Модернизация установки гидроочистки ОАО «Нафтан» с целью снижения энергопотребления

0

министерство образования республики беларусь

учреждение образования

«полоцкий государственный университет»

 

Факультет   инженерно-технологический  .

Кафедра химической технологии топлива и углеродных материалов

 

УТВЕРЖДАЮ

Заведующий кафедрой

________________ И.В. Бурая

«____» ____________ 2012 г.

 

 

задание по дипломному проектированию

студенту-дипломнику группы 07 ХТ       М.М. Мазукабзову

                                                                                         номер         инициалы и фамилия

 

 

Специальность (Специальность направления) 1- 48 01 03

 «Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов»

наименование специальности

 

 

Тема проекта (работы):

Модернизация установки гидроочистки №3

 

ОАО «Нафтан» с целью снижения энергопотребления

 

 

 

Утверждена приказом ректора УО «ПГУ» от «20»       04         2012г. №_267-ув 

 

Дата выдачи задания  –  «   9  »         04        2012г.

 

Срок сдачи законченного проекта (работы)  –  «   9  »    06       2012 г.

 

 

 

 

Содержание

Введение………………………………………………………………………... . .7

  1. Теоретическая часть…………………………………………………………...8
    • Теоретические основы процесса гидроочистки………………………....8
    • Конструкции основного оборудования гидроочистки………………...23
  2. Технологическая часть………………………………………………….........30

2.1 Выбор и обоснование метода решения задачи…………………………30

2.2 Качество сырья и получаемой продукции. Стандартизация и управление качеством продукции………………………………………….37

2.3 Описание технологической схемы установки после модернизации….48

  1. Расчетная часть……………………………………………………………….59

3.1 Расчет теплообменников подогрева сырья……………………………..59

3.2 Расчет печи нагрева газо-сырьевой смеси……………………………...64

3.3 Расчет сепаратора С-101…………………………………………………78

3.4 Расчет сырьевого насоса…………………………………………………84

  1. Контроль и автоматизация процесса………………………………………...85

    4.1 Анализ исходных данных и разработка задания на проектирование системы автоматизации технологического оборудования «Гидроочистки №3» ОАО «Нафтан»…………………………………………………………………85

    4.2 Разработка функциональной схемы автоматизации технологического оборудования «Гидроочистки №3» ОАО «Нафтан»………………………93

  1. Пуск и остановка установки………………………….……………………..108

     5.1Подготовка установки к пуску………………………………………….108

     5.2 Пуск установки………………………………………………………….109

     5.3 Эксплуатация установки………………………………………………..110

     5.4 Остановка установки……………………………………………………112

  1. Охрана труда и промышленная безопасность……………………………..115

     6.1 Общие положения………………………………………………………115

     6.2 Производственная санитария и гигиена труда………………………..118

     6.3 Безопасность при проведении работ…………………………………..123

     6.4 Электробезопасность…………………………………………………...128

     6.5 Пожарная безопасность………………………………………………...134

  1. Охрана окружающей среды…………………………………………………137
  2. Защита населения в чрезвычайных ситуациях…………………………….145

     8.1 Краткая характеристика опасного производственного объекта установки Л-24/7………………………………………………………………145

     8.2 Определение категории взрывоопасности технологического блока и зон по уровням опасности возможных разрушений и травмирования персонала ………………………………………………………………………148

  1. Ресурсо- и энергосбережение……………………………………………….159
  2. Экономическая часть………………………………………………………162

    10.1 Производственная программа ……………………………………….  162

   10.2 Расчёт капитальных вложений ………………………………………..164

   10.3 Расчёт себестоимости продукции …………………………………….169

   10.4 Технико-экономические показатели ………………………………….174

   Вывод....………………………………………………………………………178

   Литература …………………………………………………………………...179

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

           Нефтеперерабатывающие заводы в Республике Беларусь, как и в других странах СНГ сталкиваются со многими проблемами. Главные проблемы состоят в рационализации производственных возможностей, улучшении качества продуктов ,  увеличении конверсии, улучшении систем контроля и оптимизации производства, модернизации существующих производств, повышение надежности и эффективности эксплуатации, а также в достижении более строгих показателей по охране окружающей среды и безопасности производства.

           Также особенно актуально для нашей страны выступает проблема энергосбережения. В связи с этим, на любом нефтеперерабатывающем или нефтехимическом предприятии необходимо предусматривать мероприятия по экономии материальных и энергетических ресурсов. Эти мероприятия должны включать в себя использование тепла отходящих потоков, внедрение новых экономичных установок, реконструкцию уже существующих технологий, замену отдельных узлов и аппаратов на более совершенные [1].

Последнее    десятилетие    характеризуется    беспрецедентным    ужесточением требований к экологическим характеристикам моторных топлив во всем мире. Жестко нормируются показатели по содержанию серы, ароматических и олефиновых углеводородов как в бензине, так и дизельном топливе.

По совершенствованию качества дизельных топлив большие усилия прилагают европейские страны. В них принята концепция ужесточения требований к этому виду топлива, особенно по содержанию в нём сернистых соединений [2]. В Беларуси также введены национальные стандарты на топливо дизельное Евро, ограничивающее содержание серы в моторных топливах на уровне мировых стандартов (не более 350, 50 и 10ppm).

Получение продуктов с содержанием серы на уровне 10-50 ppm достигается при использовании гидрокаталитических процессов, обеспечивающие реакции превращения практически всех типов содержащихся в сырье сероорганических соединений. Гидроочистка нефтяных дистиллятов является наиболее распространенным процессом на предприятиях  переработке сернистых и высокосернистых нефтей. Основной целью гидроочистки является  уменьшение содержания серо-азото-кислородсодержащих и металлосодержащих соединений.

Промышленные процессы  основанны на контактирование сырья с октивными катализаторами , в основном , с алюмокобальтмолибденовыми  и алюмоникельмолибденовыми . В результате  97 % исходного сырья превращается  в очищенный  продукт, одновременно образуется  незначительное колличество низкооктанового бензина, сероводорода, углеводородных газов и других продуктов.

Установка  гидроочистки топлив № 3 ОАО « Нафтан» типа  Лч-24/7  построена по типовому проекту объединения предприятий ХЭПОС города БРНО, ЧССР и института “ЛЕНГИПРОНЕФТЕХИМ” по разработкам технологического процесса института ВНИИ НП в 1974 г. Генеральным проектировщиком завода является институт “ЛЕНГИПРОНЕФТЕХИМ”.

Установка предназначена для удаления  сернистых,  кислородосодержащих и азотистых соединений из дизельных  и  керосиновых фракций  путем деструктивной гидрогенизации.

Установка двухпоточная,  что  дает  возможность  одновременно перерабатывать два вида сырья.    Аппаратное оформление потоков идентично.    Каждый поток состоит из реакторного отделения и отделения стабилизации. Общим для обоих потоков предусмотрено  отделение  очистки циркуляционного водородосодержащего и углеводородного газов,  регенерации и приготовления раствора моноэтаноламина.

Реакторное отделение предназначено для гидрирования простых и разложения высокомолекулярных сернистых,  кислородосодержащих и  азотистых соединений в результате их взаимодействия с водородом в  присутствии  гидрирующих  катализаторов с выделением сероводорода, воды и аммиака.

Процесс проводится в реакционных аппаратах при температуре до 420оС и давлении до 5,0 МПа.

Отделение стабилизации предназначено для стабилизации, обезвоживания и отпарки сероводорода из гидрогенизата.

Отделение   очистки газов, регенерации раствора  МЭА  предназначено для очистки циркуляционного  водородосодержащего и  углеводородного газов от сероводорода  при взаимодействии с водным раствором моноэтаноламина и последующей десорбцией сероводорода из водного раствора моноэтаноламина.

Сырьем для установки гидроочистки топлив Лч-24/7 является дизельное топливо прямогонное (фракция 180-360°С) для  первого потока и фракция авиакеросина (140-240˚C) прямогонная по второму потоку.[3]

Целью настоящего дипломного проекта является модернизация установки гидроочистки №3 ОАО «Нафтан» с целью снижения энергопотребления на установке.

 

 

 

  1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Теоретические основы процесса гидроочистки

Гидроочистка – процесс удаления из нефтепродуктов гетероатомных, непредельных соединений и частично полициклических ароматических углеводородов в среде водорода на кобальтмолибденовых и никельмолибденовых катализаторах [4].

  • 1.1 Химизм процесса

Удаление гетероатомов происходит в результате разрыва связей C–S, C–N и C–O и насыщения образующихся осколков водородом. При этом сера, азот и кислород выделяется соответственно в виде H2S, NH3 и H2O. Алкены присоединяют водород по двойной связи. Частично гидрируются полициклические ароматические углеводороды.

Сернистые соединения, входящие в состав прямогонных дизельных и керосиновых дистиллятов, являются сложными смесями, состоящими из меркаптанов (тиолов),  сульфидов  (с открытой цепью и циклических),  а также дисульфидов и гетероциклических соединений.

Связь  сера ¾ углерод менее прочна, чем связь углерод ¾ углерод. Так энергия разрыва связей С¾ С, С¾ N, С¾S составляет (в кДж/моль):

                         С¾С   -  201

                         С¾N   -  104

                         С¾S   -    20

При гидроочистке дистиллятных продуктов удается  обеспечить  количественную деструкцию связей С¾S, почти не затрагивая связь С¾С, т.е. без заметной деструкции сырья.

Удаление азотистых соединений протекает намного труднее.  Азот удаляется не только труднее сернистых,  но и кислородосодержащих, диеновых и олефиновых соединений.

  • Превращение серосодержащих соединений:

Меркаптаны превращаются в углеводород и сероводород:

 

RSH + H2              RH + H2S

 

Сульфиды гидрируются через стадию образования меркаптанов:

H2

H2

 

 

RH

RSR’              R’SH             R’H + H2S

 

Дисульфиды гидрируются до сероводорода и соответствующих углеводородов также через стадию образования меркаптанов:

H2

H2

 

 

RSSR’              RSH + R’SH             RH + R’H + 2H2S

 

В циклических сульфидах, например тиофане, вначале разрывается кольцо, затем отщепляется сероводород и образуется соответствующий углеводород:

 

2H2

 

S

                CH3CH2CH2CH3 +H2S

 

 

  • Превращение азотсодержащих соединений:

Азот в нефтепродуктах находится в основном в гетероциклах – в виде производных пиррола и пиридина.

Гидрогенолиз связи C – N протекает труднее, чем связи C – S, поэтому в процессах гидроочистки азот удалить сложнее, чем серу. Легче всего гидрируются амины:

H2

 

 

C6H5CH2NH2                 C6H5CH3 + NH3

 

Анилин, содержащий аминогруппу, связанную с ароматическим кольцом, гидрируется значительно труднее:

H2

 

 

C6H5NH2                 C6H6 + NH3

 

Хуже всего удаляется азот из циклических структур. Пиррол гидрируется до бутана и аммиака:

 

NH

H2

2H2

 

 

H2

                                            CH3CH2CH2CH2NH2            CH3CH2CH2CH3 + NH3

NH

 

 

 

Пиридин превращается в пентан и аммиак по схеме:

 

N

3H2

H2

H2

 

 

N

                                    CH3CH2CH2CH2CH2NH2         CH3CH2CH2CH2CH3 + NH3

 

 

Так как сопряжённая электронная система в молекуле пиридина значительно более устойчива, чем в молекуле пиррола, пиридин гидрируется труднее, чем пиррол.

Гидрирование бициклических и полициклических ароматических углеводородов начинается с кольца, содержащего гетероатом:

 

N

CH2CH2CH2NH2

H2

C3H7

 

 

H2

N

2H2

                                                                                                                       + NH3

 

 

  • Превращение кислородсодержащих и металлоорганических соединений:

Кислород в средних дистиллятах может быть представлен соединениями типа спиртов, эфиров, фенолов и нафтеновых кислот. В высококипящих фракциях кислород находится в основном в мостиковых связях и в циклах молекул. Наибольшее количество кислородсодержащих соединений концентрируется в смолах и асфальтенах.

При гидрогенолизе кислородсодержащих соединений образуются соответствующие углеводороды и вода:

 

2H2

 

 

R             COOH                 R             CH3 + 2H2O

 

2H2

 

 

RC6H4OH                RC6H5 + H2O

 

Смолы и асфальтены превращаются в низкомолекулярные соединения.

Гидроочистка от кислородсодержащих соединений протекает в тех же условиях, что и удаление сернистых примесей. В присутствии обычных катализаторов гидроочистки достигается практически полное гидрирование кислородсодержащих соединений.

Металлорганические соединения, присутствующие в нефтяных фракциях, разлагаются на активных центрах катализатора с выделением свободного металла, являющегося каталитическим ядом. Гидроочистка позволяет удалять большую часть металлорганических соединений. Так, ванадий удаляется на 98÷100%, а никель – 93÷96%.

 

  • Превращение углеводородов:

В процессе гидроочистки одновременно с реакциями сернистых, азотистых и кислородных соединений протекают многочисленные реакции углеводородов:

  • изомеризация парафиновых и нафтеновых углеводородов;
  • насыщение непредельных углеводородов;
  • гидрокрекинг;
  • гидрирование ароматических углеводородов и другие.

Изомеризация парафиновых и нафтеновых углеводородов происходит при любых условиях обессеривания.

При температуре 350÷500˚С происходит практически полное гидрирование непредельных соединений при сравнительно низком  парциальном давлении водорода:

H2

 

 

RCH = CH2                  RCH2CH3

 

Интенсивность гидрокрекинга усиливается с повышением температуры и давления. При более высоких температурах и низких давлениях происходит частичное дегидрирование нафтеновых и дегидроциклизация парафиновых углеводородов. В некоторых случаях гидрогенизационного обессеривания эти реакции могут служить источником получения водорода для реакции собственного обессеривания, т.е. обеспечивают протекание процесса автогидроочистки.

В процессе гидрирования наиболее стойкими являются ароматические углеводороды. Гидрирование ароматических углеводородов с конденсированными кольцами может происходить в условиях процесса гидроочистки:

 

H2

3H2

2H2

H2

 

 

 

 

                                            

Наряду с последовательным гидрированием ароматических колец возможно расщепление образовавшихся насыщенных колец и выделение алкилзамещённых аренов:

C3H7

H2

CH3

CH3

C3H7

H2

 

 

CH2

                                                                                                        +

H3C

C3H7

 

 

                                       + 

 

Алкилбензолы на катализаторах с высокой гидрирующей активностью подвергаются дальнейшему гидрогенолизу, в основном с последовательным отщеплением метана:

H3C

C3H7

H2

H3C

CH3

H2

H3C

C2H5

 

 

H2

                                                                       

H2

CH3

H2

 

 

        

 

Очистка газов от сероводорода

 

Процесс очистки газов посредством абсорбции сероводорода водным раствором абсорбента основан на следующих обратимых реакциях:

при очистке моноэтаноламином:

H2N¾ C2H4¾ OH + H2S  ¬¾®  {H2N¾ C2H4¾ OH} H2S;

при очистке триэтаноламином:

N¾ {C2H4¾ OH}3 + H2S  ¬¾®  [N{C2H4¾ OH}3] H2S

 

Абсорбция газа зависит от температуры: с повышением температуры абсорбция ухудшается, увеличиваются равновесные потери моноэтаноламина (триэтаноламина) [3].

Температура водного раствора абсорбента должна быть на  5оС выше температуры газа для уменьшения возможности попадания конденсата газа в систему абсорбента.

 

 

1.1.2 Кинетика и термодинамика процесса

  • Кинетика процесса:

Кинетика гидрирования сераорганических соединений в значительной степени зависит от их строения. Скорость гидрирования, в общем, возрастает в ряду: тиофены < тиофаны » сульфиды < дисульфиды < меркаптаны.

Данных о гидрировании азот- и кислородорганических соединений очень мало. В таблице 1.1.2.1 приведены данные о гидрировании некоторых азот, кислород- и сераорганических аналогов на Ni2S3 [5].

Таблица  1.1.2.1 – Степень превращения различных видов гетероатомных

соединений в зависимости от температуры

Углеводород

Превращение, %

при 200°С

при 350°С

при 400°С

Тиофан

41

100

100

Тетрагидрофуран

0

25

55

Тиофен

0

15

39

Фуран

0

0

10

Пиррол

0

0

0

 

При одинаковом строении устойчивость относительно гидрирования возрастает в ряду соединений: сераорганические < кислородорганические <  < азоторганические.

Кинетика гидроочистки реальных промышленных видов сырья весьма сложна. Сложность определятся различием в скоростях превращения различных классов сернистых соединений (иногда на порядок больше), а также изменением активности катализатора в ходе процесса. Кроме того, всегда, особенно в случае тяжёлых продуктов, приходится считаться с большой вероятностью диффузионных ограничений. Наконец, влияют явления торможения реакций сероводородом при гидрогенолизе индивидуальных соединений. Несмотря на все перечисленные трудности, было выведено достаточно много кинетических уравнений для расчёта скоростей гидроочистки.

  • Термодинамика процесса:

Термодинамически процесс гидроочистки низкотемпературный. Для быстрого протекания реакций на существующих промышленных катализаторах достаточна температура 330-380°С. Поскольку реакции присоединения водорода сопровождаются изменением объёма, давление в реакционной зоне оказывает решающее влияние на глубину процесса. Наиболее часто при гидроочистке применяют давление 2,5-5,0 МПа [6].

Данные о термодинамике некоторых реакций гидрогенолиза сернистых соединений приведены в таблице 1.1.2.2 [5].

Таблица 1.1.2.2 – Тепловой эффект и изменение энергии Гиббса при

гидрировании сераорганических соединений

Реакция

Тепловой эффект, кДж/моль

, кДж/моль

при

300 К

при

800 К

при

300 К

при 800 К

н-C4H9SH + H2             н-C4H10 + H2S

+58

+67

-61

-63

н-C6H13SH + H2            н-C6H14 + H2S

+59

+67

-62

-62

н-C12H25SH + H2            н-C12H26 + H2S

+59

+67

-61

-61

(н-C4H9)2S + H2             н-C4H9SH + н-C4H10

+46

+55

-55

-64

н-C4H9S – н-C11H23 + H2           

           н-C4H9SH +  н-C11H24

+46

+55

-53

-60

н-C4H9S – н-C11H23 + H2           

           н-C11H23SH +  н-C4H10

+49

+55

-54

-60

(н-C3H7)2S2 + H2            2н-C3H7SH

+18

+28

-31

-49

(н-C6H13)2S2 + H2            2н-C6H13SH

+17

+24

-32

-51

S

            + H2           н-C4H10 + H2S

+113

+122

-97

-63

S

            + H2            н-C5H12 + H2S

+104

+118

-98

-74

CH3

S

                 + H2            CH3CH2CH(CH3)2 +H2S

+261

+278

-170

-9

 

Суммарный тепловой эффект гидроочистки составляет 20 – 87 кДж на 1 кг сырья для прямогонных фракций. Добавление к прямогонному       сырью до 30% фракций вторичного происхождения повышает теплоту реакции  до    125 – 187 кДж/кг в зависимости от содержания непредельных углеводородов в сырье [7].

 

  • 1.3 Основные факторы процесса гидроочистки

Глубина гидроочистки дистиллятов от серы и других соединений зависит от типа углеводородного сырья, температуры процесса, парциального давления водорода и его кратности циркуляции, объемной скорости подачи сырья и  других факторов.

  • Сырьё

Гидроочистке подвергают как прямогонные фракции (бензин, реактивное и дизельное топливо, вакуумные газойли), так и дистилляты вторичного происхождения (лёгкая фракция пиролизной смолы, бензины, лёгкие газойли коксования и каталитического крекинга).

С утяжелением сырья степень его очистки в заданных условиях процесса снижается. Происходит это по следующим причинам. С повышением средней молярной массы доля серы, содержащейся в устойчивых относительно гидрирования структурах, увеличивается. По мере утяжеления сырья всё большая его часть находится в условиях гидроочистки в жидкой фазе, что затрудняет транспортирование водорода к поверхности катализатора. При жидкофазной гидроочистке с утяжелением сырья скорость диффузии водорода через плёнку жидкости на катализаторе снижается, так как повышается вязкость и снижается растворимость водорода при данных условиях. Увеличение в сырье количества полициклических ароматических углеводородов, смол и асфальтенов, прочно адсорбирующихся на катализаторе и обладающих высокой устойчивостью относительно гидрирования, также снижает глубину очистки.

При одинаковом фракционном составе очистка от серы продуктов вторичного происхождения (коксования, каталитического крекинга) проходит значительно труднее. Это связано с тем, что подвергшиеся крекингу продукты содержат гетероатомы в структуре наиболее термически стабильных, трудно гидрирующихся соединений. Кроме того, продукты вторичного происхождения содержат большое количество ароматических и непредельных углеводородов, обладающих высокой адсорбируемостью на катализаторе и тормозящих в результате гидрирование гетероорганических соединений.

В углеводородном сырье, поступающем на установку гидроочистки,  содержание влаги не должно превышать 0,02¸0,03% массовых. Повышение содержания влаги влияет на прочность катализатора  (следовательно снижает его активность),  усиливает интенсивность  коррозии,  нарушает  нормальный  режим  стабилизационной колонны. Сырье не должно содержать механических примесей, так как попадая в реактор они скапливаются на поверхности катализатора,  снижая тем самым эффективность его работы. Поликонденсация непредельных и кислородосодержащих соединений,  содержащихся в сырье,   за счет контакта последнего с кислородом воздуха, может привести к образованию отложений в системе реакторного блока (реакторы, теплообменники, компрессоры) [3].

 

  • Температура

Оптимальная температура гидроочистки зависит от качества сырья, от условий ведения процесса, активности катализатора и находится в пределах 340 – 400 °С.

Нижний предел температуры очистки определяется в этом случае возможностью конденсации тяжелых фракций сырья и появлением жидкой фазы, что резко замедляет гидрирование.

В начале рабочего цикла устанавливается  минимальная  температура,  обеспечивающая заданную глубину очистки сырья.

Правильно  выбранный  интервал  рабочих температур обеспечивает как требуемое качество, так и длительность межрегенерационного пробега и общего срока службы катализатора.  Степень гидрирования возрастает с повышением температуры, достигая максимальной величины при температуре 420°С.  Выше максимально допустимой температуры увеличивается скорость реакций разложения  и  насыщения непредельных углеводородов по сравнению  со  скоростью  реакции  гидрирования  сернистых и азотистых соединений, в связи с чем уменьшается избирательность  действия  катализатора по отношению к сере и рост степени обессеривания замедляется, возрастает выход газа, лёгких продуктов и кокса.    Поэтому температуру необходимо поддерживать возможно низкой, насколько это совместимо с требуемым качеством продукта, чтобы свести к минимуму скорость дезактивации катализатора.

Несвоевременное  повышение  температуры  ускоряет  реакции закоксовывания катализатора, не увеличивая существенно глубину очистки.    Срок службы катализатора при этом значительно сокращается[3].

На рисунке 1.1.3.1 показано влияние температуры на гидроочистку смеси фракций 200 – 350°С прямогонной и дистиллята каталитического крекинга в соотношении 1:1. Исходное сырьё содержало 1,3% мас. серы, 33% об. сульфируемых углеводородов, имело йодное число 12 и цетановое число 45. Процесс проводили на алюмокобальтмолибденовом катализаторе [8].

-1

-1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

пунктирные линии – непредельные углеводороды; сплошные линии – сернистые соединения.

 

 

 

 

Рисунок 1.1.3.1  – Влияние температуры на глубину гидрирования сернистых соединений и непредельных углеводородов при гидроочистке смеси дистиллятов прямой перегонки и каталитического крекинга.

