке в респираторах.
При работе внутри аппаратов при ремонте, чистке от кокса и т.п. работать со спасательным поясом. Для спуска в аппараты и подъема из них должна применятся переносная лестница, соответствующие условия безопасности.
6.1.4 Пожарная безопасность
Установка АТ относится по пожарной опасности к категории “Ан”, согласно НПБ 105-03.
Оценка пожарной опасности сырья, готовой продукции процесса производства приведена в таблице 6.2.
Таблица 6.2 – Характеристика веществ по взрывопожароопасности
Наименова-
ние
Температура,
0С
Пределы взрывоопасных концентраций,
% об.
Пожарно-техническая характеристика
вспышки
кипения
самовоспламенения
нижний
верхний
1. Природный газ
-
-162
515
2,9
15,0
Горючий газ
2. Бензин
-27.-30
60-180
255-370
1,0
6,0
ЛВЖ
3. Керосин
>28
180-240
230
1,0
8,0
ЛВЖ
4. ДТ
>40
240-360
230-310
2,0
3,0
ЛВЖ
5. Мазут
>64
350-
210
1,7
8,3
ГЖ
Пожарные опасность производства связаны с наличием:
- высоких температур;
- избыточных давлений;
- открытого огня в нагревательных печах;
- возможной разгерметизации трубопроводов;
- взрывоопасных смесей паров нефтепродуктов с воздухом при нарушении установленных режимов работы оборудования;
- статического электричества;
- образования пирофорного железа, способного к самовоспламенению в присутствии воздуха при обычной температуре.
Проектом предусмотрены следующие мероприятия для помещений категории "Ан":
- предусмотрены сигнализаторы довзрывных концентраций;
- освещение и система постоянно - действующей вентиляции выполнены во взрывобезопасном исполнении;
- взрывоопасные помещения размещены в одноэтажных зданиях, у наружных стен с соответствующими взрывными проемами;
- взрывоопасные и пожароопасные помещения разделяются глухими противопожарными преградами;
- все вспомогательные помещения размещаются в пристройках;
- взрывоопасные и пожароопасные помещения разделяются глухими противопожарными преградами;
- все вспомогательные помещения размещаются в пристройках, отделенных от взрывоопасных помещений противопожарными стенами из керамзитбетонных самонесущих панелей с разделкой швов, обеспечивающих требуемые пределы огнестойкости и газонепроницаемости.
В целях предотвращения и профилактики аварий со взрывами и пожарами на площадке, а также осуществление контроля за обеспечением взрывопожароопасности, предусматривается пожарное депо с комплексом сооружений, обеспечивающим автономное существование этой службы. Пожарное депо располагается рядом с газоспасательной службой, обеспечивая возможность прямого выезда на основную дорогу.
Защита производства категории "Ан" выполняется стационарными установками на базе огнетушителей ОПА-100 с термомеханическим пуском. Установки имеют 100% резерв огнетушителей, включение резерва обеспечивается при необходимости персоналом.
В помещениях насосных в дополнение к автоматической системе тушения, установлены передвижные огнетушители ОП-100.
Защита технологических печей от взрыва обеспечивается подачей пара в топку печи и включением паровой завесы по периметру печи.
Установка оборудуется системами автоматической пожарной сигнализации с выходом сигналов в соответствующие помещения управления и пожарное депо. В зависимости от применяемых в процессах продуктов датчики сигнализации реагируют на пламя, дым или тепло. По периметру наружных площадок в местах наиболее возможного пребывания обслуживающего персонала устанавливаются кнопки ручных пожарных извещателей.
На наружных площадках, где возможно выделение горючих газов и паров, устанавливаются по периметру датчики довзрывоопасной концентрации. Предусматривается предупреждающая и аварийная световая и звуковая сигнализация (при концентрации горючих газов 20% и 50% от нижнего соответственно концентрационного предела воспламенения) от группы датчиков по месту установки датчиков и в помещение управления предусматривается аварийная сигнализация возникновения пожара на проектируемом объекте на пульте дежурного газоспасательной и службы.