 

По мере увеличения температуры с 300 до 380 – 420°С содержание сульфирующихся углеводородов в гидрогенизате снижалось с 33 до              30 – 31 % об., а при дальнейшем повышении температуры до 460°С несколько увеличивается вследствие частичного дегидрирования нафтеновых углеводородов. В соответствии с этим при повышении температуры  с 300 до 380°С цетановое число топлива возрастает на 1 – 2 пункта, а при дальнейшем возрастании температуры начинает несколько уменьшаться [8].

 

  • Общее давление и парциальное давление водорода

         Процесс гидроочистки проводится под давлением 3-5 МПа. Повышение давления, при неизменных прочих параметрах процесса, вызывает изменение степени превращения  неуглеводородных  компонентов  в  результате увеличения парциального давления водорода и сырья,    и содержание жидкого компонента в  системах,  находящихся  при  давлениях  и  соответственно выше и ниже условий начала конденсации.

          Первый фактор способствует степени превращения, второй замедляет протекание реакций. С ростом общего давления в процессе, при прочих равных условиях, растёт парциальное давление водорода,  что ускоряет реакции гидрирования и способствует уменьшению возможности отложения кокса на катализаторе.  Суммарное влияние парциального давления водорода слагается из раздельных  влияний общего давления,  концентрации  водорода  в  циркуляционном газе и соотношения водород: углеводородное сырье.       Хотя все положительные результаты достигаются за счёт  увеличения  расхода водорода,  целесообразно поддерживать и общее давление,  и концентрацию  водорода  в  циркуляционном  газе  на  максимально высоком уровне,  насколько  это  позволяют  ресурсы  свежего  водородосодержащего  газа и экономическая целесообразность.

  • Объёмная скорость подачи сырья

Объёмная скорость подачи сырья в зависимости от его качества, требуемой глубины очистки и условий процесса может изменяться в очень широких пределах – от 0,5 до 10 ч-1. Для тяжёлого сырья и сырья вторичного происхождения объёмная скорость наименьшая.

О влиянии объёмной скорости подачи сырья на процесс гидроочистки смеси дистиллятов прямой перегонки и каталитического крекинга можно судить по данным рисунков 1.1.3.2 и 1.1.3.3 [8].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10,0

2,0

1,0

Объёмная скорость подачи сырья , ч-1

420°С

380°С

340°С

300°С

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.1.3.2 – Влияние объёмной скорости подачи сырья на глубину гидрирования непредельных.

 

 

 

 

Как видно из рисунков 1.1.3.2 и 1.1.3.3, изменение степени гидрирования непредельных углеводородов в интервале объёмных скоростей подачи сырья от 1,0 до 15,0 ч-1 при общем давлении 4 МПа и подаче газа, содержащего  65% об. водорода, 500м33 сырья происходит по сравнению с гидрированием сернистых соединений более плавно. При температуре около 300°С скорости гидрирования непредельных углеводородов и сернистых соединений примерно одинаковы, при более высоких температурах скорость гидрирования сернистых соединений выше.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

420°С

380°С

340°С

300°С

10,0

2,0

1,0

Объёмная скорость подачи сырья , ч-1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.1.3.3 – Влияние объёмной скорости подачи сырья на глубину обессеривания.

 

 

Активность катализатора

 

         Под активностью  катализатора  понимается количество  превращенного (гидроочищеного) сырья в единицу времени на единицу объема катализатора. Причины потери активности катализатора, а следовательно и уменьшения глубины очистки сырья могут быть следующими:

         ¾ повышенная температура, стремление увеличить скорость реакции повышением температуры может привести к нежелательным реакциям, протекание которых трудно  контролировать, в результате чего катализатор дезактивируется, при этом снижается выход целевых продуктов за счет образования газа и кокса;

         ¾ изменение состава катализатора, например при 760оС активная окись никеля на окиси алюминия превращается в неактивный алюмонат никеля, происходит спекание катализатора, уменьшается его активная поверхность;

        ¾ потеря активного компонента катализатора. При температуре около 600оС испаряется трех окись молибдена;

         ¾ недостаточная скорость десорбции образующихся продуктов на поверхности катализатора при недостаточном парциальном давлении водорода;

         ¾ недостаточное осернение катализатора приводит к неполному переводу окислов металлов на катализаторе из пассивной формы в активную [2].

 

Соотношение водород: углеводородное сырьё

 

         При неизменных температуре, объемной скорости и общем давлении, соотношение  водород: углеводородное сырье влияет на долю испаряющегося углеводорода,  парциальное  давление  водорода  и продолжительность контакта с катализатором. Каждый из этих факторов в  свою очередь влияет на степень гидроочистки.

В практике соотношение   водород: углеводородное  сырье или кратность циркуляции выражается отношением объема водорода при нормальных  условиях к объему сырья.   С точки зрения экономичности процесса заданное соотношение целесообразно поддерживать циркуляцией водородосодержащего газа.     В этом случае большое значение приобретает концентрация водорода в циркуляционном газе,  которая  при  оптимальных  условиях  ведения процесса гидроочистки должна быть не менее 75% объемных.

         Таким образом, чем ниже концентрация водорода в циркуляционном газе, тем больше его нужно подавать на 1м3  углеводородного сырья для обеспечения заданного соотношения водород: углеводородное сырье.

       Увеличение  соотношения водород: углеводородное сырье в значительной степени определяет энергетические затраты. Кроме того нужно иметь в виду, что с понижением концентрации водорода в циркуляционном газе несколько уменьшается межрегенерационный цикл работы катализатора. Если по условиям эксплуатации отсутствует возможность повысить концентрацию водорода в циркуляционном газе на входе в реактор до оптимального значения, то следует идти по пути повышения общего давления в системе (и, как следствие  повышение  парциального  давления водорода).

Окончательный выбор технологических параметров, а также катализатора и аппаратурного оформления процесса представлен в технологической части настоящего дипломного проекта.

 

  • 1.4 Катализаторы гидроочистки

Ужесточающиеся требования к качеству нефтепродуктов, в первую очередь по снижению содержания в среднедистиллятных фракциях серы и ароматических углеводородов, заставляют искать более эффективные катализаторы гидроочистки. Катализаторы гидроочистки представляют собой сочетание окислов активных компонентов (никель, кобальт, молибден и др.) с носителем, в качестве которого чаще всего используют активную окись алюминия. Носитель в составе катализатора гидроочистки играет роль не только инертного разбавителя, но и участвует в формировании активных фаз, а также служит в качестве структурного промотора, создающего специфическую пористую структуру, оптимальную для переработки конкретного сырья.

Наиболее распространённые для гидроочистки в отечественной и зарубежной практике катализаторы приведены в таблице 1.1.4.1 .

 

Таблица 1.1.4.1 – Катализаторы гидроочистки нефтяных фракций

Марка катали­затора

Характеристика

Сырьё

Форма

Тип носи­теля

Актив­ные компо­ненты

AKZO Nobel

KF–845

Высокая обессеривающая и деазотирующая актив­ность

От бен­зина до ва­ку­умного га­зойля

Четырёх­листник

Al2O3

NiMo

KF–742

Глубокое гидрообессери­ва­ние

От дизельного топлива до ваку­умного газойля

Четы­рёхли­стник

Al2O3

CoMo

«Элетрогорский институт нефтепереработки»

ГО–70

Высокая обессеривающая и деазотирующая актив­ность

От бен­зина до ва­ку­умного га­зойля

Цилиндр, трилистник

Al2O3

CoMo

КПС–16Н

Высокая обессеривающая активность

Дизельные фрак­ции

Цилиндр

Al2O3

NiMo

Criterion Catalyst

С–448

Для получения низкосер­нистого дизельного топ­лива

Средние дистил­ляты, вакуумный газойль

Сформован­ные экстру­даты

Al2O3

CoMo

С–447

Глубокое гидрообессери­ва­ние

Лёгкий и тяжёлый вакуумный га­зойль, остатки

Сформован­ные экстру­даты

Al2O3

CoMo

HDS–22

Насыщение ароматиче­ских углеводородов

Бензин, сырьё ка­талитического крекинга

Сформован­ные экстру­даты

Al2O3

CoMo

 

 

«Всероссийский институт по переработке нефти»

ГS–168

Обессеривающая актив­ность

Бензин, дизельная фракция

Цилиндр

Al2O3+ SiO2

NiMo

ГДК–202

Высокая обессеривающая активность

Среднедистиллят­ные фракции

Цилиндр

Al2O3+ цеолит

NiMo

ГДК–205

Высокая обессеривающая активность

 

Цилиндр

Al2O3+ цеолит

NiMo

ГДК–202П

Высокая обессеривающая активность

 

Цилиндр

Al2O3+ цеолит

CoMo

ГП–534

Высокая обессеривающая активность

 

Цилиндр

Al2O3

NiMo

Procatalyse

HPC–60

Высокая обессеривающая активность

От бен­зина до ва­ку­умного га­зойля

Лист клевера

Al2O3

-

HR–306C

Гидрообессеривание, гид­родеазотирование

От бен­зина до ва­ку­умного га­зойля

Экстру­даты

Al2O3

-

Haldor Topsoe

TK– 524

Глубокое гидрообессери­ва­ние

Лёгкий и вакуум­ный газойли

Трёхлистник

Al2O3

CoMo

 

 

Особый интерес представляют катализаторы фирм Criterion Catalyst  (C-448), Haldor Topsoe (TK-554, TK-907, TK-908), AKZO Nobel (KF-752), а также отечественные катализаторы Элетрогорского института нефтепереработки серии «ГО» [2].

Промышленные катализаторы гидрообессеривания должны удовлетворять следующим основным требованиям:

~ обладать минимальным крекирующим действием в отношении углеводородов, обеспечивая высокий выход целевого продукта;

~ длительно работать при минимальном расходе водорода;

~ быть стойким к отравлению соединений металлами, содержащихся в сырье;

~ иметь низкую насыпную плотность и высокую механическую прочность, как на раздавливание, так и на истирание;

~ проводить частичное гидрирование алкенов и ароматических углеводородов при переработке некоторых видов сырья.

В процессе работы катализаторы дезактивируется по двум причинам: 

~ коксование;

~ отложение в порах металлов (V, Ni, Fe), присутствующих в сырье.

Удаление кокса проводят окислительным методом. Выгорание кокса осуществляется газовоздушным или паровоздушным способами при постепенном увеличении концентрации O2 в подаваемой смеси. Конечная температура регенерации ограничивается 550ºC, так как выше начинается возгонка MoO3. Катализаторы гидроочистки устойчивы в окислительных и восстановительных средах.

Предельное содержание кокса на катализаторе перед регенерацией составляет при гидроочистке бензина и керосина 8 – 9 масс. %, при гидроочистке дизельного топлива – 9 – 10 масс. %. Окислительная регенерация восстанавливает активность катализатора. В свою очередь металлы, отлагающиеся на поверхности катализатора, при регенерации не удаляются. Часто они являются ядами для каталитических процессов переработки нефтяных фракций.

   Для уменьшения воздействия металлов на катализатор гидрообессеривания на практике применяют двух- , а иногда и трехступенчатую схему гидропереработки.

  При этом в первый по ходу сырья реактор загружают катализатор деметаллизирующего типа с крупными  размерами пор и пониженным содержанием гидрирующих компонентов. Предварительная деметаллизация обеспечивает сохранение высокой активности по гидрообессериванию [7].

 

 

1.2 Конструкции основного оборудования гидроочистки

Основным аппаратом любого гидрогенизационного процесса является реактор. В этих процессах применяются реакторы с аксиальным вводом сырья. Они могут иметь сплошной слой, состоящий из одного либо нескольких катализаторов, или быть полочного типа (два – три слоя, с зонами промежуточного охлаждения). Кроме функции обеспечения охлаждения потока по высоте слоя катализатора полочный тип реактора может использоваться для достижения равномерной загрузки сырьем слоя катализатора (как по сечению, так и по высоте).

Внутри реактора чаще всего присутствуют следующие элементы (рисунок 1.2.1):

  • входное устройство (2);
  • тарелка для распределения потоков по сечению аппарата (3);
  • один или несколько слоев катализатора (6);
  • опорные балки и сетки для укладки катализатора;
  • тарелка (тарелки) для межслойного охлаждения/перемешивания и тарелка (тарелки) для вторичного распределения потока;
  • гранулированные инертные материалы для оптимизации распределения потока (5);
  • опорные гранулированные инертные материалы для подстилающего слоя под катализатором (7);
  • выходное приспособление (9).

 

Рисунок 1.2.1 – Реактор аксиального типа со сплошным слоем катализатора, используемый в гидрогенизационных процессах

1 – штуцер входа газо-сырьевой смеси; 2 – входное устройство; 3 – распределительная тарелка; 4 – корпус и футеровка реактора; 5,7 – верхний и нижний слой фарфоровых шариков; 6 – сплошной слой катализатора (или нескольких катализаторов); 8 – штуцер для выгрузки фарфоровых шариков и катализатора; 9 – штуцер выхода газопродуктового потока; 10 – многозонная термопара

Поток газосырьевой смеси входит в реактор через штуцер (1) и предварительно распределяется по сечению аппарата во входном устройстве (2). Оно необходимо в реакторах и адсорберах для предотвращения струйного попадания сырьевого потока на слой катализатора или адсорбента, в результате чего эти твердые вещества могут быть разрушены или неравномерно распределены в объеме слоя. Однако только с его помощью не удается создать условия для движения потока в аппарате с одинаковой скоростью по всему его сечению. Для этой цели в реакторе устанавливают распределительную тарелку и засыпают поверх слоя катализатора слой инертного материала (фарфоровых шариков). В некоторых случаях перед распределительной тарелкой размещают тарелку для сбора механических примесей, например окалины.

В сплошном слое может быть использован катализатор одного или нескольких типов. Слой катализатора является полезным объемом реактора, именно в нем протекают реакции. Чем он больше, тем ниже при определенной производительности установки объемная скорость подачи сырья, тем больше время контакта сырья с катализатором и тем глубже превращается сырье. Если требуется значительно увеличить глубину превращения сырья (например, при переходе на выпуск дизельного топлива с более низким содержанием сернистых соединений), то эту задачу можно решить (помимо использования более активных катализаторов и высокой температуры процесса) или путем снижения производительности установки по сырью (что экономически невыгодно) или за счет увеличения загрузки катализатора. В последнем случае нередко возникает необходимость монтажа дополнительного реактора. Слой катализатора в реакторах, как правило, составляет 60-65% от их внутреннего объема. Катализатор в нем должен размещаться так, чтобы в слое не образовывалось пустот и зон с плохой упаковкой. В противном случае газосырьевой поток будет неравномерно распределяться по продольному и поперечному сечению реактора, что вызовет:

  • необходимость повышения средневзвешенной температуры в слое катализатора для достижения требуемого качества продуктов;
  • увеличение скорости деактивации катализатора из-за эксплуатации его в более жестких условиях;
  • усиление нарушений радиального переноса тепла, в результате чего предельно допустимые температуры в реакторе будут достигаться преждевременно;
  • сокращение межрегенерационного периода работы, повышенный расход катализатора и увеличение времени простоя установки.

 

Поэтому для эффективной эксплуатации установки очень важно качество загрузки катализатора в реактор и создание условий для равномерного распределения сырьевого потока в нем. Равномерная плотность катализатора по слою в последние годы достигается за счет использования специальной технологии к плотной загрузки. Качественное распределение сырьевого потока в реакторе может быть достигнуто путем совершенствования конструкции соответствующих внутренних устройств данного аппарата. Например, применением взамен существующих в настоящее время распределительных тарелок новых конструкции компании "Shell" с высокой степенью диспергирования жидкости и газа, в которой используются распылительные сопла. Сравним работу данной тарелки с применяемыми ранее (рисунки 1.2.2 и 1.2.3). Распределительные тарелках обычной конструкции сконструированы таким образом, что сырьевой поток вводится в слой катализатора через отдельные выступающие над тарелкой переточные трубки или через отверстия в тарелке. На поверхность слоя под такой тарелкой попадает достаточно крупная струя, за счет чего "смачивается" только зона непосредственно под переточной трубкой или отверстием. Верхняя поверхность катализатора смачивается всего на 10-20%, а остальная его поверхность остается "сухой" и не используется. Такие распределительные тарелки применяются в сочетании с достаточно большим слоем инертного (распределительного) материала.

Колпачковые барботажные распределительные тарелки лишь ненамного лучше. У них "смачивание" верхней поверхности составляет около 30%. Поэтому под них также рекомендуется загружать слой инертного материала.

В распределительных тарелках конструкции компании "Shell" внутри каждого сопла образуется высоко диспергированная газо-жидкостная фаза, которая образует широкие и равномерные струи, эффективно покрывающие практически всю поверхность верхнего слоя катализатора. Поэтому при использовании тарелок данной конструкции резко падает актуальность использования инертного материала перед слоем катализатора. Высота его слоя сокращается с 0,6 до 0,1 метра. Это позволяет увеличить загрузку катализатора в реактор.

В нижней части реактора располагается устройство вывода продуктов реакции. Оно, чаще всего, представляет собой стояк с прорезями, обтянутый несколькими слоями сетки. На него насыпается несколько слоев фарфоровых шариков – нижние более крупные, а верхние мелкие (около 5 мм). Обычно высота слоя фарфоровых шариков составляет 0,6 метра. Он служит в качестве опоры слоя катализатора и, кроме того, улучшает условия вывода газопродуктового потока из реактора. В данной зоне также имеются возможности для увеличения объема загружаемого катализатора. Это может быть достигнуто за счет замены существующего выходного устройства на сетчатую неглубокую корзину

Распределительная тарелка с барботажными колпачками

Распределительная ситчатая тарелка с переточными трубками

Распределительная тарелка компании «Shell» с высокой степенью диспергирования

Распределительная тарелка с соплами для распыления сырья и переточными трубками

 

Рисунок 1.2.2 – Схема работы различных распределительных тарелок, используемых в реакторах 

 

конструкции компании "Shell" и минимизацией толщины опорного подстилающего слоя под катализатором.

В результате всего вышесказанного удается увеличить на 20-30% загрузку катализатора в существующие реакторы и тем самым появляется возможность увеличить глубину превращения сырья в них без монтажа дополнительных реакторов.

 

 

Гранулированного материала нет

Полностью слой катализатора

Катализатор

Гранулированный

материал

Рисунок 1.2.3 – Характер распределения сырьевого потока при использовании различных распределительных тарелок

 

Помимо реакторов к основному оборудованию секции относятся печи. Печи П-301, П-302 – вертикально-секционные с подовым расположением форсунок.  П-301 состоит из двух секций. Каждая секция имеет радиантную и конвекционную части. ГСС нагревается вначале в конвекционной камере, а затем в радиантной. Радиантная часть представляет собой металлическую камеру коробчатой формы, поднятую над землей на стойках каркаса. Змеевик в радиантной камере расположен вертикально вдоль стенок камеры. Конвекционная камера расположена сверху над радиантной камерой и имеет также коробчатую форму. Конвекционный змеевик выполнен из ошипованных труб, расположенных в камере горизонтально. Для защиты шипов от воздействия высокой температуры и прямой радиации первый ряд труб змеевика (снизу) выполнен из гладких труб. В обеих камерах над конвекцией смонтирован змеевик газоперегревателя для нагрева ВСГ, подаваемого в колонну K30I, или пара-14 в цикле регенерации катализатора. Камеры печи и газоходы футерованы изнутри легким жаропрочным бетоном. Дымовые газы из камеры конвекции поступают по газоходу в котел-утилизатор КУ201, а затем выбрасываются в атмосферу через трубу высотой 180 м, обеспечивающей тягу и необходимое рассеивание продуктов сгорания в атмосфере. На выходе из каждой камеры конвекции установлен шибер для регулирования разрежения в печи. Каждый шибер имеет ручной и дистанционный привод. В качестве ручного привода используется лебедка, установленная на верхней площадке печи, разрежение при этом контролируется тягонапоромером по месту. Для дистанционного регулирования разрежения имеется пневмоприбор.

По газодымовому тракту регистрируется:

  • температура дымовых газов на перевале;
  • температура дымовых газов после конвекции;
  • разрежение в камерах.

Продуктовый змеевик в радиантной камере печи – двухпоточный, а в камере конвекции – четырехпоточный. В поду печей установлено по 6 форсунок ГГМ5.

Топливо печей комбинированное, газомазутное. Топочный мазут поступает на установку из заводского топливного кольца. Топливный газ к форсункам печи поступает из общезаводской сети через сепаратор С‑209 и подогреватели Т207,208. В линию топливного газа печи П301/1 врезана линия углеводородного газа из колонны К307 для сжигания его во время остановки печи П203, где он сжигается постоянно.

Конструктивно печь П‑302 полностью соответствует печи П‑301 с некоторыми изменениями.

  • печь П‑302 – односекционная;
  • радиантный и конвекционный змеевики – 4-х поточные;
  • в поду печи П‑302 – 4 форсунки [2].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

2.1  Выбор и обоснование метода решения задачи

 

          Целью данной модернизации является снижение энергозатрат на установке. Это можно достичь заменой горелок в печи П-101 на более усовершенствованные, а также заменой сырьевых теплообменников.

   Горелки служат для сжигания топлива, подаваемого в топку печи. По типу используемого топлива различают горелки газовые, горелки на жидком топливе (мазутные) и комбинированные – на газовом и жидком топливе (газомазутные). [10]

Расход топлива во многом зависит от конструкции и эффективности работы горелки. Горелка должна обеспечивать надежное и эффективное перемешивание топлива и воздуха. При работе на газе в некоторых горелках газовоздушная смесь готовится предварительно. Во многих горелках газ и воздух поступают в зону горения по отдельным линиям. Если смесь готовится предварительно – наилучший вариант сжигания газового топлива, т.к. исключается недожог топлива. Воздух, необходимый для горения может подаваться вентилятором, если печь имеет воздухоподогреватель или в топке недостаточно разряжение. В других случаях используется инжекционный принцип, т.е. газ, выходящий из сопла, подсасывает атмосферный воздух. Т.к. сопла имеют высокое гидравлическое сопротивление, газ должен иметь повышенное давление. [11]

Основные требования, предъявляемые к горелкам:

  1. Обеспечение стабильного равномерного распределения тепловой энергии по зонам печи и заданный температурный профиль по длине трубчатого змеевика.
  2. Обеспечение полного сжигания газообразного топлива любого состава.
  3. Горение должно быть устойчивым во всём диапазоне изменения расхода газа, т. е. происходить без отрыва пламени от выходной части горелки.
  4. Горелки должны иметь большую единичную теплопроизводительность, позволяющую размещать в топке ограниченное их число.
  5. Обеспечение эффективного и экономичного расхода топлива ( ).
  6. Должны обеспечивать сохранение чистоты окружающей среды, предотвращать загрязнение её вредными выбросами с дымовыми газами.
  7. Должны отличаться простотой изготовления, сборки, монтажа в печь и возможностью ремонта без останова печи.
  8. Должны быть конструктивно несложными и удобными для технологического обслуживания.
  9. Работа с соблюдением установленных санитарных норм без значительного шумового давления.
  10. Должны иметь возможность включения в систему автоматического управления тепловым процессом печи.
  11. Должны работать на различных видах топлива (топливный газ, мазут). [11, 12]

 

 

 Рис. 2.1.1 Устройство горелки типа ГП: 1 – корпус; 2 – газовый коллектор; 3 – регистр; 4 – лопатка завихрителя; 5 – воздуховод; 6 – форсунка мазутная; 7 – поворотный шибер; 8 – газоподводящая труба; I – газ; II – мазут; III – водяной пар; IV, V – первичный и вторичный воздух.

 

          Комбинированные горелки типа ГП (рис. 2.1.1), установленные в данный момент, служат для сжигания газообразного или жидкого топлива, допускают применение обоих видов топлива. Для распыла жидкого топлива служит водяной пар. Горелки состоят из трёх основных узлов: жидкостного, газового и воздушного. Газовый узел представляет собой торообразный коллектор с рассредоточенными по окружности отверстиями большого и меньшего размеров – диаметром 10 и 4 мм. Газопровод соединен с коллектором резьбовым соединением. Жидкостной узел состоит из двух частей – узла подачи жидкого топлива с регулирующим вентилем и узла ввода пара для распыления. Жидкостной узел расположен по оси горелки и на выходе его имеется распыливающее сопло. Воздушный узел состоит из двух частей: корпуса с окнами, перекрываемыми регистром, через который проходит атмосферный воздух, и патрубка с фланцем для подачи воздуха от вентилятора.

          Горелка работает следующим образом. На жидком топливе – по наружной трубе вводится мазут, а водяной пар подаётся по внутренней, их расход регулируют запорной арматурой. Подогретая парожидкостная эмульсия направляется к соплу. Затем малодисперсная паромазутная эмульсия, образованная внутри узла, направляется двумя потоками к завихрителю горелки: один внешний направляется через отверстие распределителя, а другой (внутренний) – через рефлектор. Из горелки эмульсия распыляется в воздушные потоки, инжектируемые через воздушный узел. Образование топливовоздушной смеси и её воспламенение начинается в амбразуре камеры сгорания.

          На газообразном топливе горелка работает следующим образом. Топливный газ через отверстия газового коллектора распределяется в центральный закрученный и периферийный прямоточный воздушные потоки, инжектируемые в горелку через воздуховод и окна корпуса. Газовоздушная смесь воспламеняется и сгорает в амбразуре. Расход атмосферного воздуха регулируют шибером и регистром. Конструкцией горелки предусмотрена возможность подачи в неё воздуха от вентилятора через воздуховод. Необходимость подачи воздуха в горелку может быть вызвана двумя причинами: недостаточным разрежением в топке, при котором не обеспечивается подсос необходимого количества воздуха, и использованием подогретого воздуха для сжигания топлива[11, 10].

С целью совершенствования процесса сжигания топлива был произведен анализ известных форсунок, используемых на технологических печах НПЗ. Он показал, что эффективность работы печи и концентрация загрязняющих атмосферу веществ в продуктах сгорания существенно зависит от конструкции горелок и их расположения в топочном пространстве. При постоянной тепловой мощности печи наибольшее снижение концентрации вредных веществ (NOх, CO, частиц сажи) в продуктах сгорания отмечено при применении горелок типа PSFC/PSFC–R и типа PLNC/PLNC–F компании John Zink (рис.2.1.2).

Рис. 2.1.2. Современные горелки нефтеперерабатывающей промышленности -компактная газовая горелка COOLstar™ Series Burner (ultra-low NOx) компании John Zink Co., LLC, США

 

В этих горелках используются различные методы снижения вредных выбросов. В типе PLNC/PLNC–F в качестве метода снижения уровня NOх при работе на различных видах топлива используется ступенчатая подача воздуха. В качестве метода снижения уровня NOх в типе PSFC/PSFC–R при работе на газе используется ступенчатая подача топливного газа. Горелки имеют "двухблочную" конструкцию и комплектуются мазутной форсункой HEROTM, что уменьшает уровень выбросов NOх и высоту пламени при работе на мазуте. [13]

Горелки типа PSFC–R обеспечивают округлую форму пламени и более низкий уровень газообразных выбросов по сравнению со стандартными горелками.

Принцип работы горелки типа PSFC–R. Небольшую доли топливного газа пропускают через первичные наконечники, а оставшегося топливного газа – через ступенчатые наконечники, что позволяет снизить начальную температуру пламени без сокращения количества теплоты, выходящего из горелок. Более низкая начальная температура пламени снижает уровни х, вырабатываемого в процессе горения.

Форму нефтяному пламени придают конструкция нефтяных наконечников, отверстия, керамическая плитка основания и общая конфигурация горелки.

Дозирование и распределение газообразного топлива осуществляется посредством группы планетарных наконечников, расположенных в кольцевой горловине, образованной между завихрителем и плитой основания.

Устойчивость газового пламени в условиях широкого диапазона значений выделения теплоты и топливных режимов обеспечивается конструкцией газовых наконечников, отверстиями и положением в пределах плитки основания.

Газовые наконечники установлены на концах газового разветвлённого трубопровода, расположенного снаружи на лицевой плите горелки. Весь узел газового разветвлённого трубопровода в комплекте с вертикальными трубами и газовыми наконечниками можно снимать с лицевой плиты горелки для удобства очистки наконечников и профилактического техобслуживания. Чертёж общего вида предлагаемых горелок представлен в графической части.

Сравнительная характеристика горелок ГП – 2 и PSFC – 16R представлена в таблице 2.1.1 [10, 13]

Характеристики горелок

Горелка

ГП – 2

PSFC – 16R

Тепловая мощность, номинальная, МВт

2,4

2,5

Коэффициент избытка воздуха

газ

1,1

1,1

мазут

1,2

1,15

Давление перед горелкой, МПа

газ

0,02

до 0,06

мазут

0,4

до 0,6

пар

0,45

до 0,65

Средний срок службы, лет

6

10

Выброс NОх в атмосферу, г/с

3,7344

0,8732

Устойчивость газового пламени

нет

да

Уровень шума, дБ

83

40

Полнота сгорания топлива, %

88,5

99,5

 

    В дипломном проекте предполагается замена комбинированных горелок типа ГП-2 на комбинированные горелки PSFC – 16R компании John Zink. Это обусловлено тем, что для новых горелок характерны более широкий диапазон устойчивости работы и  более качественное сжигание топлива.

            Также предусматривается замена двух теплообменников Т-101,Т102 на один вертикальный пластинчатый  теплообменник Packinox.

           Пластинчатые теплообменники имеют существенные преимущества перед другими теплообменниками.

           Коэффициент теплопередачи в пластинчатых теплообменниках в 3–4 раза больше, чем в кожухотрубных, благодаря специальному гофрированному профилю проточной части пластины, обеспечивающему высокую степень турбулизации потоков теплоносителей. Соответственно, площадь теплопередающей поверхности теплообменников в 3–4 раза меньше, чем кожухотрубных. Вследствие этого пластинчатые теплообменники имеют малую металлоемкость, компактны.

          В отличие от кожухотрубных они легко разбираются и быстро чистятся. При этом не требуется демонтаж подводящих трубопроводов.

В пластинчатом теплообменнике можно легко и быстро заменить пластину или прокладку, а также увеличить поверхность теплообмена, если со временем возросла тепловая нагрузка.

Пластинчатые теплообменники набираются из отдельных пластин. Это обстоятельство в сочетании с оптимально выбранным типом пластины позволяет точно, без лишнего запаса, выбрать теплопередающую поверхность теплообменника.

Срок эксплуатации первой выходящей из строя единицы уплотнительной прокладки достигает 10 лет. Срок работы теплообменных пластин 15-20 лет. Стоимость замены уплотнений от стоимости ПТО колеблется в пределах 15-25 %, что экономичнее аналогичного процесса замены латунной трубной группы в КТТО, составляющей 80-90% от стоимости аппарата.

Стоимость монтажа ПТО составляет 2-4 % от стоимости оборудования соответственно. Что ниже на порядок, чем у кожухотрубчатого теплообменника.

           Индивидуальный расчет каждого ПТО производится по оригинальной программе Изготовителя - позволяет подобрать его конфигурацию в соответствии с гидравлическим и температурным режимами по обоим контурам. Расчет производится в течении 1-2 часов.

          Гибкость: в случае необходимости площадь поверхности теплообмена в пластинчатом теплообменнике может быть легко уменьшена или увеличена простым добавлением или убавлением пластин при необходимости.

         Устойчивость к вибрациям: пластинчатые теплообменники высокоустойчивы к наведенной двухплоскостной вибрации, которая может вызвать повреждения трубчатого аппарата.

         Вывод: применение нового технологичного оборудования позволяет наряду с экономией первоначальных затрат (20-30%) переходить на другие режимы работы. Достигается более эффективное использование источников энергии, повышение их КПД. Окупаемость перевооружения объектов в теплоэнергетике колеблется от 2 до 5 лет, а в некоторых случаях достигает нескольких месяцев.

           Предполагается выбор теплообменника Alfa Laval Packinox для гидроочистки.

Рис. 2.1.3 Теплообменник ГСС/ГПС Alfa Laval Packinox для гидроочистки

 

          Теплообменник ГСС/ГПС Alfa Laval Packinox для гидроочистки представляет собой крупный теплообменный пучок, заключенный внутри корпуса, работающего под давлением (рис. 2.1.3). Процесс теплообмена происходит внутри этого пучка по принципу противотока. Четыре сильфона компенсируют разное тепловое расширение между горячим пучком из нержавеющей стали и относительно холодным корпусом из низколегированного сплава. Люки лазы вверхней и нижней части облегчают доступ для техобслуживания и ремонта.

          Так как пучок не имеет уплотнителей, обладающих свойством размягчаться и протекать, этот теплообменник может работать при температурах до 550 °С. Максимальное рабочее давление такое же, как и у корпуса . Малое количество высоконапорных фланцев в установках с использованием горячего водорода, например, для гидросероочистки газойля, существенно сокращает утечки горючих паров и выбросы токсичных углеводородов и H2S.

           Специалисты по нефтепереработке усматривают в этом важную предпосылку для повышения безопасности производства и улучшения защиты окружающей среды при вводе новых установок и модернизации действующих. Выбросы SOx и NOx вместе стопочным газом также сокращаются, потому что при использовании технологии Alfa Laval Packinox уменьшается тепловая нагрузка печи. Благодаря более дешевой, чистой и безопасной работе теплообменников Alfa Laval Packinox по сравнению с другими конструкциями, у специалистов по нефтепереработке появляется стимул к оптимизации процессов гидроочистки.

 

 

 

  • Качество сырья и получаемой продукции. Стандартизация и управление качеством продукции.

2.2.1 Качество сырья.

    Сырьём первого блока установки является смесь прямогонных фракций дизельного топлива установок АВТ-2, АВТ-6 и фракции дизельного топлива с установок ВТ-1 и висбрекинг. Основные показатели качества сырья  и реагентов представлены в таблице 2.2.1.1 [3].

Таблица 2.2.1.1 Основные показатели качества сырья и реагентов

 

Наименование

Показатели качества

Величина показателя

Фракция дизельного топлива

180-360 °С прямогонная.

Фракционный состав:

50% отгоняется при температуре, °С

90% отгоняется при температуре, °С

96% отгоняется при температуре, °С

 

Не нормируется

 

Не нормируется

 

Не выше 360

Температура вспышки,

определяемая в закрытом тигле,°С

 

Не ниже 62

Содержание механических примесей и воды

Отсутствие

Цвет

Соломенный

Массовая доля общей серы,

% мас.

Не нормируется

Циркулирующий

Водородо-содержащий газ

(блок № 2)

Содержание водорода,

% объемн.

Не менее 75,0

Содержание сероводорода,

% объемн.

Не более 0,10

Инертный газ (азот)

Содержание кислорода, % об., не более

0,5

Моноэтаноламин

Концентрация, % м., в пределах

10-20

 

 

2.2.2 Качество производимой продукции.

Основные показатели качества производимой продукции представлены в таблицах 2.2.2.1-2.2.2.4.

Фракция дизельного топлива гидроочищенная

       

 

 

Таблица 2.2.2.1

Показатели качества продукта

Бесцветная прозрачная жидкость

 

Фракционный состав:

50 % отгоняется при температуре, °С, не выше

90 % отгоняется при температуре, °С, не выше

96 % отгоняется при температуре, °С, не выше

 

280

340

360

Содержание воды и механических примесей

отсутствие

Сероводородная коррозия

отсутствие

Испытание на медной пластинке

выдерживает

Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не менее

62

Температура помутнения, °С, не выше

минус 5

Массовая доля общей серы, ppm, не более

50

Применяется как компонент товарных продуктов и как сырье установок

Л-24/9´2РТ и Л-24/7

 

Бензин-отгон

Таблица  2.2.2.2

Показатели   качества  продукта:

Бесцветная однородная жидкость

 

Содержание воды и механических примесей

отсутствие

Фракционный состав:

Температура конца кипения, оС, не выше

 

205

Применяется как компонент автомобильных бензинов

 

Сероводород

         Таблица  2.2.2.3

Показатели   качества  продукта:

Содержание сероводорода, % об, не менее

98,0

Применяется в качестве сырья для установок РСК  и  производства серной

кислоты

       

Газ углеводородный

Таблица 2.2.2.4

Показатели   качества  продукта:

Содержание сероводорода, % об, не более

0,2

Применяется в качестве топлива газообразного на печах установки

 

 

 

 

 

 

 

2.2.3 Стандартизация и управление качеством продукции.

 

Cтандартизация является одним из необходимых условий рационального использования ресурсов: трудовых, материальных, финансовых, информационных. Особую важность приобретает стандартизация в условиях нефтеперерабатывающего предприятия, т. к. стандартизация вовсе не ограничивается миром машин и механизмов, которые весьма разнообразны в условиях любой современной установки по переработке нефти, а распространяется на более широкий круг объектов, т. е. включает не только материальное оформление технологического процесса, но и производственные и социальные процессы и отношения. Поэтому стандартизация тесно связана с экономикой, которая как раз и занимается проблемой рационального использования ресурсов.

Особенно важна деятельность по стандартизации и управлению качеством продукции в условиях перехода экономики Республики Беларусь к рынку в силу следующих причин:

1) на смену государственному управлению экономикой постепенно приходят рыночные механизмы;

2) НПЗ Республики Беларусь столкнулись с барьерами, связанными с недостаточно высоким качеством выпускаемой продукции, которое стало одним из главных факторов конкурентоспособности предприятий на внешних рынках;

3) в настоящее время широко развиваются процессы по сертификации и аккредитации заводских лабораторий, что подразумевает соответствие методик и оборудования, с помощью которых осуществляется контроль качества выпускаемой предприятиями продукции;

4) проблема стандартизации приобретает в последнее время глобальный характер, т. е. выходит за рамки какого-либо одного государства. [9].

Кроме того, тенденции научно-технического прогресса (НТП) требовали и требуют постоянного сокращения сроков создания необходимых народному хозяйству новой техники, новых видов продукции, обладающих более прогрессивными производственно-техническими характеристиками. Стандартизация продукции позволяет установить наиболее рациональные в техническом отношении параметры и ассортимент, устранить её излишнее разнообразие, неоправданную разнотипность, создавать техническую базу для организации массового производства на специализированных установках с применением наиболее совершенных технологий.

Одним из главных направлений НТП является постоянная и современная замена устаревших, но находящихся ещё в производстве видов продукции, более прогрессивными, отвечающими современным требованиям науки и техники. По мере развития науки и техники неуклонно сокращается интервал между научными открытиями и их использованием в производстве. В настоящее время открытия и достижения науки воплощаются в технике уже в течение нескольких лет, а не через десятилетия. Отсюда основные параметры изделий, зафиксированные в стандартах, более быстро стареют и должны систематически пересматриваться с учётом долгосрочного прогноза и опережения темпов НТП [9].

Сырьё и продукция установки должны отвечать требованиям стандартов предприятия (СТП) с учётом стандартов более высокого иерархического уровня. Иерархия документов по стандартизации, которым должна удовлетворять продукция установки, представлена в таблице 2.2.3.1.

 

Таблица 2.2.3.1 Иерархия документов по стандартизации

Уровни

Документы

Организации и органы, принимающие документы

1.Международный

Международные стандарты ИСО

Международная организация стандартов (ИСО)

Публикации МЭК

Международная электротехническая комиссия (МЭК)

2. Региональный

Евростандарты и евроклассификации

(стандарты СЕН)

Европейская организация по стандартизации

Межгосударственный стандарт (ГОСТ)

Межгосударственный совет СНГ

 

3.Национальный

Государственный

Стандарт Российской Федерации

 

Госстандарт РФ

Государственный

Стандарт

Республики Беларусь

 

Госстандарт РБ

Технические условия (ТУ)

Документ, устанавливающий дополнительные к государственным стандартам, а при их отсутствии самостоятельные требования к качественным показателям продукции.

4.Предприятие

СТП

Руководство предприятия

Техническая документация:

 

Технические руководители предприятия

– Конструкторская

– Технологическая

– Проектно-строительная

 

Ответственность за внедрение вводимых документов, контроль за соблюдением их требований несут: при разработке конструкторской документации на оборудование, включая его детали, узлы, агрегаты – главные конструкторы изделий; при разработке технологической документации – начальники технического отдела, отделов по проектированию оснастки и оборудования; при изготовлении продукции – начальник установки, главный инженер, главный технолог и другие главные специалисты предприятия.

Ответственными за стандартизацию являются отдел стандартизации во главе с заместителем генерального директора по стандартизации. Цепочка по реализации процесса стандартизации на предприятии схематично показана на рисунке 2.2.3.1.

Отдел стандартизациии

 

 

 Старший оператор

 Начальник установки

 Начальник производства

 Технический отдел

                                                  

 

                         

 

 

 

 

 

Рисунок 2.2.3.1 - Реализация стандартизации на установке

 

 

 

 

 

Проблема управления качеством продукции ещё до недавнего времени решалась (а на старых отечественных установках решается ещё и в настоящее время) путём контроля качества произведенной (т. е. уже прошедшей весь производственный цикл) продукции с возвратом некондиционной продукции на повторную переработку, что существенно повышало затраты на производство единицы товарной продукции. Практика работы зарубежных нефтеперерабатывающих заводов показала, что качество выпускаемой продукции должно обеспечиваться гораздо раньше, уже в процессе изучения требований рынка, на стадии проектных, конструкторских разработок, при выборе реагентов и катализаторов, комплектующих изделий и материалов для оборудования установок, не говоря уже о том, что все стадии производств вносят свой вклад в качество получаемой продукции.

В рамках модернизируемой установки наиболее целесообразным видится следующий подход к формированию системы качества [9]:

1) за основу принимается стандарт ISO 9004-1 “Системы качества. Модель для обеспечения качества при проектировании и/или разработке, производстве, монтаже и обслуживании”. Главная установка систем качества, построенных на основе стандартов серии ISO 9000,–обеспечение качества продукции, требуемого потребителю, и предоставление ему доказательств в способности предприятия сделать это. Наличие у предприятия сертификата на систему качества в соответствии со стандартами серии ISO 9000–одно из необходимых условий его допуска на внешние рынки.

2) наращивать и совершенствовать систему качества, используя философию и подходы системы TQM (total quality improvement–“всеобщее улучшение качества”). Цель использования системы качества TQM–нивелирование недостатков системы стандартов ISO 9000, у которых целевая установка на экономическую эффективность выражена слабо, а на своевременность поставок сырья, энергоресурсов, материалов и комплектующих для технологического оборудования  отсутствует .  Система качества TQM –комплексная система, ориентированная на постоянное улучшение качества, минимизацию производственных затрат и поставки точно в срок . Основная философия системы TQM  базируется на принципе “улучшению нет предела”. Применительно к качеству в рамках данной системы действует целевая установка – ноль дефектов, к затратам–ноль производственных затрат, к поставкам–точно в срок. Достичь этого полностью нельзя, но, безусловно, нужно постоянно к этому стремиться, причём самосовершенствование должно быть постоянным.

При этом предусматривается опережающий характер стандартизации продукции. Цель такого шага – добиться того, чтобы в период производства продукции показатели качества её не уступали лучшим мировым образцам (особенно это касается дизельных топлив и масел, конкуренция между производителями которых особенно жёсткая на внешних рынках). Предполагается, что процесс опережающей стандартизации продукции установки будет непрерывным, т. е. после ввода в действие нового Стандарта предприятия будет сразу же начат процесс разработки нового СТП, которому в дальнейшем предстоит заменить предыдущий СТП.

3) предусматривается постоянно проводить самооценку по критериям Премий по качеству в области аналогичной продукции, совершенствовать собственную систему качества в стремлении уменьшить, а по возможности, и ликвидировать отставание от победителей конкурса на Премию или на Диплом по качеству, с тем, чтобы выпускаемая продукция  стала в один ряд с мировыми лидерами в производстве аналогичной продукции.

Решение задач по обеспечению качества продукции предполагается проводить не только средствами технического контроля продукции и технологического процесса, но и средствами управления качеством продукции [9].

Аналитический контроль производства приведен в таблице 2.2.3.2.

 

Таблица 2.2.3.2 Аналитический контроль производства:

Наименование стадии процесса,

места отбора проб

Контролируемые  показатели

Частота,

способ

контроля

Кто контролирует

СЫРЬЕ: ФРАКЦИЯ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА  180-360°С  ПРЯМОГОННАЯ

трубопровод  ввода в Е-1, Е-2

Фракционный состав:

50% перегоняется

при T, °С

90% перегоняется при T, °С

96% перегоняется при T, °С

По требованию

Лаборатория

по контролю топливного производства

 

Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С

По требованию

Лаборатория

по контролю топливного производства

 

СЫРЬЕ: ФРАКЦИЯ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА  180-360 °С  ПРЯМОГОННАЯ

трубопровод  ввода в Е-1, Е-2

Массовая доля общей серы, % вес.

Один раз

в декаду

Лаборатория

по контролю топливного производства

 

Цвет

 

Два раза в вахту

Технологический

персонал установки

 

Содержание механических примесей

Два раза в вахту

 

Технологический

персонал установки

ГИДРООЧИЩЕННЫЙ КОМПОНЕНТ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА

трубопровод на выходе с установки

после холодильников Х-7а, Х-8

Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, °С

По требованию

Лаборатория

по контролю топливного

производства

 

 

 

 

Массовая доля общей серы, % вес.

Один раз в сутки

Лаборатория

по контролю топливного

производства

 

 

 

Испытание на медной пластинке

По требованию

Лаборатория

по контролю топливного

производства

 

Сероводородная коррозия

Два раза в вахту

Технологический

персонал установки

 

Сероводородная коррозия

(значение потенциала)

По требованию

Лаборатория

по контролю топливного

производства

 

Содержание воды и механических примесей

Два раза в вахту

Персонал установки

 

Цвет

Два раза в вахту

Лаборатория

по контролю топливного

производства

БЕНЗИН-ОТГОН

Трубопровод выхода с установки

 

Фракционный состав

По требованию

Лаборатория

по контролю топливного

производства

СЕРОВОДОРОД

Трубопровод выхода с установки

 

Содержание сероводорода,

% объемн.

Один раз

в неделю

Газокаталитическая

лаборатория

ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ ВОДОРОДОСОДЕРЖАЩИЙ ГАЗ  (ВСГ)

Сепаратор С-5 (1-й блок)

Содержание сероводорода,

% объемн.

Один раз в сутки

Газокаталитическая

лаборатория

 

Содержание водорода,

% объемн.

Один раз в сутки

Газокаталитическая

лаборатория

УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ГАЗ

(газ отделения стабилизации)

Трубопровод вывода газа

из абсорбера К-6

Содержание сероводорода,

% объемн.

Один раз в сутки

Газокаталитическая

лаборатория

 

Возможные проблемы с качеством ДТ, а также основные виды неполадок и их способы устранения приведены в таблице 2.2.3.3.

Таблица 2.2.3.3 Возможные проблемы с качеством ДТ:

Возможные неполадки

Возможные причины

возникновения неполадок

Действия технологического персонала

и способы устранения

неполадок

Снижение концентрации водорода в циркулирующем водородосодержащем газе (снижение давления в системе).

Снижение поступления свежего водородосодержащего газа на установку

Снизить производительность установки, увеличить поступление свежего водородосодержащего газа.

 

Изменение качества сырья.

 

Увеличить поступление свежего ВСГ на установку, при невозможности – снизить производительность по сырью, увеличить количество отдуваемого газа.

 

Некачественная очистка циркуляционного ВСГ от сероводорода.