На установке запроектирован один пожарный водоем, объемом 10 тыс. м3. По периметру блока колонных аппаратов запроектировано 4 пожарных лафета. Предусмотрен насосный агрегат, подающий воду в пожарный трубопровод. Для тушения аппаратов предусмотрены линии подачи паровой завесы. На складе депо имеется постоянный запас пенообразователя для тушения разлитых нефтепродуктов [23].
6.2 Защита населения и территории в чрезвычайных ситуациях
Мероприятия по предотвращению чрезвычайных ситуаций
Все чрезвычайные ситуации происходят по трем причинам:
- воздействие окружающей среды,
- отказ технологического оборудования,
- проявление человеческого фактора.
К воздействиям окружающей среды относят, прежде всего, стихийные бедствия: землетрясения, ураганы, наводнения, извержения вулканов. Отличительной особенностью этого фактора возникновения ЧС является потенциальная невозможность предотвращения его действия. Но необходима выработка и исполнение мер по минимизации возможного ущерба.
Отказ технологического оборудования является типичным фактором возникновения ЧС и иногда может приводить к техногенным катастрофам мирового масштаба. Основной метод предотвращения возникновения ЧС по данной причине - строгое соблюдение сроков и объемов периодического ремонта и обслуживания оборудования.
К проявлениям человеческого фактора относят ошибки персонала, преступную халатность, терроризм и т.п. Наиболее эффективным способом предотвращения ЧС по данной причине – строгий контроль за соблюдением всех норм эксплуатации технологического оборудования и периодический тренинг персонала установки.
К одним из распространенных видов отказа оборудования относится отказ предохранительного клапана в зимнее время в результате примерзания подвижной мембраны. Данный отказ может случиться при комбинации ряда факторов: резкие заморозки, халатность и невнимательность обслуживающего персонала, нарушение правил технического обслуживания оборудования в зимний период времени, неисправность системы подачи пара к необходимым технологическим узлам и т.п. Данный вид отказа оборудования может вызвать ЧС на объекте и близлежащей территории. Отказ предохранительного клапана на линии сброса углеводородного газа из шлема колонны К1 может привести к фугасному взрыву колонны и возникновению пожара на установке. Последствия такого развития событий могут привести к значительным человеческим жертвам – до 8 человек. В результате данного ЧС будут значительны материальные потери и длительная остановка производства. Разлив нефти и нефтепродуктов может привести к локальному нарушению естественной экологической обстановки в месте размещения установки.
Для скорейшего устранения последствий аварии необходимо: остановить подачу сырья на установку, произвести тушение печей и их пропарку, сбросить избыточное давление в аппаратах, откачать среды из оборудования в резервное хранилище, осуществить пропарку оборудования (если это возможно), вызвать бригады МЧС и газоспасательные службы для профессиональной ликвидации последствий, отключить подачу электроэнергии на установку. Через средства массовой информации население должно быть оповещено об аварии и проинструктировано о способах сохранения жизни и здоровья. При этом всем пострадавшим должна оказываться медицинская помощь без перерыва до приезда бригад скорой помощи.
Для снижения вероятности возникновения ЧС подобного рода необходима соответствующая профилактика. Персонал установки должен проходить плановый инструктаж и учения, оборудование должно подвергаться всем видам периодического технического обслуживания и ремонта, должен быть установлен жесткий порядок ответственности контроля за выполнением всех установленных норм и правил эксплуатации и обслуживания оборудования.
Для ликвидации последствий должны быть задействованы специальные военизированные пожарные отряды, работники МЧС и бригады ремонтников.
Заключение
В данном курсовом проекте разработан проект установки АТ для перегонки нефти, производительностью 500 тыс. т/год. Рассмотрены вопросы технологии и организации производства, стандартизации и метрологического контроля технологического процесса, контроля качества сырья и продукции, энергоснабжения производства, охраны окружающей среды, безопасности жизнедеятельности на производстве и в чрезвычайных ситуациях.
Нефтепродукты, которые предполагается получать на установке путем ректификации, будут соответствовать уровню требований рынка на данную продукцию, поэтому могут быть использованы как для удовлетворения потребности региона, так и для поставки на экспорт.
.