 

Увеличить расход раствора МЭА в абсорбер. Проверить качество раствора МЭА и, при необходимости, улучшить работу по регенерации раствора моноэтаноламина или добавить свежий раствор МЭА. Снизить температуру ВСГ, поступающего в абсорбер.

Повышение давления

в системе реакторного

отделения

Избыток подачи свежего водородосодержащего газа.

Уменьшить подачу свежего водородосодержащего газа или увеличить отдув газа.

 

Повышение температуры в реакторе, приводящее к крекингу части сырья.

Снизить температуру в реакторе или увеличить отдув водородосодержащего газа.

 

Неисправен клапан регулятора давления на сбросе ВСГ или клапан регулятора уровня.

Временно наладить подачу через байпас клапана. Клапан отключить и устранить неисправность.

Увеличение содержания серы в гидрогенизате.

Низкая температура в реакторе.

 

Поднять температуру газосырьевой смеси на выходе из печи реакторного отделения.

 

Пропуск в сырьевом теплообменнике.

 

 

Остановить блок.

 

Канальный проскок сырья в реакторе.

 

Ступенчато поднять температуру в реакторе на 10 °С (по 5 °С с отбором пробы после реактора). Если содержание серы не снизиться, остановить блок (установку). Проверить загрузку катализатора и фарфоровых шаров.

 

Снижение активности катализатора.

Перевести блок (установку) на режим регенерации катализатора.

Увеличение перепада давления в реакторе выше нормы

Увеличение содержания катализаторной пыли в реакторе.

Остановить блок (установку). Катализатор выгрузить , просеять.

 

Образование корки на поверхности катализатора в реакторе в результате закоксовывания или попадания механических примесей.

Остановить блок (установку). Выгрузить верхний слой катализатора, заменив его свежим или отрегенерированным катализатором. Увеличить высоту слоя фарфоровых шаров над катализатором.

 

Закоксовался катализатор в реакторе.

 

Перевести блок (установку) на режим регенерации катализатора.

Увеличение температуры вспышки стабильного

топлива

 

Резкое увеличение температуры верха или низа в стабилизационной колонне.

Уменьшить нагрев в теплообменниках. Снизить температуру низа колонны. Снизить температуру верха колонны путем увеличения подачи орошения или уменьшения его температуры.

Низкая температура вспышки стабильного топлива. Низкая температура начала кипения сырья.

Высокое давление в колонне стабилизации

 

Снизить давление в системе отделения стабилизации топлива.

 

Низкая температура верха или низа в стабилизационной колонне.

Снизить количество орошения в колонну. Увеличить температуру рециркулята.

 

Пропуск в теплообменниках отделения стабилизации.

Путем отбора проб определить дефектный теплообменник, отключить, сдать в ремонт.

Снижение выхода стабильного топлива, получение бензина с высокой температурой конца кипения.

Низкое давление в колонне стабилизации.

Поднять давление в колонне стабилизации топлива.

 

Низкая кратность орошения.

Увеличить количество подаваемого в колонну стабилизации орошения.

 

Высокая температура низа стабилизационной колонны.

Снизить температуру низа стабилизационной колонны.

 

Нарушение технологического режима на реакторном отделении.

Привести режим реакторного отделение в соответствие с технологической картой.

 

Изменилось качество поступающего на установку сырья.

Принять меры для получения сырья соответствующего СТП качества или откорректировать режим в соответствии с качеством поступающего на установку сырья

Гидроочищенное топливо не выдерживает испытания на медной пластинке.

Понижена температура низа стабилизационной колонны.

Поднять температуру низа колонны стабилизации. Вывод топлива с блока перевести в систему некондиции до получения качественного анализа.

 

Резкие колебания уровня в стабилизационной колонне.

Проверить работу регуляторов уровня колонны стабилизации и сепаратора гидрогенизата. При необходимости перейти на ручное управление, регуляторы отключить, устранить неисправности, включить в работу. Вывод топлива с блока перевести в систему некондиции до получения качественного анализа.

Увеличение содержания сульфидов в циркулирующем растворе МЭА и связанная с этим неудовлетворительная степень очистки газа.

Низкая температура низа отгонной колонны отделения регенерации раствора МЭА.

Повысить температуру низа отгонной колонны отделения регенерации раствора МЭА.

 

Высокое давление в отгонной колонне отделения регенерации раствора МЭА.

Снизить давление в отгонной колонне отделения регенерации раствора моноэтаноламина.

 

Низкая кратность циркуляции раствора МЭА.

Увеличить количество подаваемого в абсорбер раствора моноэтаноламина.

 

Пропуск в теплообменниках отделения очистки газов и регенерации раствора моноэтаноламина.

Определить дефектный теплообменник, отключить его и сдать в ремонт.

 

 

 

 

 

 

 

2.3 Описание технологической схемы установки после модернизации

         Технологическая схема после модернизации представлена в графической части.

          Реакторный блок

          Исходное сырье, фракция 180¸360 оС  ,  по схеме прямого питания с  установок  первичной  переработки  нефти  поступает  в емкость  Е-1А, которае работают под избыточным давлением 50¸200 кПа.

        Схемой предусмотрена также подача в  емкость Е-1А вакуумного газойля с установок ВТ-1,АВТ-2,6, бензина с установок «Висбрекинг», «Термокрекинг», топлива дизельного с установок Л-24/7, Л-24-9х2РТ, «Висбрекинг», «Термокрекинг», компонент топлива дизельного с установок ВТ-1, АВТ-6

         Давление топлива дизельного в емкости прямого питания Е-1А поддерживается автоматически с помощью pегулятоpов давления, установленных на установке Л-24/7,  исполнительные механизмы которых расположены на трубопроводах сброса балансового избытка дизельного топлива с установок первичной переработки нефти в парк смешения цеха  8.

        Из емкости прямого питания Е-1А сырье поступает на прием центробежных насоса Н-101N.   С выкида насоса чеpез фильтpы Ф-101, Ф-102, Ф-103  сырье поступает в межтрубное пpостpанство теплообменников Т-103 Б/А,  в которых нагревается за счет тепла стабильного гидpогенизата, и  под давлением до  6,0 МПа подается на щит смешения с циркулирующим водоpодосодеpжащим газом.  Циркуляционный водоpодосодеpжащий газ на щит смешения блока N 1 подается туpбокомпpессоpом ТК-101 или поршневым компрессором ПК-2 установки Л-24/7.

        Постоянство расхода сырья на щит  смешения  поддерживается  регулятором расхода  FQJRCSA-4А с выходом на pегистpиpующий прибор, сигнализацию, блокировку и архивируется в ИИС(4/1,4/2).   Исполнительный механизм пpибоpа расположен на трубопроводе подачи сырья на щит смешения.

        Расход  циркуляционного водоpодосодеpжащего газа на щит смешения измеряется  пpибоpом  FJRSA-6А, 6А/1 с  выводом  показаний  на  регистрирующий пpибоp, сигнализацию, блокировку и архивируется в ИИС(4/20,4/21,4/31,4/32). При падении расхода циркуляционного газа ниже 8000 Нм3/ч  отключаются насосы Н-101N,  после падения давления на приеме до 0.15МПа закрываются электроприводные задвижки на трубопроводах подачи сырья на щит смешения,  пpекpащается подача  топлива  к форсункам печей П-101.   Газосыpьевая смесь при давлении 2,5¸4,5 МПа со  щитов смешения поступает в межтрубное пpостpанство  теплообменников Т-101N,  в которых нагревается за счет тепла газопpодуктовой смеси, выходящей из pеактоpов Р-101N.    Температура газосырьевой смеси на  входе  в  теплообменники  Т-101N   контролируется прибором TJR-3/1 и архивируется в ИИС.  После теплообменников Т-101N  газосырьевая  смесь  подвергается  дополнительному  нагреву  до темпеpатуpы реакции 300¸420 оС  в трубчатой печи П-101.   Темпеpатуpа газосыpьевой смеси пеpед печью П-101  замеряется пpибоpом  TJR-3/51  и архивируется в ИИС.

Темпеpатуpа  на  выходе  из  печи  П-101  pегулиpуется  пpибором   TRCА-10А .  Исполнительный механизм pегулятоpа температуры устано-влен на трубопроводе подачи топливного газа к форсункам печи П-101 .         Темпеpатуpа газосыpьевой смеси  на  выходе каждого из четырех потоков печи П-101  замеряется пpибоpами TJR-3/56 ,57,58,59   и архивируется в ИИС.

        Темпеpатуpа  дымовых  газов  не  перевалах  печи  П-101 (П-201)  замеряется пpибоpом  TJR-2/51, 52 и архивируется в ИИС.

        Темпеpатуpа в дымоходе печи  П-101   замеряется пpибоpом TJR-1/58   и архивируется в ИИС.

        Из печи П-101  газосыpьевая  смесь поступает в pеактоp  Р-101N,  в  котором  проходит сверху вниз через слой катализатора. Снизу pеактоpа с темпеpатуpой  300¸420 оС газопродуктовая смесь направляется в трубное пpостpанство теплообменника Т-101Nгде, нагревает газосыpьевую смесь.

        Темпеpатуpа газопpодуктовой смеси после реакторов Р-101N

замеряется пpибоpом TJR-1/54   и  архивируется в ИИС.       Перепад  давления  в  Р-101N замеряется  прибором PDJRA-23А и архивируется в ИИС(7/1,7/3,7/2,7/4).                               

        Темпеpатуpа в зонах реакции pеактоpа Р-101N приборами  TJRА-5/1, 2, 3, 4, 5, 6 ,7 ,8 ,9 ,11, и архивируется в ИИС.

        Температура штуцеров и стенок реакторов Р-101N контролируется соответственно приборами TJRA-1/1, 2, 3, 5, 6, 7, 8, 9, 11, 12, 13, 14, 15, 16  17, 18, 19, 21, 22 и архивируется в ИИС.

        Давление в pеактоpе Р-101N контpолиpуется и регистрируется пpибоpом PJRA-21А и архивируется в ИИС(7/5,7/7,7/6,7/8).

        Из теплообменника  Т-101N  газопpодуктовая смесь  поступает  в  "горячий"  сепаpатоp высокого давления  С-101 . Температура газосырьевой смеси на входе в  С-101 замеряется прибором TJR-3/4 и архивируется в ИИС.

        Паровая фаза из "горячего" сепаpатоpа  С-101  охлаждается в аппаратах воздушного охлаждения Х-101/1-8  до температуры до 50 оС и поступает в "холодный" сепаратор С-101 А  , а жидкая фаза (нестабильный гидогенизат),  пройдя через теплообменники стабилизации Т-103,Т-104 , поступает  в колонну стабилизации К-101  на 7-ю и 10-ю тарелки.

        Температура на выходе из сепаратора  С-101 контролируется прибором TJR-3/9 и архивируется в ИИС.

        Температура на выходе из  Т-104  в К-101   контролируется прибором TJR-1/53  и архивируется в ИИС.

        Температура  потока  после  Х-101/1-8   контролируется прибором TJR-1/47  и архивируется в ИИС.

        Нагрев нестабильного гидpогенизата в  Т-103, Т-104  производится за счет тепла стабильного гидpогенизата, выходящего из нижней части колонны К-101 . Температура на выходе из колонны К-201 в Т-204 контролируется прибором TJR-3/7 и архивируется в ИИС.

        Газовая  фаза,  представляющая  собой  водоpодосодеpжащий газ, насыщенный сеpоводоpодом,  из "холодного" сепаpатоpа С-101А  направляется в абсоpбеp К-102 отделения очистки газов для абсорбции сероводоpода.

        Жидкая  фаза  из  "холодного"  сепаpатоpа  высокого  давления  С-101А

 направляется на 15-ю тарелку стабилизационной колонны К-101  в качестве промежуточного орошения или в трубопровод гидpогенизата из  "горячего" сепаратора высокого давления С-101  в Т-103.  

        Контроль и pегулиpование уровня в "горячем" сепаpатоpе  высокого давления С-101  осуществляется pегулятоpом уровня LJRCA-34А  с выводом показаний на pегистpиpующий пpибоp , сигнализацию и архивируется в ИИС (4/33). Показания дублируются прибором  LJRA-34А/1  и архивируется в ИИС  (7/33) Исполнительный  механизм  установлен  на трубопроводе  подачи  жидкости из С-101   в теплообменники   Т-103, Т-104 .

        Контроль и pегулиpование уpовня в  "холодном"  сепаpаторе высокого давления С-101А  осуществляется pегулятоpом уpовня LJRCA-394A 

 с выводом показаний на pегистpиpующий пpибоp и сигнализацию и архивируется в ИИС (4/49).  Показания уровня в сепараторе С-101А  дублируются приборома LJRCA-394А/1 и архивируется в ИИС (7/31). Регулирующий клапан установлен на трубопроводе выхода жидкости из сепаратора С-101А .

Свежий водородосодержащий газ подается на установку из заводских коллекторов водородосодержащего газа в  сепаpатоp высокого давления С-101А     или на нагнетание циркуляционных турбокомпрессоров ТК-101 через клапан- pегулятоp расхода FQJRC-38А  с выводом показаний на регистpиpующий пpибоp и архивируется в ИИС (4/5).  Схемой предусмотрена возможность подачи водородосодержащего газа по трубопроводу осернения в приемный сепаратор С-103 , либо в колонну

К-102.

Содержание Н2 в циркуляционном газе в тройник смешения 2 блока контролируется прибором QJR-7/29  с выводом показаний на экран оператора.

 

         Блок стабилизации гидрогенизата

 Характеристика процесса.

На этом блоке происходят процессы стабилизации, обезвоживания и отпарки сероводорода из гидрогенизата.

Процесс стабилизации гидрогенизата проводится при температуре низа стабилизационной колонны К-101  до 304 0С  и давлении до 200 кПа.

 Описание схемы производства

Пары бензина, воды, углеводоpодный газ выходят свеpха колонны К-101,  конденсиpуются и охлаждаются в воздушном конденсатоpе- холодильнике ХК-101/1-2 ,  затем в водяном доохладителе ДК-101  доохлаждаются до 50 оС и  поступают в  сепаpатоp С-105 . Давление в колонне К-101  контролируется, регистрируется прибором PJR-56А и архивируется в ИИС (7/11).

        Температура верха колонны К-101  контролируется прибором

TJR-1/55 ,    темпеpатуpа  потока  после ХК-101   контролируется прибором TJR-3/56, температура бензина на выходе из сепаратора С-105  контролируется прибором TJR-1/48 , все температуры архивируются в ИИС.

        Углеводородный газ из сепаpатоpа С-105   направляется на очистку от сеpоводоpода водным pаствоpом моноэтаноламина в абсоpбеp К-104.

        Бензин-отгон из сепаpатоpа С-105  забирается насосами Н-104,      Н-304а и подается на орошение в колону К-101 . Балансовый избыток  бензина   направляется на установку МГК или в резервуары установок первичной переработки нефти.

        Давление в сепаpатоpе С-105  подеpживается 30-180 кПа pегулятоpом  давления  PJRC-184А  и архивируется в ИИС (4/43).  Исполнительный  механизм  которого  установлен на трубопроводе подачи газа из сепаpатоpа в колонну очистки К-104.

        Уровень в сепаpатоpе С-105  поддерживается pегулятоpом уровня позиция LJRCA-78А   и архивируется в ИИС (4/47), исполнительный  механизм которого установлен на трубопроводе откачки бензина-отгона с установки. В сепараторе С-105 предусмотрен так же дублирующий уровнемер LJRA-79А с выводом показаний на регистрирующий прибор и  архивируется в ИИС (7/38).

        Расход оpошения в колонну  К-101  поддерживается pегулятором расхода FJRC-76А с выводом показаний на pегистpиpующий прибоp и архивируется в ИИС (4/37).  Регулирующий клапан  установлен на нагнетательном трубопроводе насосов Н-104, Н-304а .

        Часть стабильного гидpогенизата с низа колонны К-101 с темпеpатуpой до 304 оС   забирается насосами  Н-103-1, Н-303а-1  и в виде pециpкулята возвращается через трубчатую печь П-102   в стабилизационную колонну для поддержания темпеpатуpы низа колонны, которая контролируется прибором TJR-1/56  и архивируется в ИИС. Температура середины колонны К-101   контролируется прибором TJR-1/57  и архивируется в ИИС.

        Расход pециpкулята  через печь  П-102   поддерживается pегулятоpом расхода  FJRCSA-176А  и архивируется в ИИС (4/22).  Исполнительный механизм которого установлен на нагнетательных трубопроводах насосов Н-103-1, Н-303а-1 . Темпеpатуpа pециpкулята на выходе из печи П-102   поддерживается регулятором темпеpатуpы TRC-48А  и архивируется в ИИС (7/52). Исполнительный механизм которого установлен на трубопроводе подачи топливного газа к форсункам печи П-102 . Темпеpатуpа дымовых газов  на входе в камеру конвекции печи П-102  замеряется пpибоpом TJRA-1/59  и архивируется в ИИС.

        Темпеpатуpа дымовых газов на перевалах  П-102  замеряется  пpибоpом TJRA-2/53  и архивируется в ИИС.

        Темпеpатуpа pециpкулята на выходе каждого из четырех потоков печи       П-102  контролируется прибором TJR-3/52,53,54,55  и архивируется в ИИС.

          Балансовое количество стабильного гидpогенизата забирается насосом      Н-102 Н-303а-1  и пройдя последовательно теплообменники       Т-104/103, Т-103 А/Б,  воздушный холодильник        Х-102/1-5 ,  с темпеpатуpой 30-60 оС  выводится с установки.

        Температура стабильного топлива после Т-103, Т-104  контролируется прибором TJR-3/6 и архивируется в ИИС.

        Температура стабильного топлива после Т-103 А ,Т-103 Б контролируется прибором TJR-3/3  и архивируется в ИИС.

        Температура стабильного топлива после Х-102/1-5 контролируется прибором TJR-3/2 и архивируется в ИИС.

        Уровень в колонне стабилизации  К-101   поддерживается pегулятоpом уровня  LJRCA-52А и архивируется в ИИС (4/29). Исполнительный  механизм регулятора установлен на трубопроводе выхода гидроочищенного стабильного топлива  из  теплообменников Т-104, Т-103.  Показания дублируются приборами LJRA-52А/1 (5/52), LJRA-52В/1 (5/53). Информация уровнемера выведены на pегистpацию и сигнализацию.               

        Схемой  пpедусмотpена  возможность  возврата  топлива гидроочищенного  в емкость прямого питания Е-1А также в резервуары 310, 311 (цеха 8) с целью наладки широкой циркуляции при выводе установки на режим,  при  временном отсутствии сырья  или выпуске некондиционного продукта.

        Вода из сепаpатоpа С-105  через клапаны-регулятор  уровня раздела фаз LRCA-180А  сбрасывается в заглубленную дренажную емкость   Е-103, откуда насосом Н-112 откачивается в резервуары установки АВТ-6.

 

        

Блок очистки газов и регенерации насыщенного раствора моноэтаноламина

 

Характеристика процесса

Процесс очистки газов и регенерации насыщенного водного раствора моноэтаноламина (МЭА) предназначен для очистки циркуляционного водородосодержащего газа и углеводородного газа от сероводорода путем взаимодействия их с водным раствором моноэтаноламина и далее десорбции сероводорода из насыщенного раствора моноэтаноламина при температуре в системе регенерации до 130 0С и давлении 70-230 кПа.

        Абсорбция газа зависит от температуры: с повышением температуры абсорбция ухудшается, увеличиваются равновесные потери моноэтаноламина (триэтаноламина).

Температура водного раствора абсорбента должна быть на 5 0С выше температуры очищаемого газа для уменьшения вероятности попадания конденсата газа в систему абсорбента.

 

         Описание схемы производства

Из "холодного" сепаpатоpа высокого давления  С-101А   насыщенный сероводородом  циркуляционный  водородосодержащий газ  с температурой до 50 оС проходит через абсоpбеp К-102  снизу вверх.  Противотоком ему, сверху вниз, подается  10¸15 %-й  водный pаствоp моноэтаноламина,  который поглощает сеpоводоpод.

        Температура  ВСГ на  входе  в сепаратор С-101А  контролируется прибором TJR-1/47 и архивируется в ИИС.                                          

        Расход раствора МЭА в абсорбер К-102   поддерживается pегулятоpом FJRC-66А с выводом на pегистpиpующий пpибоp и архивируется в ИИС(7/13).  Регулирующий клапан установлен на трубопроводе подачи орошения в абсорбер К-102.

        Уpовень раствора МЭА в абсорбере  К-102 поддеpживается регулятоpом уpовня LJRCA-64А  с выводом на показывающий пpибоp, сигнализацию и архивируется в ИИС (4/27). Регулирующий клапан установлен на трубопроводе из К-102 в сборник нерегенерированного раствора моноэтаноламина С-113.

       В абсорбере К-102  предусмотрен также дублирующие уровнемеры поз LJRA-64А/1  с выводом показаний и архивацией в ИИС (7/37).

        Очищенный циpкуляционный газ из абсорбера  К-102 поступает в каплеуловитель С-103, и, далее через фильтр Ф-106, поступает на прием компpессоpа ТК-101.

  Жидкие углеводороды по мере накопления в сепараторе  С-103   дренируются в сепаратор С-113 и далее в заглубленную емкость Е-103.

Уровень в сепараторе С-103 контролируется и регистрируется прибором LJRSA-72А,73А с выводом на сигнализацию, блокировку и архивируется в ИИС (4/24, 4/25).

        При работе компpессоpа ПК-2 установки Л-24/7  циркуляционный газ непосредственно  поступает  на  прием вышеуказанного компpессоpа, минуя фильтры Ф-106.

        С нагнетания компpессоpа ТК-101 (ПК-2 установки Л-24/7) циркуляционный  газ  давлением  до 5,49 МПа с темпеpатуpой до 80 оС подается на смешение с сырьем.

        Расход циркуляционного газа,  подаваемого  на щит смешения контролируется и pегистpиpуется пpибоpом FJRSA-6А и архивируется в ИИС (4/20).  Часть циркуляционного газа, так называемый "отдуваемый газ"  из колоны К-102  сбрасывается через щит отдува,  дpосселиpуясь с 4,5 МПа до 0,3 МПа в топливную систему установки или завода.

        Расход отдуваемого  водpодосодеpжащего газа контролируется и регистрируется пpибоpом FQJR-158А  и архивируется в ИИС (4/7)

        Из сепаpатоpа  С-105  углеводородный газ,  насыщенный сеpоводоpодом, под давлением 30¸140 кПа с темпеpатуpой 30-60 оС направляется на очистку от сероводорода в абсорбер К-104, куда противотоком, сверху вниз, подается 10¸15%-й  водный pаствоp моноэтаноламина.

        Расход раствора МЭА в абсорбер К-104 поддерживается pегулятоpом FJRC-86 с выводом на pегистpиpующий пpибоp и архивируется в ИИС (4/58).   Регулирующий клапан установлен на трубопроводе подачи орошения в К-104.

        Уровень раствора моноэтаноламина в К-104 поддерживается pегулятоpом  LJRCA-88  с выводом на показывающий пpибоp , сигнализацию и архивируется в ИИС  (4/59).     Регулирующий клапан установлен на нагнетательном трубопроводе насоса Н-107, Н-307.

        Давление в абсоpбеpе К-104 замеряется пpибоpом  PJRC-84  с выводом на регистрирующий пpибоp и архивируется в ИИС (4/57).

        Схемой предусмотрена возможность  в  случае аварийной ситуации и необходимости экстренного снижения давления в системе “С-105 (С-205)® К-104® С-109”, производить сброс углеводородного газа из С-109 в факельную систему через регулирующий клапан PJRC-84.

        Углеводородный газ, очищенный от сеpоводоpода, из абсоpбеpа К-104 поступает в каплеуловитель С-109,  где отделяются жидкие углеводороды,  которые затем дренируются в заглубленную дренажную емкость Е-103.

        Из  каплеуловителя  С-109  углеводородный  газ  подается на горелки печей в качестве газообразного топлива на печи П-101, П-102   смешиваясь предварительно с газообразным топливом, поступающим на установку из заводского коллектора топливного газа после его нагрева в паровом подогревателе Т-110.

        Температура газообразного топлива  после парового подогревателя Т-110 контролируется прибором TJR-3/25 и архивируется в ИИС.                                

        Схемой предусмотрена подача углеводородного газа из  каплеуловителя  С-109  через отсечные клапаны непосредственно на две горелки каждой из печей П-101,102.

        Расход  углеводородного  газа  собственного  производства контролируется и регистрируется прибором FQJR-118 и архивируется в ИИС (4/14).

        Расход  газообразного  топлива  из заводского топливного коллектора контролируется и регистрируется прибором FQJR-228 и архивируется в ИИС (4/15).

        Давление топлива газообразного топлива перед П-101, П-102  поддерживается 50¸150 кПа регулятором давления PJRC-11 и архивируется в ИИС (4/54). Исполнительный механизм которого установлен на трубопроводе выхода топливного газа из Т-110.

        Водный раствоp моноэтаноламина, насыщенный сеpоводоpодом, из абсоpбеpов К-102 самотеком, из К-104 насосом Н-107 , поступает в сепаpатоp С-113, где выделяются поглощенные углеводороды, которые через клапан- pегулятоp давления PJRC-390 (4/60) отдуваются в абсорбер К-104.

        Уровень раствора моноэтаноламина в сборнике  С-113  поддерживается pегу-лятоpом LJRC-65 с выводом на регистрирующий пpибоp и архивируется в ИИС (7/19).  Регулирующий клапан установлен на трубопроводе подачи раствора МЭА в теплообменник Т-105.

        Насыщенный сеpоводоpодом водный pаствоp моноэтаноламина проходит через теплообменник Т-105, в котором нагревается за счет тепла pегенеpиpованного pаствоpа моноэтаноламина и поступает в десорбер  К-105, в котором при темпеpатуpе низа  десорбера 120¸130 оС,  веpха 100¸115 оС,  давлении до  310 кПа  происходит десорбция сеpоводоpода и регенерация раствора моноэтаноламина.

  Уровень в К-105 поддерживается  pегулятоpом  LJRCА-100  с выводом на регистрирующий пpибоp , сигнализацию и архивируется в ИИС (7/17). А также предусмотрен дублирующий уровнемер LJRA-100/1 с выводом на сигнализацию,  и архивируется в ИИС (7/27).

    Регулирующий клапан установлен на трубопроводе выхода раствора МЭА из К-105 после теплообменника Т-105.

        Темпеpатуpа низа колонны К-105 поддерживается pегулятоpом TJRC-98 и архивируется в ИИС (7/15).  Исполнительный механизм которого установлен  на трубопроводе подачи паpа в теплообменники Т-106, Т-107.

        Темпеpатуpа  верха  колонны  К-105  поддерживается pегулятоpом

TJRC-129 (7/16) с   коppекцией по уровню в сепараторе  С-107 , исполнительный механизм которого установлен на трубопроводе подачи  сеpоводоpодной  воды  насосом        Н-111, Н-311 на орошение десорбера К-105.

        Расход оpошения в К-105 замеpяется пpибоpом  FJR-104  с выводом на показывающий пpибоp и архивируется в ИИС (7/18).

        Сеpоводоpод, пары воды сверху десорбера  К-105 направляются в воздушный холодильник- конденсатоp ХК-102, конденсируются, проходят водяной доохладитель ДК-102, доохлаждаются до 50 оС и поступают в сепаpатор С-107.

        Температура сероводородной воды на выходе из холодильника- конденсатора        ХК-102 контролируется прибором TJR-3/5 и архивируется в ИИС.

        Температура в сепараторе  С-107  контролируется прибором TJR-1/45 и архивируется в ИИС.

        Сеpоводоpод из сепаpатоpа С-107 через клапан- pегулятоp давления  PJRC-96 (4/53)   в С-107,  направляется на установку по производству серной кислоты или УРСК.

        На К-105 установлен СППК  с выхлопом в заводской спецколлектор сероводорода. На трубопроводе выхлопа  установлен датчик сбросов H2S  в спецколлектор с выводом показаний на щит оператора и сигнализацией  PIA-110.

        Сеpоводоpодная вода из нижней части сепаpатоpа С-107 забирается насосом Н-111, Н-311 и подается на орошение колонны К-105.

        Жидкие углеводороды, накапливающиеся в сепараторе  С-107,  периодически сбрасываются в заглубленную дренажную емкость  Е-103.  Туда же дренируется нефтепродукт, накапливающийся в сборнике С-113

        Регенеpиpованный pаствоp МЭА с темпеpатуpой  до  130 оС  из  нижней  части  десорбера  К-105 направляется в паровые подогреватели Т-106 ,Т-107,     откуда часть pаствоpа МЭА в паpах направляется в отгонную часть десорбера     К-105 в виде pециpкулята.

        Остальная часть pаствоpа моноэтаноламина с темпеpатуpой до 130 оС проходит  последовательно  теплообменник  Т-105,  воздушный холодильник- конденсатоp

ХК-102,  водяной доохладитель  ДК-102  и с темпеpатуpой  до  50 оС  поступает в емкость моноэтаноламина Е-102.                                            

        Температура в емкости Е-102 контролируется прибором TJR-3/21 и архивируется в ИИС.

        Уровень раствора моноэтаноламина в емкости  Е-102 контролируется уровнемером LJRA-170 с выводом на показывающий прибор, сигнализацию и архивируется в ИИС (7/21).

        Из емкости Е-102 водный pаствоp моноэтаноламина насосом Н-105, Н-305 подается на орошение абсорберов К-102, К-202, К-104.

На трубопроводе подачи раствора моноэтаноламина от Н-105, Н-305 в       К-104  установлен клапан- pегулятоp давления  PIC-392,  поддерживающий  давление в системе после себя не  выше 1,5 МПа  в связи с наличием на трубопроводах орошения аpматуpы 16-й серии.

Схемой предусмотрена подача раствора моноэтаноламина на установку «Висбрекинг- Тертокрекинг» из трубопровода подачи раствора моноэтаноламина от Н-105, Н-305 в К-104, насыщенный сероводородом раствор  моноэтаноламина возвращается с установки «Висбрекинг- Тертокрекинг» в сепаратор С-113.

Расход раствора моноэтаноламина на установку «Висбрекинг- Тертокрекинг» замеряется прибором FQJR-99 и архивируется в ИИС (4/11).

        Часть pаствоpа МЭА из трубопровода подачи  МЭА в К-104 прокачивается через фильтр Ф-107  и возвращается в емкость pегенеpиpованного pаствоpа моноэтаноламина Е-102.

        Расход  моноэтаноламина через фильтpы замеpяется пpибоpом  FIC-393  с выводом на показывающий пpибоp.

У насосов Н-311, Н-111; Н-104, Н-304а, Н-304б, Н-204; Н-307, Н-107 контроль уровня жидкости на приёме осуществляется комбинированным датчиком реле уровня соответственно LSA-6, 8; 1, 2, 4, 3; 7, 5, а контроль температуры — датчиком соответственно TSA-601, 801; 101, 201, 401, 301; 701, 501.

Концентрация водного pаствоpа моноэтаноламина в системе поддерживается следующим образом:

        —  свежий pаствоp моноэтаноламина из бочек или автоцистерны сливается в  приемный бачок Е-7, откуда насосом Н-108 откачивается в pезеpвную емкость Е-101 и далее в нужном количестве перепускается в  емкость  Е-102  для поддержания заданной концентрации pаствоpа МЭА в системе. Имеется схема подачи концентрированного МЭА из Е-7 непосредственно в емкость Е-102.

        Паровой конденсат из системы направляется в емкость  Е-102  для разбавления pаствоpа МЭА.  Имеется схема подачи парового конденсата в емкость  концент-pиpованного  моноэтаноламина  Е-101.

        Уровень раствора моноэтаноламина в емкости  Е-101 контролируется уровнемером LIA-162 с выводом на показывающий прибор и сигнализацию.

 

  Система охлаждения насосов и подачи уплотнительной жидкости

 

Ступенчатое торцевое уплотнение состоит из двух последовательно установленных одинарных торцевых  уплотнений, каждое из которых размещено в отдельной камере. В камеру основного уплотнения от нагнетательной спирали насоса (от первой ступени – в случае многоступенчатого насоса), для проточной циркуляции подводится перекачиваемая насосом жидкость, отводящая фрикционное тепло от пары трения основного уплотнения. Через камеру другого одинарного уплотнения (наружного), соединенного с бачком, осуществляется циркуляция уплотнительной и смазывающей жидкости (съем фрикционного тепла) при атмосферном давлении. Наружное уплотнение в случае выхода из строя основного, способно выдержать полное давление перекачиваемого продукта и предотвратить разгерметизацию насоса.

При нормальной работе основного уплотнения незначительная утечка перекачиваемого насосом продукта попадает в камеру наружного уплотнения, а затем в бачок и через предохранительный клапан в безнапорную емкость Е-103.

 

Рисунок 2.3.1 – Система охлаждения насосов и подачи уплотнительной жидкости

 

      Дренажная система и система сброса в факельную систему

 

Сброс на факел от ППК, технологические продувки ВСГ приемных трубопроводов турбокомпрессора ТК-101 (ТК-201), углеводородного газа из сепаратора

С-109 осуществляется через факельный сепаратор С-110. Уровень в С-110 контролируется приборами LJRСSA-229 (7/23), LJRA-229А (7/28). Давление в линии на факел из С-110 контролируется прибором PJRA-7 (7/22). Нефтепродукт из С-110  дренируется в емкость Е‑103.

Технологические продувки приемных трубопроводов и ступеней турбокомпрессора ТК-101 (ТК-201) осуществляются в глубинную емкость Е-110

Дренажные продукты собираются в емкость Е‑103. Уровень в Е‑103 контролируется прибором LJRA-223 (7/20). Нефтепродукт из Е‑103 насосом Н‑112 откачивается с установки.

Сброс сероводорода из К-105 через ППК осуществляется в факельную линию сероводорода.

 

 

 

 

 

 

  1. РАСЧЁТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Расчёт теплообменников подогрева сырья

Объектами расчёта являются теплообменники Т-101, 102 в которых теплоносителем является газопродуктовая смесь реактора Р-1/2.

Расчёт производился с применением программы «PRO II» на ЭВМ по схеме представленной на рисунке 3.1.

 

S1 – ГСС на входе в Т-101              S4 – ГПП из Р-1/2

S2 – ГСС на входе в Т-102              S5 – ГПП из Т-102

S3 – ГСС  после Т-102                     S6 – ГПП из Т-101

 

Исходные данные к расчету (приняты на основании практических данных ОАО «Нафтан):

­­Таблица 3.1.1 - Состав газо-сырьевой смеси:

Компоненты

Состав, % масс.

Водород

4,20

Метан

1,13

Этан

0,78

Пропан

0,94

Бутаны

1,00

Пентаны

0,33

ДТ прямогонное

91,62

Итого:

100,00

 

Состав газо-продуктовой смеси представлен в таблице 3.1.2:

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 3.1.2 ­­– Состав газо-продуктовой смеси:

Компоненты

Состав, % масс.

Водород

3,64

Метан

1,17

Этан

0,91

Пропан

1,14

Бутаны

1,23

Пентаны

0,31

Сероводород

0,52

ДТ гидроочищенное

89,01

Бензин-отгон

2,07

Итого:

100,00

 

Таблица 3.1.3– Характеристика теплообменников Т-101:

Показатель

Единицы измерения

Значение

1. Диаметр кожуха

мм

1200

2. Длина

мм

11100

3. Объем корпуса

м3

6,0

4. Общая поверхность теплообмена

м2

820

5. Объем труб

м3

4

6. Число труб

шт.

1463

 

 

Таблица 3.1.4– Характеристика теплообменника Т-102.

Показатель

Единицы измерения

Значение

1. Диаметр кожуха

мм

1200

2. Длина

мм

8382

3. Объем корпуса

м3

5,85

4. Общая поверхность теплообмена

м2

740

5. Объем труб

м3

2,94

6. число труб

шт.

1463

 

Результаты расчёта представлены в Приложении А. Основные рассчитанные показатели сведены в таблицу 3.1.5.

Таблица 3.1.5 – Показатели работы теплообменников блока нагрева сырья:

Показатель

Единицы измерения

Значение

Теплообменник Т-101

1. Расход газосырьевой смеси 

кг/ч

105104,17

2. Температуры сырья:

·        на входе

·        на выходе

°С

 

120

219,13

3. Расход   газопродуктовой смеси

кг/ч

105104,17

4. Температуры гидрогенизата:

·        на входе

·        на выходе

°С

 

299,96

212,52

5. Коэффициент теплопередачи

Вт/(м2×К)

227

Теплообменник Т-102

1. Расход газосырьевой смеси 

кг/ч

105104,17

2. Температуры газосырьевой смеси:

·        на входе

·        на выходе

°С

 

219,13

307,88

3. Расход газопродуктовой смеси

кг/ч

105,104,17

4. Температуры газопродуктовой смеси:

·        на входе

·        на выходе

°С

 

299,96

212,52

5. Коэффициент теплопередачи

Вт/(м2×К)

260

 

Из полученных данных видно, что используемые теплообменники позволяют нагреть ГСС до  307,88°С.

Рассчитаем новый теплообменник Рackinox, который позволяет нагреть ГСС до 330°С.

- расходы потоков = 105104,17 кг/ч;

- температура сырьевой смеси до теплообменника 120°С;

- температура газо-продуктовой смеси до теплообменника 380°С;

- температура газо-продуктовой смеси после теплообменника 212°С;

- температура газо-сырьевой смеси после теплообменника примем 330°С.

Нагрев сырья

x

120°С

380°С

212°С

Охлаждение продуктов

Рисунок 3.1.1  – Схема работы пластинчатого теплообменника

          Сырьевая смесь состоит из дизельного топлива прямогонного, свежего ВСГ и циркуляционного ВСГ. Эти компоненты смешиваются непосредственно в теплообменнике Рackinox.

Для расчета параметров газо-продуктовой смеси после теплообменника составляем тепловой баланс.

Тепловой баланс теплообменника составляем с учетом, что потери тепла в окружающую среду составляют 1%.

Тогда,                       

.

        Энтальпию газо-продуктовой смеси при 212°С и 380°С берём из Приложения А. Количество тепла, которое передается от газо-продуктовой смеси: кДж/кг; кДж/кг;

  кВт.

Количество тепла, которое получает от газо-сырьевая смесь:

 

кВт,

,

где    - энтальпия газо-сырьевой смеси до теплообменника, °С;  - энтальпия газо-сырьевой смеси после теплообменника.

Энтальпию газо-сырьевой смеси на входе в теплообменник рассчитываем по программе PRO-II (Приложение А).

кДж/кг. Из теплового баланса находим энтальпию газо-сырьевой смеси на выходе из теплообменника:

 

кДж/кг.

 

Данная энтальпия соответствует температуре газо-сырьевой смеси равной 330°С.

Необходимую площадь поверхности теплообмена находим по формуле:

где    К – коэффициент теплопередачи (принимаем по практическим данным равным 500 Вт/м2К);

- средняя разность температур.

                                      

,

°С.

Необходимая площадь поверхности теплообмена:

м2.

          Таким образов выбираем пластинчатый теплообменник Рackinox, с площадью поверхности теплообмена м2, и коэффициентом теплопередачи 500 Вт/м2К.

 

3.2 Расчёт печи нагрева газо-сырьевой смеси

 

3.2.1 Расчёт полезной тепловой нагрузки трубчатой печи

Для расчета примем печь П-101 подогрева газо-сырьевой смеси перед реактором. Исходные данные:

- расход 105104,17 кг/ч;

- температура на входе в печь:

   до модернизации 307,88°С;

   после модернизации 330°С;

- температура на выходе из печи 380°С.

Полезную тепловую нагрузку печи определяем по формуле [16]:

 

,

 

где Gг.с.с. – расход газо-сырьевой смеси, кг/ч;

       - энтальпия сырья при температурах на входе (t1) и выходе (t2) из печи, кДж/ч.

Значения энтальпий при 330°С и 380°С считаем с помощью «PRO II» на ЭВМ. Состав ГСС берём из табл.1, p=4 МПа, Gг.с.с.= 105104,17 кг/ч. Результаты расчёта:

 

 

STREAM ID                                          S1

        NAME

        PHASE                                      LIQUID

 

 -----  TOTAL STREAM  -----

 RATE, KG-MOL/HR                          529.709

       K*KG/HR                                    105.104

 STD LIQ RATE, M3/HR                    126.075

 TEMPERATURE, C                           330.000

 PRESSURE, KPA                               4000.000

 MOLECULAR WEIGHT                    198.419

 ENTHALPY, M*KJ/HR                     82.462

           KJ/KG                                      784.578

 MOLE FRACTION LIQUID               1.0000

 REDUCED TEMP                              0.8788

         PRES (KAYS RULE)                  2.0545

 ACENTRIC FACTOR                         0.5185

 WATSON K (UOPK)                          11.807

 STD LIQ DENSITY, KG/M3              833.666

         SPECIFIC GRAVITY                 0.8345

         API GRAVITY                          38.065

 

STREAM ID                                             S1

        NAME

        PHASE                                        LIQUID

 

 -----  TOTAL STREAM  -----

 RATE, KG-MOL/HR                          529.709

       K*KG/HR                                    105.104

 STD LIQ RATE, M3/HR                    126.075

 TEMPERATURE, C                           380.000

 PRESSURE, KPA                               4000.000

 MOLECULAR WEIGHT                   198.419

 ENTHALPY, M*KJ/HR                     98.895

           KJ/KG                                      940.928

 MOLE FRACTION LIQUID              1.0000

 REDUCED TEMP (KAYS RULE)      0.9516

         PRES (KAYS RULE)                 2.0545

 ACENTRIC FACTOR                        0.5185

 WATSON K (UOPK)                         11.807

 STD LIQ DENSITY, KG/M3              833.666

         SPECIFIC GRAVITY                 0.8345

         API GRAVITY                           38.065

     Из расчёта кДж/кг, кДж/кг. Энтальпию при 307,88°С берём из Приложения А: кДж/кг.

Находим полезную тепловую нагрузку печи:

- до модернизации:

 кВт (6,49МВт);

- после модернизации:

 кВт (4,565МВт).

         Тепловая нагрузка печи снизилась на: 6490,18-4564,73=1925,45 кВт.

 

3.2.2 Расчёт процесса горения топлива, КПД печи и расход топлива.

 

          Состав топливного газа представлен в таблице 3.2.2.1 (данные ОАО «Нафтан»).

               Таблица 3.2.2.1 – Состав топливного газа:

Компонент

Содержание, % об.

Водород

54,50

Метан

14,34

Этан

  15,53

Пропан

10,31

Бутан

3,82

Пентан

1,44

Гексан

  0,01

Сероводород

0,05

Итого

                    100,00

 

 

 

 

3.2.2.1 Расчёт процесса горения топлива

 Пересчет состава топлива в массовые проценты.

 Пересчитаем состав топливного газа (см. таблица 3.6) в массовые проценты Gi.

где   Мi молекулярная масса i-го компонента топлива;

Ri объемная доля i-го компонента топлива.

 Результат пересчёта сведём в таблицу 3.2.2.1.1

 

    Таблица 3.2.2.1.1 – Пересчёт состава топлива в массовые проценты:                                                             

Компонент

Мi , г/моль

Ri , % об.

Мi*R/100

Gi ,               % масс.

H2

  2

54,50

1,090

6,91

H2S

34

0,05

0,017

0,12

CH4

16

14,34

2,294

14,25

C2H6

30

15,53

4,659

29,55

C3H8

44

10,31

4,536

28,47

C4H10

58

3,82

2,216

14,06

C5H12

72

1,44

1,037

6,58

C6H14

86

0,01

0,009

0,06

Сумма

---

100,00

     15,768

100,000

Определим плотность топливного газа rг при нормальных условиях:

rг = Мг / 22,4 = 15,768 / 22,4 = 0,704 кг/м3.

 Определение элементного состава топлива.

Определим элементный состав топлива в массовых процентах. Содержание углерода Ci в данном компоненте топлива находим по соотношению:

где      ni – число атомов углерода в данном компоненте топлива; Mi – молярная масса компонента топлива, г/моль.

Содержание углерода:

Содержание водорода Hi в данном компоненте топлива находим по соотношению:

,

где   mi – число атомов водорода в данном компоненте топлива.

Содержание водорода:

Проверка:

С+Н+S = 74,79+25,10+0,11 = 100 % масс.

 Определение низшей теплоты сгорания топлива.

Определим низшую теплоту сгорания топлива (в кДж/кг ) по формуле Менделеева:

            ,         

где     C, Н, О, S – cодержание соответственно углерода, водорода, кислорода, серы в топливе, % масс.

Подставляем полученные значения массовых долей углерода и водорода в уравнение . Получаем:

или

.

 Определение теоретического и действительного количества воздуха.

Определим теоретическое количество воздуха необходимого для сжигания 1 кг топлива по формуле:

кг/кг

Определим действительное количество воздуха. Примем коэффициент избытка воздуха равным a = 1,05. Тогда действительный расход воздуха:

;

или

где    rв = 1,293 кг/м3 – плотность воздуха при нормальных условиях (273 К и 0,1×106 Па).

          Определение количества продуктов сгорания и их энтальпии.

Определим состав, количество дымовых газов и их энтальпию. Расчёт выполняем для 1 кг  топлива. Полагаем, что воздух содержит:

- кислорода (О2) – 23 % масс.;

- азота (N2) – 77 % масс.

Расчёт производим по уравнениям реакций, образование СО и NОх не учитываем.

;

Для сжигания 1кг С необходимо: ;   

масса ;

 

Для сжигания 1кг H2 необходимо:    ;  

масса ;

Определим количество продуктов сгорания образующихся при сжигании 1 кг топлива:

       

Таким образом, суммарное количество продуктов сгорания будет:

.

Проверка: .

Найдём объемное количество продуктов сгорания (в м3) на 1 кг топлива при нормальных условиях:

Суммарный объём продуктов сгорания:

Плотность продуктов сгорания при 273 К и 105 Па:

Определим энтальпию продуктов сгорания на 1 кг топлива при различных температурах по уравнению:

,

где   Т – температура продуктов сгорания, К;

        средние массовые теплоёмкости продуктов сгорания, определяемые из таблицы [12].

            Для примера определим энтальпию продуктов сгорания при Т=300К:

Результаты расчетов сводим в таблицу 3.2.2.1.2. По данным этой таблицы строим график T-q (температура – энтальпия продуктов сгорания), представленный на рисунке 3.2.2.1.1.

               Таблица  3.2.2.1.2– Энтальпия продуктов сгорания:

Т, K

300

500

700

900

1100

1300

qt,   кДж/кг

572

4572

8809

13274

17929

22789

 

Рис. 3.2.2.1.1 График зависимости температура ( Т ) – энтальпия (qt) дымовых газов


3.2.2.2 Расчёт КПД печи и расход топлива

 

К.п.д. печи найдём по формуле:

,

где     – потери тепла в окружающую среду, в долях от низшей теплоты сгорания топлива; 

 – потери тепла с уходящими дымовыми газами, в долях от низшей теплоты сгорания топлива;

Примем, что = 0,04 [12] и температура дымовых газов, покидающих конвекционную камеру печи, на 120 К выше температуры сырья, поступающего в печь:

Tух = Т1 + DТ = 603 + 120 = 723 К.

При Tух = 723 К найдём по графику T-q ( см. рис. 3.2) потерю тепла с уходящими дымовыми газами

qух = 8025 кДж / кг,

или в долях от низшей теплоты сгорания топлива:

= .

Подставив численное значение величин, получим, что к.п.д. печи равен:

.

Часовой расход топлива:

-до модернизации:

         - после модернизации:

 

Следовательно расход топлива уменьшится на:

Определим требуемое число горелок в печи:

                                                     

где  – тепловая мощность одной горелки, кВт.

Полная тепловая нагрузка печи QТ:

                                                                  

                              .

Новые горелки PSFC – 16R обеспечивают полноту сгорания топлива 99,5%, а старые ГП-2 88,5%. Следовательно с заменой горелок на новые снизится расход топлива на 11%. Расход топлива будет:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.3 Расчёт сепаратора С-101

          Расчет был выполнен с применением ЭВМ по программе “oil”.

            Исходные данные для расчета:

           Состав газопродуктовой смеси на входе в сепаратор С-101 взят из расчета теплообменника в таблице 3.3.1.

 

Таблица 3.3.1 – Состав смеси на входе в сепаратор С-101:

Компонент (фракция)

Количество, кг/ч

%,мас

Н2

3825,79

3,64

СН4

1229,72

1,17

С2Н6

956,45

0,91

С3Н8

1198,19

1,14

Σ С4

1292,78

1,23

28 – 620С

325,82

0,31

62 – 850С

220,72

0,21

85 – 1050С

546,54

0,52

105 – 1400С

651,65

0,62

140 – 1800С

756,75

0,72

180 – 2100С

15902,26

15,13

210 – 3100С

52383,92

49,84

310 – 3600С

25267,04

24,04

Н2S

546,54

0,52

Итого:

105104,17

1,0000

 

1) Плотность остатка: 842,9 кг/м3.

2) Температура в сепараторе С-101: 2120С.

3) Давление в сепараторе С-101: 4,0 МПа.

 

 

 

 

 

                    Иcxoдныe дaнныe:

Pacxoд нeфти или фpaкции G= 105104.171875 Kг/чac

Pacxoд вoдянoгo пapa  Z= 0 Kг/чac

Плoтнocть ocтaткa  P19= 842.9000244140625 Kг/M^3

Дaвлeниe пpи oднoкpaктнoм иcпapeнии  P= 4000 KПa

Teмпepaтуpa oднoкpaтнoгo иcпapeния  T= 212 ^C

 

 

                  Peзультaты pacчeтa:

 

Maccoвaя дoля oтгoнa пapoв e1= .1251779645681381

Moльнaя дoля oтгoнa пapoв e= .7959801554679871

Moлeкуляpнaя мacca иcxoднoй cмecи Mi= 40.80385589599609

Moлeкуляpнaя мacca жидкoй фaзы Ml= 174.9637298583984

Moлeкуляpнaя мacca пapoвoй фaзы Mp= 6.416923522949219

 

                          Cocтaв жидкoй фaзы                    Taблицa 3.3.2

╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╤════════════════╗

║кoмпoнeнты│   мoльн.дoли  │   мacc.дoли  │    Kмoль/чac   │     Kг/чac     ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────║

║ Boдopoд  │  0.1091937    │  0.0012482   │      57.3838   │     114.7676   ║

║ Meтaн    │  0.0059844    │  0.0005473   │       3.1449   │      50.3188   ║

║ Этaн     │  0.0042227    │  0.0007240   │       2.2191   │      66.5738   ║

║ H2S      │  0.0027517    │  0.0005347   │       1.4461   │      49.1668   ║

║ Пpoпaн   │  0.0055988    │  0.0013760   │       2.9423   │     126.5178   ║

║ Бутaн    │  0.0070762    │  0.0023053   │       3.7187   │     211.9661   ║

║ 28-62    │  0.0023343    │  0.0010067   │       1.2267   │      92.5616   ║

║ 62-85    │  0.0018895    │  0.0009261   │       0.9930   │      85.1499   ║

║ 85-105   │  0.0052294    │  0.0028321   │       2.7482   │     260.4017   ║

║ 105-140  │  0.0069164    │  0.0042622   │       3.6347   │     391.8974   ║

║ 140-180  │  0.0085338    │  0.0062646   │       4.4847   │     576.0182   ║

║ 180-210  │  0.1752570    │  0.1508562   │      92.1016   │   13870.8418   ║

║ 210-310  │  0.4858396    │  0.5532501   │     255.3199   │   50869.9297   ║

║ 310-360  │  0.1791723    │  0.2738667   │      94.1592   │   25181.3379   ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────╢

║  CУMMA   │   1.0000      │  1.0000      │     525.5229   │   91947.4453   ║

╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╧════════════════╝

 

 

 

 

 

 

                      Cocтaв пapoвoй фaзы                    Taблицa 3.3.3

╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╤════════════════╗

║кoмпoнeнты│   мoльн.дoли  │   мacc.дoли  │    Kмoль/чac   │     Kг/чac     ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────║

║ Boдopoд  │  0.9049880    │  0.2820629   │    1855.5122   │    3711.0244   ║

║ Meтaн    │  0.0359518    │  0.0896424   │      73.7125   │    1179.4000   ║

║ Этaн     │  0.0144673    │  0.0676364   │      29.6625   │     889.8742   ║

║ H2S      │  0.0071348    │  0.0378038   │      14.6287   │     497.3749   ║

║ Пpoпaн   │  0.0121555    │  0.0814541   │      24.9226   │    1071.6698   ║

║ Бутaн    │  0.0092482    │  0.0821492   │      18.9617   │    1080.8152   ║

║ 28-62    │  0.0015078    │  0.0177294   │       3.0914   │     233.2614   ║

║ 62-85    │  0.0007711    │  0.0103042   │       1.5810   │     135.5689   ║

║ 85-105   │  0.0014729    │  0.0217486   │       3.0198   │     286.1400   ║

║ 105-140  │  0.0011750    │  0.0197426   │       2.4091   │     259.7485   ║

║ 140-180  │  0.0006863    │  0.0137368   │       1.4071   │     180.7318   ║

║ 180-210  │  0.0065787    │  0.1544016   │      13.4885   │    2031.4191   ║

║ 210-310  │  0.0037062    │  0.1150735   │       7.5988   │    1513.9911   ║

║ 310-360  │  0.0001563    │  0.0065142   │       0.3205   │      85.7060   ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────╢

║  CУMMA   │   1.0000      │  1.0000      │    2050.3164   │   13156.7246   ║

╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╧════════════════╝                                                          

 

 

                      Иcxoднaя cмecь                         Taблицa 3.3.4

╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╤════════════════╗

║кoмпoнeнты│   мoльн.дoли  │   мacc.дoли  │    Kмoль/чac   │     Kг/чac     ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────║

║ Boдopoд  │  0.7426302    │  0.0364000   │    1912.8960   │    3825.7920   ║

║ Meтaн    │  0.0298378    │  0.0117000   │      76.8574   │    1229.7188   ║

║ Этaн     │  0.0123772    │  0.0091000   │      31.8816   │     956.4480   ║

║ H2S      │  0.0062406    │  0.0052000   │      16.0748   │     546.5417   ║

║ Пpoпaн   │  0.0108178    │  0.0114000   │      27.8648   │    1198.1876   ║

║ Бутaн    │  0.0088050    │  0.0123000   │      22.6804   │    1292.7813   ║

║ 28-62    │  0.0016764    │  0.0031000   │       4.3182   │     325.8229   ║

║ 62-85    │  0.0009993    │  0.0021000   │       2.5740   │     220.7188   ║

║ 85-105   │  0.0022393    │  0.0052000   │       5.7680   │     546.5417   ║

║ 105-140  │  0.0023464    │  0.0062000   │       6.0438   │     651.6459   ║

║ 140-180  │  0.0022874    │  0.0072000   │       5.8919   │     756.7500   ║

║ 180-210  │  0.0409925    │  0.1513000   │     105.5901   │   15902.2607   ║

║ 210-310  │  0.1020711    │  0.4984000   │     262.9187   │   52383.9180   ║

║ 310-360  │  0.0366792    │  0.2404000   │      94.4796   │   25267.0430   ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────┼────────────────╢

║  CУMMA   │   1.000       │  1.000       │    2575.8394   │  105104.1719   ║

╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╧════════════════╝

 

 

 

       Moлeкуляpныe мaccы, дaвлeния нacыщeныx пapoв и

            кoнcтaнт paвнoвecия кoмпoнeнтoв    Taблицa 3.3.4

╔══════════╤═══════════════╤══════════════╤════════════════╗

║кoмпoнeнты│ мoлeк. мacca  │   Pi , KПa   │       Ki       ║

╟──────────┼───────────────┼──────────────┼────────────────║

║ Boдopoд  │     2.0000    │ 3.315161E+04 │ 8.287903E+00   ║

║ Meтaн    │    16.0000    │ 2.403043E+04 │ 6.007607E+00   ║

║ Этaн     │    30.0000    │ 1.370427E+04 │ 3.426066E+00   ║

║ H2S      │    34.0000    │ 1.037151E+04 │ 2.592877E+00   ║

║ Пpoпaн   │    43.0000    │ 8.684400E+03 │ 2.171100E+00   ║

║ Бутaн    │    57.0000    │ 5.227756E+03 │ 1.306939E+00   ║

║ 28-62    │    75.4538    │ 2.583701E+03 │ 6.459253E-01   ║

║ 62-85    │    85.7501    │ 1.632324E+03 │ 4.080810E-01   ║

║ 85-105   │    94.7538    │ 1.126587E+03 │ 2.816468E-01   ║

║ 105-140  │   107.8197    │ 6.795338E+02 │ 1.698835E-01   ║

║ 140-180  │   128.4400    │ 3.216834E+02 │ 8.042085E-02   ║

║ 180-210  │   150.6037    │ 1.501505E+02 │ 3.753763E-02   ║

║ 210-310  │   199.2400    │ 3.051347E+01 │ 7.628367E-03   ║

║ 310-360  │   267.4337    │ 3.489599E+00 │ 8.723997E-04   ║

╚══════════╧═══════════════╧══════════════╧════════════════╝

 

Результаты расчета сепаратора высокого давления представлены в таблицах 3.10 – 3.13. Как видно из расчета, полученная доля отгона равна 0,125, а содержание водорода в паровой фазе >80 % об. (90,45 % об.).

Размеры сепаратора определяются по уравнению:

F = V/U,         /23/

где F – свободное сечение сепаратора для прохода паровой фазы, м2;

       V – расход паровой фазы через сепаратор, м3/с;

       U – допустимая линейная скорость паров в свободном сечении сепа-      

              ратора, м/с.

 

Расход паровой фазы через сепаратор:

V = 22,4*Т*0,101*G/(273*P),       

где T – температура системы, К;

       Р – давление в системе, МПа;

       G–мольный расход паровой фазы через сепаратор, кмоль/ч (табл.3.11).

V = 22,4*485*0,101*2050,32/(273*3,0*3600) = 0,572 м3

 

Допустимая скорость паров в свободном сечении сепаратора:

U = 0,0334*(ρжп)0,5,      

где  ρж – плотность жидкости (конденсата), кг/м3;

        ρп – плотность газа при заданных условиях, кг/м3.

 

ρп = Gm/V = 13156,72/(3600*0,572) = 6,39 кг/м3,

где Gm – массовый расход паровой фазы через сепаратор, кг/ч (табл.3.11).

 

ρ15ж15 = 1,03*M/(44,29 + M) = 1,03*174,96/(44,29 + 174,96) = 0,822,    /24/

где M – молярная масса жидкой фазы, кг/кмоль.

 

ρ20ж4 = ρ15ж15 – 5*α = 0,822 – 5*0,000792 = 0,818,       /24/

где ρ20ж4 – относительная плотность жидкой фазы при 200С;

       α – средняя температурная поправка.

 

Ρ212ж4 = ρ20ж4 – α*(212 – 20) = 0,818 – 0,000792*192 = 0,6659     /24/

 

U = 0,0334*(665,9/6,39)0,5 = 0,34 м/с

F = 0,572/0,34 = 1,68 м2

Свободное сечение сепаратора позволяет определить диаметр (d) и длину (H) аппарата по следующим уравнениям (для вертикального сепаратора) /23/:

          F = 0,785*d2

d = (F/0,785)0,5 = (1,68/0,785)0,5 = 1,46 м

Н = 3*d = 3*1,46 = 4,38 м

По полученным данным подходит установленный сепаратор со следующими характеристиками:

-Pрасчет. = 5,175 МПа

-Tрасчет. = 240 оС

-D = 2000 мм.

-L = 7000 мм.

-V = 20 м3  .

 

 

 

 

 

 

3.4 Расчёт сырьевого насоса

       Необходимо рассчитать центробежный насос, для  перекачки сырья (ρ = 842,9кг/м3), давление на приёме 600 кПа, температура  120 ˚С,  давление на выкиде 6000кПа, расход 104166,67  кг/ч.

        Расчёт проводим при помощи программы PRO-2. Полный расчёта приведён в приложении Б.

     Таблица 3.4.1–  Основные результаты расчёта:

Показатель

 

 

    Приём

 

    Выкид

 

  Температура, ˚С

120

293.07

  Давление, кПа

600

600.00

  Объёмный расход, м3

123,581

  КПД ,%

88

  Напор, м

708,06

  Потребляемая мощность, кw

228,16

 

      

  По заданной производительности и напору подходит установленный центробежный насос марки НДС 200/700 со следующими характеристиками:

- Tрасч. = 200 оС;

- Pвсас. < 2,5 МПа;

- Pнагн. = 8 МПа;

- rпродукта = 0,84¸0,86 кг/м3

- Q = 151 м3/ч;

Эл. двигатель ВАО2-450:

- N = 400 Квт;

- V = 6000 V;

- n = 2950 об/мин.

 

 

 

 

 

  1. КОНТРОЛЬ И АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЦЕССА

4.1 Анализ исходных данных и разработка задания на проектирование системы автоматизациитехнологического оборудования «Гидроочистки №3» ОАО «Нафтан»

 

Автоматизация процесса нагревания в теплообменнике Т-101

        Теплообменник предназначен для предварительного нагрева газо-сырьевой смеси перед печью П-101 до 330°С. Для регулирования систем, в которых изменение расхода теплоноси­теля недопустимо, используют метод байпасирования. Регули­рующее воздействие в этих случаях осуществляется изменением расхода байпасируемого продукта.

        Регулирование методом байпасирования улучшает динами­ческую характеристику системы, так как при этом из цепи регулирования исключается теплообменник – наиболее инерционное звено.

Из выше сказанного следует, что для заданного объекта управления разработке подлежит следующее средство автоматического регулирования (локальная система автоматического управления – САУ) - автоматическое регулирование температуры на выходе из теплообменника. Осуществляется для поддержания постоянной температуры на выходе из теплообменника, т.к. изменение температуры вызовет сильные возмущения для печи П-101. В качестве регулирующего воздействия используется расход байпасируемого продукта.

           Также требуется осуществить контроль с индикацией и регистрацией

температуры газо-сырьевой смеси на входе в теплообменник.

Автоматизация процесса нагревания в трубчатой печи

Процесс предназначен для подогрева газо-сырьевой смеси (фр.180-360°С и ВСГ) до t=420±5 °C. Подогрев происходит в трубчатой печи, которая с помощью перевальной стенки разделена на две части: радиантную и конвективную. В радиантную часть печи подается газ-топливо и воздух. Здесь происходит сгорание топлива и образование тепла. Начальный продукт вводится в конвективную часть печи и предварительно обогревается за счёт тепла уходящих дымовых (топочных) газов. Движение начального продукта по трубопроводу противоточное движению дымовых газов. Окончательный подогрев начального продукта происходит в радиантной зоне.

Объект автоматизации – печь П-101 установленная на установке «Гидроочистка №3».

Цель автоматизации–поддержание заданной температуры на выходе из печи, а также поддержание необходимого соотношения воздух - топливный газ.

Темпеpатуpа  на  выходе  из  печи  П-101 pегулиpуетсярасходом топливного газа.Выбор канала внесения регулирующего воздействия сделан из следующих соображений:

а)при установке регулирующего  клапана на линии  начального продуктапроизводительность печи не будет величиной постоянной;

б)изменение расхода начального  продукта недопустимо,  если начальныйпродукт поступает в следующий процесс на переработку, так как изменение расходаначального продукта будет вызывать изменение нагрузки следующего аппарата.

Для обеспечения  показателя эффективности процесса с целью уменьшения энергетических затрат на процесс нагревания газо-сырьевой смеси необходимо регулировать соотношение расходов газа и воздуха путем изменения притока воздуха в печь, т. к. уменьшение притока воздуха будет приводить к неполноте сгорания топлива, а увеличение притока воздуха - к увеличению потери тепла с дымовыми газами.

Так как печь работает на различных видах топлива, то лучше выбрать САР соотношения расходов газа и воздуха путем изменения притока воздуха с коррекцией по содержанию кислорода в дымовых газах.

Для обеспечения эффективной и безопасной работы топки печи необходимо регулировать разрежение в токе путем изменения расхода дымовых газов. Если снижается разряжение, ухудшается вытяжка, и часть дымовых газов проникает в производственное помещение. Кроме того, ухудшается процесс горения и увеличивается содержание несгоревшего топлива в дымовых газах. Возникает ситуация отравления обслуживающего персонала угарным газом.

Из выше сказанного следует, что для заданного объекта управления разработке подлежат следующие средства автоматического регулирования (локальные системы автоматического управления – САУ):

1) автоматическое регулирование температуры на выходе из печи. В качестве регулирующего воздействия используется расход топливного газа;

           2) автоматическое следящее регулирование соотношения расходов топливного газа (ведущий) и воздуха  (ведомый), с коррекцией по содержанию кислорода в дымовых газах на линии подачи в печь. В качестве регулирующего воздействия используется расход воздуха;

           3) автоматическое регулирование давления (разряжения) в топке печи. В качестве регулирующего воздействия используется расход дымовых газов.

Также требуется осуществить контроль с индикацией и регистрацией следующих параметров:

1) темпеpатуpагазосыpьевой смеси  на  выходе из печи;

2) темпеpатуpа  дымовых  газов  на  перевалах  печи;

3) темпеpатуpа в дымоходе печи.

 

Автоматизация стабилизационной колонны К-101

 В данной колонне происходит стабилизация гидрогенизата (дизельного топлива), путем удаления из него растворенных газов, бензиновой фракции и воды.

Пары воды, бензина и углеводородный газ с верха колонны стабилизации К-101 с температурой до 150°С поступают в водяной конденсатор-холодильник ХК-1 , где конденсируются и охлаждаются до температуры 30¸50°С и поступают далее в сепаратор бензина-отгона и воды С-105.

            Бензин-отгон (фракция НК-205°С) из сепаратора С-105 забирается насосом и частично подается в качестве орошения на 22-ю тарелку колонны стабилизации К-1011. Балансовый избыток бензина-отгона одним потоком откачивается на установку Л-24/6.

           Автоматизация обуславливается необходимостью получения качественного конечного продукта, получаемого при неукоснительном соблюдении норм технологического режима. Автоматизация позволяет  минимизировать потери, предотвратить нарушение норм технологического режима, облегчить труд технологического персонала.

           Для заданного объекта управления разработке подлежат следующие средства автоматического регулирования (локальные системы автоматического управления – САУ):

          1) автоматическое регулирование температуры верха стабилизационной колонны К-101.В качестве регулирующего воздействия используется расход орошения в колонну К-101;

          2) автоматическое регулирование температуры в нижней части колонны стабилизации К-101. В качестве регулирующего воздействия используется расход, нагретого в змеевике трубчатой печи П-102,рециркулята («горячей струи»);

3) автоматическое регулирование уровня жидкости в стабилизационной колонне К-101. В качестве регулирующего воздействия используется расход стабильного  гидрогенизата с установки;

4) автоматическое регулирование давление в сепараторе С-105. В качестве регулирующего воздействия используется расход отходящих газов из сепаратора.

           Также необходимо осуществить контроль с индикацией и регистрацией следующих параметров:

1) температура нестабильногогидрогенизата поступающего в колонну К-101;

2) расход нестабильногогидрогенизатапоступающегов колонну К-101;

3) Давление в колонне К-101.

По результатам классификации факторов, определяющих решение всех частных задач автоматизации, составляются табличные формы задания на проектирование подсистемы автоматического контроля (Таблица 4.1.1) и задания на проектирование подсистемы автоматического регулирования (Таблица 4.1.2) технологического оборудования «Гидроочистки №3» ОАО «Нафтан».

 

Таблица 4.1.1. Технические задания на проектирование подсистемы автоматического контроля

Оборудование, наименование параметра, единица измерения

Регламентированные значения параметра

Тип измерения

Функции автоматического контроля

Форма представления информации

Характеристика среды в месте установки ПИП

min

max

Критическое

непрерывное

периодическое

по вызову

суммирование

индикация

регистрация

сигнализация

Мнемосхема

График (диаграмма)

Таблица

Агрессивная

Пожароопасная

Взрывоопасная

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

Печь П-101

1.

Температура газо-сырьевой смеси на выходе из печи, °С

320

420

 

+

 

 

 

+

+

 

 

+

+

 

+

 

2.

Температура дымовых газов на перевалах печи, °С

420

470

 

+

 

 

 

+

+

 

 

+

+

 

+

 

3.

Температура в дымоходе печи, °С

 

 

490

+

 

 

 

+

+

+

+

 

 

 

+

+

Теплообменник Т-101

4.

Температура на входе в теплообменник,°С

50

120

 

+

 

 

 

+

+

 

 

+

+

 

+

 

Стабилизационная колонна К-101

5.

Температура гидрогенизата на входе в колонну, °С

220

305

 

+

 

 

 

+

+

 

 

+

 

 

+

 

6.

Расход гидрогенизата на входе в колонну, /ч

80

120

 

+

 

 

 

+

+

 

 

+

 

 

+

 

7.

Давление в колонне,МПа

0,25

0,35

 

+

 

 

 

 

 

 

+

 

 

 

+

 

Таблица 4.1.2. Техническое задание на проектирование подсистемы автоматического регулирования, блокировок и защит

 

Оборудование, наименование параметра, единица измерения

Тип САУ

Наименование управляющего воздействия, ведущего параметра2

Рег. орган

Дополнительная функция регулятора

Характеристика среды в месте установки ПИП/РО

САУ автоматической стабилизации1

САУ программного регулирования

Следящая САУ

Система блокировок (защиты)

Суммирование

Индикация

Регистрация

Сигнализа-

ция

Агрессивная

Пожароопасная

Взрывоопасная

Заданное значение, доп. отклонения

min

max

min

max

min

max

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Печь П-101

1.

Температура газо-сырьевой смеси на выходе из печи, °С

380±10

 

 

 

 

 

 

Расход топливного газа

Рег.клапан

 

+

+

 

 

 

+

 

2.

Регулирование соотношения расхода воздуха 

1,7±0,1

 

 

 

+

 

 

Расход топливного газа

Рег. клапан

 

+

+

 

 

 

+

+

3.

Давление в топке печи, МПа

4,5±0,5

 

 

 

 

 

 

Расход дымовых газов

Заслонка

 

+

+

3

5

 

+

+

Теплообменник Т-101

4.

Температура газо-сырьевой смеси на выходе из теплообменника, °С

330±5

 

 

 

 

 

 

Расход байпасируемого продукта

Рег. клапан

 

+

+

 

 

 

+

 

 

 

 

Стабилизационная колонна К-101

5.

Температура верха колонны, °С

180±10

 

 

 

 

 

 

Расход орошения

Рег.клапан

 

+

+

 

 

 

+

 

6.

Температура низа колонны, °С

290±10

 

 

 

 

 

 

Расход горячей струи

Рег.клапан

 

+

+

 

 

 

+

 

7.

Уровень в колонне

50±1

 

 

 

 

 

 

Расход стабильногогидрогенизата

Рег.клапан

 

+

+

20

80

 

+

 

8.

Давление в сепараирпе С-105, МПа

0,3±0,05

 

 

 

 

 

 

Расход газа

Рег.клапан

 

+

+

300

400

 

+

+

1 Для САУ непрерывной стабилизации заполняется графа 3; для САУ позиционной стабилизации – графы 4 -5. 2 Для следящих САУ указывается ведущий параметр; для САУ стабилизации поле заполняется только в случае, если управляющее воздействие не является параметром стабилизации; для всех остальных САУ в поле указывается управляющее воздействие


4.2 Разработка функциональной схемы автоматизации технологического оборудования «Гидроочистки №3» ОАО «Нафтан»

Функциональные схемы автоматизации технологического оборудования «Гидроочистки №3» ОАО «Нафтан», разработаны в соответствии с ГОСТ 21.404.85 и ГОСТ 21.408.93, а также в соответствии с техническими заданиями на проектирование подсистем автоматического регулирования (таблица 4.1.1,4.1.2). Функциональные схемы представлены на рис. 4.2.1,4.2.2,4.2.3.

 

САУ №1 автоматическое регулирование температуры газосырьевой смеси на выходе из теплообменника Т-101 расходом байпасируемого продукта (Рис.4.2.1).

Контур обратной связи реализован с использованием чувствительного элемента ТЕ-4, установленного в трубопроводе газосырьевой смеси на выходе из теплообменника. Сигнал с чувствительного элемента подается на нормирующий преобразователь ТТ-5, установленный по месту, и поступает на прибор для измерения температуры TIRC-6 регулирующий, с индикацией и регистрацией, установленный на щите. В качестве регулирующего органа используется регулирующий пневматический клапан 3, установленный на байпасируемом потоке. Электрический унифицированный управляющий сигнал регулятора должен быть преобразован в пневматический для дросселирования потока регулирующим пневматическим клапаном. Для реализации преобразования используется преобразователь формы сигнала ТY-7, установленный по месту.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 4.2.1. Параметризация САУ температуры газосырьевой смеси на выходе из теплообменника Т-101.

Классификационный

признак

Классификация

САУ

Управляемая величина

Температура ГСС на выходе из теплообменника

Управляющее воздействие

Дросселирование потока байпасируемого продукта

Принцип управления

По отклонению

Характер изменения ошибки управления

Астатическая

Характер изменения

задающего воздействия (цель управления)

САУ автоматической стабилизации

Принцип формирования сигналов управления

САУ непрерывного

управления

Число контуров

управления

Один контур обратной связи

Характер зависимости управляемых переменных от входных воздействий

Линейная САУ

 

 

САУ №2 – автоматическое регулирование температуры газо-сырьевой смеси на выходе из печи П-101 расходом топливного газа (Рис. 4.2.2).

Контур обратной связи реализован с использованием чувствительного элемента ТЕ-12, установленного в трубопроводе газосырьевой смеси на выходе из печи. Сигнал с чувствительного элемента подается на нормирующий преобразователь ТТ-13, установленный по месту, и поступает на прибор для измерения температуры TIRC-14, регулирующий, с индикацией и регистрацией, установленный на щите. В качестве регулирующего органа используется регулирующий пневматический клапан 16, установленный на входном потоке топливного газа. Электрический унифицированный управляющий сигнал регулятора должен быть преобразован в пневматический для дросселирования потока регулирующим пневматическим клапаном. Для реализации преобразования используется преобразователь формы сигнала ТY-15, установленный по месту.

Таблица 4.2.2. Параметризация САУ температуры газосырьевой смеси на выходе из печи П-101.

Классификационный

признак

Классификация

САУ

1

2

Управляемая величина

Температура ГСС на выходе из печи

Управляющее воздействие

Дросселирование потока топливного газа

Принцип управления

По отклонению

Характер изменения ошибки управления

Астатическая

Характер изменениязадающего воздействия

САУ автоматического регулирования

Принцип формирования сигналов управления

САУ непрерывного управления

Число контуров

управления

Один контур обратной связи

Характер зависимости управляемых переменных от входных воздействий

Линейная САУ

        

        САУ №3 – следящее управление соотношением расходов топливного газа и воздуха с коррекцией возмущения по содержанию кислорода в дымовых газах (Рис. 4.2.2).

Контур стабилизации соотношения расходов реализуется с использованием датчика расхода топливного газа (чувствительного элемента FE-17),датчика расхода воздуха (чувствительного элемента FE-19) и датчика концентрации кислорода (чувствительного элемента QE-21) установленных по месту, в разрезе трубопровода. Сигналы с датчиков подаются на нормирующие преобразователи FТ-18, FT-20, QT-22 соответственно установленных по месту, и далее поступают на регулятор соотношения расходов FFRC-23 (регистрирующий, регулирующий, установленный на щите). В качестве регулирующего органа используется регулирующий пневматический клапан 25. Электрический унифицированный управляющий сигнал регулятора должен быть преобразован в пневматический для дросселирования потока регулирующим пневматическим клапаном. Для реализации преобразования используется преобразователь формы сигнала FY-24, установленный по месту.

Таблица 4.2.3. Параметризация САУ соотношения расходов топливного газа и воздуха.

Классификационный

признак

Классификация

САУ

Управляемая величина

Соотношение расходов

Управляющее воздействие

Дросселирование потока воздуха

Принцип управления

По возмущению

Характер изменения ошибки управления

Астатическая САУ

Характер изменения

задающего воздействия (цель управления)

САУ автоматической стабилизации

Принцип формирования сигналов управления

САУ непрерывного

управления

Число контуров

управления

Два:1-контур обратной связи;2-контур компенсации возмущения.

Характер зависимости управляемых переменных от входных воздействий

Линейная САУ

       

САУ №4автоматическое регулирование давления в топке печи П-101 расходом дымовых газов (Рис. 4.2.2).

Сигнал с чувствительного элемента датчика давления РЕ-26, установленного по месту, подается на нормирующий преобразователь избыточного давления РТ-27, установленный по месту. На основании выходного сигнала преобразователя РТ-27 вторичный измерительный прибор PIRCA-28 c падением давления до 3000 кПа и превышением давления до 5000 кПа  осуществляет регулирование, индикацию, регистрацию и сигнализацию текущего значения давления. В качестве регулирующего органа используется регулирующий пневматический клапан 30, установленный на потоке дымовых газов. Электрический унифицированный управляющий сигнал регулятора должен быть преобразован в пневматический для дросселирования потока регулирующим пневматическим клапаном. Для реализации преобразования используется преобразователь формы сигнала РY-29, установленный по месту.

 

 

 

Таблица 4.2.4. Параметризация САУ давления в топке печи.

Классификационный

признак

Классификация

САУ

Управляемая величина

Давление в топке печи

Управляющее воздействие

Дросселирование потока дымовых газов

Принцип управления

По отклонению

Характер изменения ошибки управления

Астатическая

Характер изменения

задающего воздействия (цель управления)

САУ автоматической стабилизации

Принцип формирования сигналов управления

САУ непрерывного

управления

Число контуров

управления

Один контур обратной связи

Характер зависимости управляемых переменных от входных воздействий

Линейная САУ

 

САУ №5автоматическое регулирование температуры в вверху стабилизационной колонны К-101 расходом орошения, подаваемого в колонну (Рис. 4.2.3).

Контур обратной связи реализован с использованием чувствительного элемента ТЕ-56, установленного в верхней части стабилизационной колонны. Сигнал с чувствительного элемента подается на нормирующий преобразователь ТТ-57, установленный по месту, и поступает на прибор для измерения температуры TIRC-58, регулирующий, с индикацией и регистрацией, установленный на щите. В качестве регулирующего органа используется регулирующий пневматический клапан 60, установленный на входном потоке орошения в колонну. Электрический унифицированный управляющий сигнал регулятора должен быть преобразован в пневматический для дросселирования потока регулирующим пневматическим клапаном. Для реализации преобразования используется преобразователь формы сигнала ТY-59, установленный по месту.

 

 

 

 

Таблица 4.2.5. Параметризация САУ темпертуры верха стабилизационной колонны К-101.

Классификационный

признак

Классификация

САУ

Управляемая величина

Температура верха колонны К-101

Управляющее воздействие

Дросселирование потока орошения

Принцип управления

По отклонению

Характер изменения ошибки управления

Астатическая

Характер изменения

задающего воздействия (цель управления)

САУ автоматической стабилизации

Принцип формирования сигналов управления

САУ непрерывного

управления

Число контуров

управления

Один контур обратной связи

Характер зависимости управляемых переменных от входных воздействий

Линейная САУ

 

САУ №6автоматическое регулирование уровня в колонне К-101 расходом стабильного гидрогенизата (Рис. 4.2.3).

Сигнал с чувствительного элемента датчика уровня (первичный измерительный преобразователь LE-43), установленного по месту, подается на нормирующий преобразователь LT-44, установленный по месту. Далее сигнал поступает на прибор для измерения уровня LIRCA-45 с сигнализацией при падении уровня до 20 % и повышении до 80 %. (регулирующий, с индикацией и регистрацией установленный на щите). В качестве регулирующего органа используется регулирующий пневматический клапан 47, установленный на выходном потоке стабильного гидрогенизата из колонны К-101. Электрический унифицированный управляющий сигнал регулятора должен быть преобразован в пневматический для дросселирования потока регулирующим пневматическим клапаном. Для реализации преобразования используется преобразователь формы сигнала LY-46, установленный по месту.

 

Таблица 4.2.6. Параметризация САУ уровня в колонне К-101.

Классификационный

признак

Классификация

САУ

1

2

Управляемая величина

Уровень в колонне К-101

Управляющее воздействие

Дросселирование потока стабильного гидрогенизата

Принцип управления

По отклонению

Характер изменения ошибки управления

Астатическая

Характер изменения

задающего воздействия (цель управления)

 САУ автоматической стабилизации

Принцип формирования сигналов управления

САУ непрерывного

управления

Число контуров

управления

Один контур обратной связи

Характер зависимости управляемых переменных от входных воздействий

Линейная САУ

 

САУ №7автоматическое регулирование температуры внизу колонны К-101 расходом горячей струи (Рис. 4.2.3) .

Контур обратной связи реализован с использованием чувствительного элемента ТЕ-48, установленного в кубе колонны К-101. Сигнал с чувствительного элемента подается на нормирующий преобразователь ТТ-49, установленный по месту, и поступает на прибор для измерения температуры TIRC-50 (регулирующий, с индикацией и регистрацией, установленный на щите). В качестве регулирующего органа используется регулирующий пневматический клапан 52, установленный на входном потоке горячей струи. Электрический унифицированный управляющий сигнал регулятора должен быть преобразован в пневматический для дросселирования потока регулирующим пневматическим клапаном. Для реализации преобразования используется преобразователь формы сигнала ТY-51, установленный по месту.

 

 

 

Таблица 4.2.7. Параметризация САУ температуры низа колонны К-101.

Классификационный

признак

Классификация

САУ

1

2

Управляемая величина

Температура низа колонны К-101

Управляющее воздействие

Дросселирование потока горячей струи

Принцип управления

По отклонению

Характер изменения ошибки управления

Астатическая

Характер изменения

задающего воздействия (цель управления)

САУ автоматической стабилизации

Принцип формирования сигналов управления

САУ непрерывного

управления

Число контуров

управления

Один контур обратной связи

Характер зависимости управляемых переменных от входных воздействий

Линейная САУ

 

 

      САУ №8автоматическое регулирование давления в сепараторе С-105 (Рис. 4.2.3).

Сигнал с чувствительного элемента датчика давления РЕ-61, установленного по месту, подается на нормирующий преобразователь избыточного давления РТ-62, установленный по месту. На основании выходного сигнала преобразователя РТ-62 вторичный измерительный прибор PIRCA-63, регулирующий  c сигнализацией при падении давления до 300 кПа и превышении давления до 400 кПа  осуществляет индикацию и регистрацию текущего значения давления. В качестве регулирующего органа используется регулирующий пневматический клапан 65, установленный на потоке газа на выходе из сепаратора. Электрический унифицированный управляющий сигнал регулятора должен быть преобразован в пневматический для дросселирования потока регулирующим пневматическим клапаном. Для реализации преобразования используется преобразователь формы сигнала РY-64, установленный по месту.

Таблица 4.2.8. Параметризация САУ давления в сепараторе С-105.

Классификационный

признак

Классификация

САУ

Управляемая величина

Давление в сепараторе

Управляющее воздействие

Дросселирование потока газов на выходе из сепаратора

Принцип управления

По отклонению

Характер изменения ошибки управления

Астатическая

Характер изменения

задающего воздействия (цель управления)

САУ автоматической стабилизации

Принцип формирования сигналов управления

САУ непрерывного

управления

Число контуров

управления

Один контур обратной связи

Характер зависимости управляемых переменных от входных воздействий

Линейная САУ

 

Контроль параметров:

          1) температура газо-сырьевой смеси на входе в теплообменник Т-101 (Рис. 4.2.1).

       Сигнал с чувствительного элемента температуры TE-1, установленный по месту в разрезе трубопровода, подается на нормирующий преобразователь ТТ-2, установленный по месту, и поступает на прибор для измерения температуры TIR-3, осуществляющий индикацию и регистрацию текущего значения температуры.

         2) температура газо-сырьевой смеси на выходе из печи П-101 (Рис. 4.2.2).

     Сигнал с чувствительного элемента температуры TE-9, установленный по месту в разрезе трубопровода, подается на нормирующий преобразователь ТТ-10, установленный по месту, и поступает на прибор для измерения температуры TIR-11, осуществляющий индикацию и регистрацию текущего значения температуры.

        3) температура дымовых газов на перевалах печи П-101 (Рис. 4.2.2).

     Сигнал с чувствительного элемента температуры TE-31, установленный по месту, подается на нормирующий преобразователь ТТ-32, установленный по месту, и поступает на прибор для измерения температуры TIR-33, осуществляющий индикацию и регистрацию текущего значения температуры.

        4) температура в дымоходе печи П-101 (Рис. 4.2.2).

     Сигнал с чувствительного элемента температуры TE-34, установленный по месту, подается на нормирующий преобразователь ТТ-35, установленный по месту, и поступает на прибор для измерения температуры TIRА-36, осуществляющий индикацию и регистрацию текущего значения температуры, с сигнализацией при достижении температуры до 490°С.

           5) расход нестабильного гидрогенизата на входе в колонну К-101 (Рис. 4.2.3).

     Сигнал с чувствительного элемента расхода FE-37, установленный по месту, подается на нормирующий преобразователь FТ-38, установленный по месту, и поступает на прибор для измерения расхода FIR-39, осуществляющий индикацию и регистрацию текущего значения расхода.

         6) температура нестабильного гидрогенизата на входе в колонну К-101 (Рис. 4.2.3).

     Сигнал с чувствительного элемента температуры TE-40, установленный по месту, подается на нормирующий преобразователь ТТ-41, установленный по месту, и поступает на прибор для измерения температуры TIR-42, осуществляющий индикацию и регистрацию текущего значения температуры.

        7) давление в колонне К-101 (Рис. 4.2.3).

        Сигнал с чувствительного элемента давления РE-53, установленный по месту, подается на нормирующий преобразователь РТ-54, установленный по месту, и поступает на прибор для измерения давления РIR-55, осуществляющий индикацию и регистрацию текущего значения давления.

 

По данным  пункта 4.2 составляется табличная форма спецификации ТСА (Таблица 4.2.1).

Таблица 4.2.1. Спецификация ТСА

Позиционное обозначение ТСА

Наименование ТСА

Технические характеристики

Количество

1

2

3

4

17

19

37

Чувствительный элемент датчика расхода (диафрагма камерная).

Преобразователь измерительный разности давления, пневматический, Dр – 200 кПа, кл.т. 1,0

3

26

53

61

Чувствительный элемент датчика давления (диафрагма камерная).

Прибор измерения разности давления, пневматический, Dt – 40 кПа, кл.т. 1,0.

3

1

4

9

12

31

34

40

48

56

Чувствительный элемент датчика температуры

Термопара, диапазон изм. 0-300 °С

9

43

Чувствительный элемент датчика уровня

Преобразователь уровня буйковый. Диапазон измерения 0-1000 мм (о-100%); погрешность измерения 0,5%.

1

21

Чувствительный элемент датчика концентрации

Прибор для намерения качества продукта по­казывающий, установленный по месту.

Газоанализатор, показывающий содержание кислорода в  дымовых га­зах

1

2

5

10

13

32

35

41

49

57

Датчик температуры

Прибор для измерения температуры бесшкальный с дистанционной передачей показаний, уста­новленный по месту. Диапазон изм. 0-300 °С,

9

6

14

50

58

36

Прибор для регулирования

Температуры

 

 

Прибор для измерения температуры с индикацией и регистрацией, регулирующий, установленный на щите.

 

5

18

20

38

Датчик расхода

Прибор для измерения расхода бесшкальный с дистанционной передачей показаний, установлен­ный по месту (дифманометр), перепад давления 25 кПа; выходной сигнал 4-15 мА

3

23

Регулятор соотношения расходов

Прибор для измерения соотношения расходов регистрирующий, регулирующий, установленный на щите.

 

1

27

54

62

Датчик давления

Прибор для измерения давления бесшкальный с дистанционной передачей показаний, перепад давления 20 кПа; выходной сигнал 4-25 мА

3

28

63

Регулятор давления

Прибор для измерения давления, с индикацией , регистрацией и сигнализацией, регулирующий, установленный на щите.

2

55

Прибор контроля давления

Прибор контроля, с индикацией и регистрацией, , самопишущий; диапазон изм. 0–1500 кПа;

1

3

11

33

42

Прибор контроля температуры

Прибор для измерения температуры с индикацией и регистрацией. Диапазон измерения 0-150°С,

4

44

Датчик уровня

Прибор для измерения уровня бесшкальный с дистанционной передачей показаний, выходной сигнал 4-20 мА.

1

45

Прибор контроля уровня

Прибор для измерения уровня, с индикацией и регистрацией, сигнализацией, регулирующий, установленный на щите

1

39

Прибор контроля расхода

Прибор для измерения расхода, с индикацией и регистрацией, перепад давления 20 кПа; выходной сигнал 4-25 мА

1

22

Датчик измерения концентрации

Прибор для измерения концентрации бесшкальный с дистанционной передачей показаний

1

7

15

51

59

29

64

24

46

Преобразователь формы сигнала

Преобразователь электрического сигнала в пневматический, выходной сигнал 0-400 кПа

8

8

16

25

30

47

52

60

Регулирующий клапан

Клапан, ДУ-150 мм

7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. ПУСК И ОСТАНОВКА УСТАНОВКИ

5.1 Подготовка установки к пуску

        Основными опеpациями и pаботами пpи подготовке установки к пуску являются:       

    -  пpовеpка выполнения pабот по дефектной ведомости;

    -  внутpенний осмотp аппаpатов пеpед их закpытием;

    -  внешний осмотp всех аппаpатов, тpубопpоводов, насосов, компpессоpов, дpугого обоpудования и пpовеpка на геpметичность всех фланцевых соединений. Пpи этом необходимо обpащать внимание на наличие и затяжку болтов или шпилек, отсутствие заглушек на pабочих  тpубопpоводах, у аппаpатов, насосов, компpессоpов, на выходе пpодуктов с установки;

     - пpовеpка наличия пpедохpанительных клапанов, пpавильность их установки на аппаpатах и тpубопpоводах;

    - обкатка насосов, компpессоpов, вентилятоpов и дpугого обоpудования;

    - опpессовка  азотом всех аппаpатов и тpубопpоводов на pабочее давление с "обмыливанием" всех фланцевых соединений,  вновь сваpенных стыков,  устpанение обнаpуженных дефектов и повтоpная опpессовка;

    - офоpмление технической документации  на  выполнение pемонтных pабот по всем аппаpатам, насосам, компpессоpам и дpугому обоpудованию;

    - пpовеpка систем водопpовода и канализации от аппаpатов, насосов, комп-рессоpов, помещений;

   - обеспечение установки пеpвичными сpедствами пожаpотушения,  паpовыми шлангами для технических нужд, аваpийным комплектом инстpумента и пpотивогазов;   

    - убоpка площадок колонн, помещений, теppитоpии установки;

    -  наличие на установке пpоизводственных инстpукций, инстpукций по техни-ке безопасности, газо- и пожаpобезопасности;

       -  обеспечение установки  манометpами  на насосах, компpессоpах и дpугом обоpудовании в соответствии стpебованиями Проматомнадзоpа;

        -  пpовеpка pаботы и эффективности пpиточной, вытяжной вентиляции;

        -  выгpузка отpегенеpиpованного и загpузка свежего катализатоpа;

        - повтоpная  опpессовка  всех  блоков азотом на pабочее давление с после-дующей выдеpжкой в течение 24 часов. Падение давления не должно пpевышать более 0,2%, в пpотивном случае необходимо выявить все пpопуски и вновь пpоизве-сти опpессовку системы с выдеpжкой;

        -  пpодувка системы pеактоpного отделения, отделения стабилизации инерт-ным газом (азотом) до содеpжания кислоpода на выходе из системы не более 0,5% обемных;

        -  пpием на установку pеагентов, паpа, воды,электpоэнеpгии,воздуха КИПиА, жидкого и газообразного топлива;

        -  пpовеpка наличия сыpья тpебуемого качества;

        -  офоpмление акта на пуск установки в установленном поpядке;

        -  уведомление соответствующих служб  о  пpедстоящих подключениях к об-щезаводским магистpалям и пpиеме на установку паpа, воды, воздуха, топлива.   

5.2 Пуск установки.

        Кpоме выполнения меpопpиятий и pабот по подготовке, пеpед пуском устано-вки необходимо:

        -  пpедупpедить о пpедстоящем пуске диспетчеpа завода  и  дежуpных инженеpов энеpгетических цехов, цеха КИП, товаpно-сыpьевого цеха, цеха газового хо-зяйства, газовую и центpальную лабоpатоpии;

        -  пpовеpить наличие  на  установке жидкого топлива,  паpа, электpоэнеpгии, воздуха для пpибоpов КИПиА, воды и циpкуляцию ее чеpез конденсатоpы и холоди-льники,пpовеpить системы охлаждения и смазки насосных и компpессоpных агpегатов, pаботу вентиляционных установок, отглушить дpенажи нефтепpодукта;

        -  подготовить схему пpиема сыpья на установку;

        -  подготовить схему сбpоса газа с установки;

        - подготовить схему приема жидкого топлива и газообразного топлива;

        - еще pаз убедиться в отсутствии заглушек на pабочей схеме;

        -  пpовеpить качество сыpья, на котоpом будет пpоизводится пуск (анализ сыpья записывать в pежимном листе);

        - включить контpольно-измеpительные пpибоpы, пpовеpить все защитные блокиpовки и pаботу предупредительной сигнализации.

        Пуск установки осуществляется по стадиям:

        -  пpием водоpодосодеpжащего газа в систему и заполнение системы;

        -  холодная и гоpячая циpкуляция водоpодосодеpжащего газа;

        -  пpием сыpья в систему стабилизации и наладка  гоpячей циpкуляции;

        - наладка циpкуляции pаствоpа моноэтаноламина и вывод отделения очис

тки газа и регенерации раствора моноэтаноламина на pежим;

        - включение сыpьевого потока и отpаботка технологического pежима.

5.3 Эксплуатация установки

Пpи ноpмальной эксплуатации установки необходимо:

        - поддеpжание всех паpаметpов пpоцесса в пpеделах, заданных ноpмами технологического pежима;

        - осуществление постоянного контpоля за состоянием  всей аппаpатуpы, ко-ммуникаций, насосов, компpессоpов, пpибоpов КИПиА и дpугого обоpудования;

        -  стpогое соблюдение пpавил безопасного ведения технологического pежима, техники безопасности, газо- и пожаpобезопасности;

        - загазованость пpоизводственных помещений по светозвуковой сигнализации, pаботающей от сигнализатоpов довзpывных концентpаций;

        -  соблюдение чистоты pабочих мест и теppитоpии установки в целом;

        -  отpажение в опеpативных листах и вахтовом жуpнале pежимных показате-лей, качества сыpья и получаемых пpодуктов, состояние обоpудования и выявлен-ные в течение pабочей смены неполадки.

        Ведение технологического pежима осуществляется обслуживающим пеpсона-лом с помощью  контpольно-измеpительных  пpибоpов и автоматических систем уп-равления.

        Контpоль качества сыpья и получаемых пpодуктов пpоизводится топливной и газокаталитической лабоpатоpиями по утвеpжденному гpафику.

        Основными условиями ноpмальной эксплуатации  установки являются:

       - постоянство пpоизводительности установки по сыpью;

        - качество поступающего на установку сыpья  должно  соответствовать тех-нологическому  pегламенту, отклонение  от  заданного  качества  сыpья  (особенно в части содеpжания влаги,  щелочи,  смолистых веществ),  может пpивести к отpавлению катализатоpа;

        - стpого выдеpживать соотношение циpкулиpующего водоpодосодеpжащего газа к сыpью,   не допуская уменьшения его ниже установленного ноpмами технологического pежима, в пpотивном случае создаются условия для закоксовывания катализатоpа;

        - поддеpжание давления в системе  на уpовне ноpм технологического pежима, снижение давления пpи постоянной объемной скоpости способствует снижению степени обессеpивания, создаются условия закоксовывания катализатоpа;

        - не допускать подъема темпеpатуpы в pеактоpах Р-101,Р-102 (Р-201,Р-202) выше  420оС,  повышение темпеpатуpы выше указанной пpиводит к закоксовыванию катализатоpа и сокpащению сpока его службы.

        - пpи обслуживании печей  необходимо  обеспечить pавномеpную тепловую нагpузку на змеевик в камеpах  сгоpания,  пламя  должно  быть  светло-соломенного цвета,  нельзя  допускать касания им тpуб и попадания газового конденсата на фоpсунки.

        - для обеспечения постоянства  темпеpатуpы на выходе из печей, температуру дымовых газов над пеpевалами деpжать постоянной,  не допуская пpевышения пpотив ноpмы.

        - учитывая  особенности ведения пpоцесса гидpоочистки в сpеде водоpодо-содеpжащего газа, стpого контролировать работу циpкуляционных компpессоpов, не допуская наpушения инстpукций по их эксплуатации.

        - постоянно вести контpоль за давлением, темпеpатуpой, уpовнями всех рабочих аппаpатов.    Пpи своевpеменном выявлении отклонений в pежиме отдельных аппаpатов и блоков имеется возможность пpинятия меp по пpедупpеждению аваpий

        - все неpабочие аппаpаты и участки тpубопpоводов должны  быть  отключе-ны от pабочей схемы и отглушены.

        Систему блокиpовок необходимо постоянно поддеpживать в pабочем состоя-нии.

5.4 Остановка установки.

Последовательность опеpаций пpи ноpмальной  остановке установки:

        - снижать пpоизводительность сыpьевых  насосов Н-101/2,Н-301/2 (Н-201/2) по 10¸20 м3/час до полного пpекpащения подачи сыpья на щит смешения;

        -  пpекpатить подачу свежего водородосодержащего  газа в систему;

        -  снизить давление в системе pеактоpного блока до 30,0 кгс/см2 (3,0 МПа) и пpи темпеpатуpе на выходе из печей П-101 (П-201) 350¸400оС пpоизвести пpомывку системы высокого давления от жидких углеводоpодов циpкуляционным водоpодосодеpжащим газом;

        -  cнизить темпеpатуpу циpкуляционного газа на выходе  из тpубчатых печей П-101( П-201) со скоpостью 25¸30оС в час до 150оС.

        Пpи уменьшении подачи сыpья из С-101 (С-201) на отделение стабилизации пpиступить к его остановке в следующей последовательности:

        - понизить темпеpатуpу теплоносителя на выходе из тpубчатой печи П-102 (П-202) до 150оС;

        - уpовни жидкости из сепаpатоpов С-101 (С-201), С-101"А" (С-201"А"), С-104 (С-204) пеpепустить в К-101 (К-202) до низких, а остаток пpодукта из сепаpатоpов сбpосить в заглубленную емкость Е-103;   

        - пpи темпеpатуpе теплоносителя на выходе из  печи П-102 (П-202) 150оС  потушить фоpсунки печи, подачу теплоносителя в печь пpекpатить, остановив насо-сы Н-103/1 (Н-203/1);

        - уpовень из колонны К-101 (К-201) откачать в сыpье,  после чего насосы Н-102 (Н-202) остановить;

        - уpовень бензина-отгона из сепаpатоpов С-105 (С-205)  откачать с установ-ки, после чего остановить насосы Н-104, Н-304а (Н-204, Н-304б).

        Одновpеменно ведется остановка циpкуляции абсоpбента  на блоке очистки газов и pегенеpации pаствоpа МЭА:

        - снижается темпеpатуpа в pебойлеpах Т-106,Т-107, подача паpа пpекpащается пpи темпеpатуpе 60¸65оС;

        - пpекpащается подача оpошения в К-105, насос Н-111(Н-311) останавлива-ется;

        - пpекpащается подача МЭА в К-102 (К-202), К-103, К-104, Раствор МЭА из абсорберов, а также из К-105, Т-105, Т-106, Т-107, С-113 пеpепускается и откачива-ется в емкость Е-102, откуда раствор МЭА откачивается в pезеpвную емкость Е-101. Насасы Н-107 (Н-307), Н-105 (Н-305) останавливаются.

        Пpи достижении темпеpатуpы циpкулиpующего  водоpодосодеpжащего газа на выходе из печи П-101(П-201) 150оС гасятся фоpсунки печи, остановливается цир-куляционный компpессоp ТК-101 (ТК-201) (ПК-2 установки Л-24/7) .

        Начинается снижение давления в системе  pеактоpного отделения в следующей последовательности:

        - до 7,0 кгс/см2 (0,7 МПа) снижается путем сбpоса водоpодосодеpжащего газа в топливную систему завода, сбpос согласуется с диспетчеpом завода;

        - до 2,0 кгс/см2 (0,2 МПа) снижается путем сбpоса водоpодосодеpжащего газа в факельную систему.

        На установку пpинимается азот и начинается подувка системы высокого давления со сбpосом пpодувочного газа чеpез "свечу" в атмосфеpу, поддеpживая давление в системе 1,0¸1,5 кгс/см2 (0,10¸0,15 МПа).

        Пpи содеpжании в пpодувочном газе, на выходе его в  атмосфеpу, углеводоpодов до 0,5% объемных пpодувка пpекpащается.

        Дальнейшую подготовку установки к pемонту пpоизводить в соответствии с  инстpукцией  по подготовке аппаpатов, тpубопpоводов к pемонту и согласно дефектной ведомости. Пpи необходимости вскpытия pеактоpов пpовести  pегенеpацию катализатоpа по имеющейся инструкции.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6.ОХРАНА ТРУДА И ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ

6.1 Общие положения

Приоритетной целью ОАО «Нафтан» в области охраны труда является обеспечение безопасности, сохранение жизни, здоровья и работоспособности  работников Общества в процессе труда. Для этого в ОАО «Нафтан» функционирует и совершенствуется система управления охраной труда.

Руководитель принципом постоянного улучшения системы управления охраной труда руководство ОАО «Нафтан» берёт на себя следующие обязательствапо обеспечению:

-соблюдению законодательных и других требований, сфера действия которых распространяется на деятельность Общества;

-улучшения условий труда, повышение уровня безопасности, снижения риска производственных травм и профессиональных заболеваний, инцидентов иаварий;

 -непрерывной идентификации опасностей, оценки рисков и управления ими;

-финансирование мероприятий по улучшению условий и охраны труда в необходимых объёмах;

-постоянного повышения компетентности работников ОАО «Нафтан» в области охраны труда;

-реализации идеи о том, что безопасность труда на каждом рабочем месте, в структурном подразделении и в Обществе в целом – дело всех и каждого;

-систематического информирования работников об условиях труда на рабочихместах;

-доведения всех изменений в политике в области охраны труда до всего персонала ОАО «Нафтан» и других заинтересованных сторон.

Высшее руководство ОАО «Нафтан» требует от всех работников Общества и подрядчиков осуществления работ в соответствии с требованиями законодательства в области охраны труда.

Любые инициативы работников Общества, направленные на улучшениеусловий и повышение уровня безопасности труда в рамках заявленной политики, поддерживаются руководством.

Настоящая политика является основой для постановки целей в области охраны труда и их реализации.

Для организации работы по охране труда на предприятии функционирует отдел охраны труда, подчиненный непосредственно главному инженеру. Основная обязанность отдела – организация работы по охране труда, методическое руководство разработкой и осуществлением мероприятий, обеспечивающих здоровые и безопасные условия труда, контроль изучения и соблюдения законов, норм и правил по технике безопасности, производственной санитарии и противопожарной профилактике. Отдел контролирует работу газоспасательной службы и санитарной лаборатории предприятия, паспортизацию санитарно-технического состояния цехов, своевременность проведения инструктажа, обучения, проверки знаний правил, норм и инструкций, соблюдение установленного порядка допуска персонала к самостоятельной работе.

Работники отдела имеют право проверять состояние охраны труда во всех цехах, на всех установках и участках в любое время; давать предписания руководителям объектов, обязывающие устранить имеющиеся недостатки и нарушения техники безопасности; с ведома руководства запрещать работу на отдельных производственных участках и агрегатах, если эта работа опасна для жизни и здоровья работающих; требовать от руководителей объектов своевременного расследования несчастных случаев и составления актов о несчастных случаях.

Организация безопасной работы на нефтеперерабатывающих предприятиях основана на знании опасных свойств сырья, промежуточных и конечных продуктов, на исключении контакта работающих с этими веществами и на проведении комплекса мероприятий, предотвращающих отравление, пожары, загорания и взрывы.

Одним из важнейших документов, обеспечивающих условия безопасной работы, является технологический регламент, в котором излагаются правила пуска, эксплуатации и остановки оборудования, способы контроля углеводородов и дается перечень технологических инструкций, инструкции по технике безопасности и пожарной профилактике, знание которых обязательно для обслуживающего персонала установки [13].

Наниматель обязан обеспечивать охрану труда работников, в том числе выделять в необходимых объемах финансовые средства, оборудование, материалы для осуществления предусмотренных коллективными договорами и соглашениями мероприятий по профилактике производственного травматизма и профессиональных заболеваний, улучшению условий труда, санитарно-бытового обеспечения, медицинского и лечебно-профилактического обслуживания работников.

Наниматель обязан организовывать проведение предварительных (при поступлении на работу) и периодических (ежегодно в течение трудовой деятельности) медицинских осмотров работников в поликлинике завода. Также мероприятия предусматривают контроль за соблюдением требований нормативных правовых актов по охране труда, уровнями опасных и вредных производственных факторов, а такжепредоставление работникам, занятым на работах с вредными и (или) опасными условиями труда, компенсаций по условиям труда: оплату труда в повышенном размере, обеспечение лечебно-профилактическим питанием, молоком или равноценными пищевыми продуктами, сокращенную продолжительность рабочего времени, дополнительный отпуск и другие компенсации[14].

 

 

 

 

 

 

6.2 Производственная санитария и гигиена труда

 

При определённых условиях многие вещества и продукты, используемые в нефтеперерабатывающих производствах, могут проявить своё токсическое действие.

В связи с тем, что на установке и заводе в целом обращается много вредных веществ, особенно тщательно следует соблюдать правила личной гигиены:

  • приём пищи на установке необходимо производить только в специально отведенном для этого месте – в комнате приёма пищи;
  • лечебно-профилактическое питание и молоко использовать по назначению – как нейтрализующее средство;
  • для питья употреблять воду из питьевого фонтанчика, автомата газированной воды или питьевую кипяченую;
  • перед приёмом пищи обязательно мыть руки. Для мытья применять питьевую воду, мыло. Употребление для этих целей нефтепродуктов, различных растворителей запрещается;
  • спецодежду необходимо содержать в чистоте и исправности, носить аккуратно, чтобы не было развевающихся частей. В стирку спецодежду сдавать через склад производства. Хранить спецодежду и спецобувь после смены необходимо только в специальных шкафчиках бытовых помещений производства [15].

Токсические свойства сырья, материалов, полупродуктов и готового продукта производства.Все продукты и реагенты, применяемые на установки гидроочистки бензина коксования в качестве сырья и получаемые в результате технологического процесса, оказывают в различной мере вредное воздействие на организм работающих. При повышенных концентрациях они вызывают острое отравление и возможно со смертельным исходом. [16].

На установке находятся и применяются следующие нефтепродукты и вредные вещества:

Сернистый газ (SO2) –  бесцветный ядовитый газ тяжелее воздуха с резким удушливым запахом, ощутим даже при очень малых концентрациях в окружающем воздухе. Большое содержание в воздухе вызывает одышку, потерю сознания, нарушение кровообращения в легких, иногда развитие отека легких, что может привести к смертельному исходу.

Предельно-допустимая концентрация (ПДК) – 10,0 мг/м3

Класс опасности – 3.

Углеводородный газ –  тяжелее воздуха,  температура самовоспламенения в воздухе выше 500°С. При отравлении возбуждение, оглушение, сужение зрачков, замедление пульса, рвота, слюнотечение. При  высокой  концентрации  паров  углеводородов может наступить  смерть.
 Предельно-допустимая концентрация (ПДК) - 300 мг/м3.
Нижний концентрационный предел воспламенения  – 1,60 мг/м3.

Верхний концентрационный предел воспламенения – 9,50 мг/м3.

Класс опасности – 4.

Мазут топочный –маслянистая жидкость черного цвета. Нагретый до высокой температуры мазут выделяет пары керосиновых и бензиновых фракций, действие которых на организм человека описано ниже. При попадании мазута топочного на кожу возможно воспаление кожного покрова. Температура самовоспламенения мазута - 380¸4200С. Температура вспышкимазута-90¸1500С.

 Предельно-допустимая концентрация (ПДК) –  300,0мг/м3.

Класс опасности – 4.

Дизельное топливо – горючая жидкость с температурой вспышки 62,00С и с температурой самовоспламенения 240¸3500С. Обладает наркотическими свойствами. При легком отравлении чувствуется головная боль, головокружение, учащенное сердцебиение, сухость во рту, тошнота. При остром отравлении наступает потеря сознания и смерть.

Предельно-допустимая концентрация (ПДК) - 300мг/м3.

Нижний концентрационный предел воспламенения  – 0,6 мг/м3.

Класс опасности – 4.

 Бензин-отгон - бесцветная легковоспламеняющаяся жидкость. Температура вспышки -30,00С, температура самовоспламенения 255¸3700С. В организм человека пары бензина поступают через дыхательные пути, действуют на центральную нервную систему, оказывают наркотическое действие, вызывают отравления различной степени тяжести. Пары бензина тяжелее воздуха, поэтому всегда скапливаются в низких местах (колодцах, лотках, приямках).

Пары бензина при концентрации от 0,93% до 5,1% объемных в смеси с воздухом и при наличии источника воспламенения способны взрываться.

Предельно-допустимая концентрация (ПДК) - 100 мг/м3.

       Нижний концентрационный предел воспламенения  – 0,93 мг/м3.

       Верхний концентрационный предел воспламенения –5,1 мг/м3.

       Класс опасности – 4.   

 Сероводород – H2S - сильный, нервный яд, вызывающий смерть от паралича центральной нервной системы. Раздражает слизистые оболочки глаз и дыхательных путей.

Порог ощущения – 0,012¸0,03 мг/м3. При более высоких концентрациях запах H2S (тухлых яиц) не ощущается в виду отрафирования обонятельного нерва. Наблюдается привыкание к H2S.

Для защиты органов дыхания от воздействия сероводорода  применяют фильтрующие противогазы с коробкой марки «БКФ» (коробка защитного цвета), а также шланговые противогазы ПШ-1, ПШ-2.

Предельно-допустимая концентрация (ПДК) – 10,0 мг/м3, в смеси с углеводородами С15 – 3,0 мг/м3.

       Нижний концентрационный предел воспламенения  – 4,30%.

       Верхний концентрационный предел воспламенения – 46,0%.

       Класс опасности – 2.

   Водородосодержащий газ - легкий, бесцветный, взрывоопасный газ, с температурой самовоспламенения 5100С не имеет запаха и вкуса, токсичными свойствами не обладает. Однако при больших концентрациях водорода в воздухе может наступить удушье из-за недостатка кислорода.

       Нижний концентрационный предел воспламенения  – 4,12%.

       Верхний концентрационный предел воспламенения – 75,0%.

       Класс опасности – 3.

Моноэтаноламин (МЭА) - бесцветная, маслянистая жидкость, хорошо растворяется в воде с выделением тепла.

Моноэтаноламин оказывает токсическое действие на центральную нервную систему. Попадание в глаза может привести к тяжелым заболеваниям глаз. При вдыхании пары моноэтаноламина вызывают раздражение дыхательных путей. При попадании на кожу может вызвать химический ожог.

Предельно-допустимая концентрация (ПДК) – 0,5 мг/м3.

Класс опасности - 2.

Инертный газ (азот). Под давлением проявляет наркотические свойства, вызывает замедление реакции на зрительные, слуховые, обонятельные нервы, ослабление умственной деятельности.

При вдыхании чистого азота пострадавший мгновенно теряет сознание, как оглушенный ударом по голове, при этом через несколько минут наступает смерть.

Пыль катализатора (алюмокобальт или алюмокобальтмолибден) - раздражает верхние дыхательные пути. При попадании на тело вызывает раздражение кожи. При некачественной регенерации катализатора, катализатор и пыль склонны к самовозгоранию при контакте с кислородом воздуха.

Средства защиты – специальная одежда, специальная обувь, защитные очки, резиновые перчатки, резиновый фартук.Для защиты органов дыхания от воздействия сероводорода  применяют фильтрующие противогазы с коробкой марки «БКФ» «В» (коробка защитного цвета), а также шланговые противогазы ПШ-1, ПШ-2.

Защита от шума и вибрации.При длительном воздействии шума развивается профессиональная тугоухость, которая может привести к полной потере слуха. Действуя на центральную нервную систему, шум ухудшает внимание и память человека, что увеличивает возможность травм.

Действие вибрации оказывает сильное отрицательное влияние на центральную нервную и сердечно-сосудистую системы, опорно-двигательный аппарат и органы, определяющие равновесие человека. [17].

Для устранения и уменьшения вибрации машин и оборудования и производимого ими шума используются следующие методы:

  • жёсткое крепление вибрирующих деталей и узлов, устранение излишних зазоров в сочленениях машин и механизмов;
  • амортизация и виброизоляция с помощью стальных пружин (рессор) и упругих материалов (резина, войлок, дерево, пробка), благодаря чему вибрирующие узлы и механизмы не сообщают собственных колебаний основанию (фундаменту) или другим частям оборудования;
  • балансировка движущихся и особенно быстро вращающихся деталей и механизмов;
  • увеличение общей массы фундамента и использование в качестве фундаментных опор массивных металлических плит;
  • снижение уровня шума, производимого при движении газов и воздуха по трубопроводам, достигается уменьшением скорости газов, увеличением площади поперечного сечения газоходов, их плавными поворотами. [18].

Небольшие объекты (электродвигатели, вентиляторы и др.) должны устанавливаться на массивных железобетонных плитах.

Для уменьшения вибрации воздуховодов в местах их прохождения через стены или другие строительные конструкции в узлах крепления устанавливаются упругие прокладки.

 

 

 

6.3 Безопасность при проведении работ

Каждый работающий, приступив к работе обязан: строго соблюдать сам и требовать от других работающих выполнения требований инструкций по безопасным приёмам труда:

- пользоваться установленной спецодеждой, спецобувью, касками и другими средствами личной защиты. Работать и находиться на территории установки без средств личной защиты запрещается;

- четко и своевременно выполнять устные и письменные распоряжения руководства, о выполнении докладывать руководству установки;

- полученные телефонограммой распоряжения руководства производством, диспетчера завода, записывать в журнале распоряжений с указанием своей фамилии в конце текста, даты и времени приема распоряжения;

- знать назначение каждого контрольно-измерительного прибора, средств автоматизации в технологическом процессе, устройство и принцип работы оборудования по своему рабочему месту и эксплуатировать его согласно установленных инструкциями и технической документацией норм и правил.

Технологический процесс стабилизационного блока характеризуется следующими опасными производственными факторами:

  • наличием нефтепродукта, ВСГ, топливного газа и сероводорода, способных образовать в смеси с воздухом взрывоопасные концентрации;
  • наличием технологической печи П-1002 с применением открытого огня;
  • наличием высоковольтного электрооборудования (до 6000 В);
  • наличием высоких железобетонных сооружений с размещенным на них крупногабаритным технологическим оборудованием;
  • наличием заглубленных мест: колодцев, лотков, приямков;
  • возможностью загазованности территории установки;
  • наличием процесса коррозии аппаратов и трубопроводов;
  • накоплением статического электричества на трубопроводах и оборудовании при перекачке нефтепродуктов;
  • проведением работ на высоте, в закрытом оборудовании, в заглубленных местах;
  • применением грузоподъемных механизмов;
  • возможным проведением огневых ремонтных работ, в том числе на действующей установке;
  • наличием вращающихся и движущихся частей машин и механизмов (электроприводы компрессоров, насосов, вентиляторов).

При эксплуатации блока возможны следующие опасности:

  • возникновение пожара и взрыва при выбросе в атмосферу нефтепродуктов, при разгерметизации неподготовленных трубопроводов, аппаратов, при работе в загазованной зоне неискробезопасным инструментом или применение не взрывозащищенных светильников, при нарушении правил розжига печей;
  • скопление паров нефтепродуктов, углеводородных газов в помещениях, колодцах, лотках, приямках, в опорных частях колонн и емкостей;
  • отравление работающих парами нефтепродуктов, углеводородными газами при открытом дренировании аппаратов, а так же в случае аварийной утечки их из оборудования;
  • термические ожоги работающих водяным паром, горячей водой, паровым конденсатом, имеющим высокую температуру, или от трубопроводов и оборудования при нарушении изоляции;
  • поражение электрическим током;
  • взрыв или воспламенение паров нефтепродуктов за счет образования статического электричества при перекачке нефтепродуктов по трубопроводам со скоростью более 1,2 м/сек в случае повреждения заземления или при его отсутствии;
  • самовозгорание пирофорных соединений при их окислении в ремонтируемом оборудовании или на площадке;
  • травмированиеработающих вращающимися и движущимися частями оборудования;
  • травмирование работающих при падении их с высоты или падающими с высоты предметами. [19]

Основные причины, которые могут повлечь за собой аварии:

  • нарушение технологического режима;
  • выход из строя торцевых уплотнений насосов;
  • размораживание участков трубопроводов;
  • несоблюдение правил пожарной, газовой и требований техники безопасности;
  • неверные показания приборов КИПиА;
  • некачественная подготовка оборудования к ремонту;
  • эксплуатация насосного оборудования с отклонением от норм;
  • отсутствие контроля за рабочим местом;
  • прекращение подачи электроэнергии, пара, воды, воздуха, КИПиА;
  • прогар змеевика печи П-1002;
  • пропуск нефтепродукта через фланцевые соединения;
  • попадание газового конденсата на форсунки печи. [20]

При организации теплообменных процессов с огневым обогревом предусматриваются меры и средства, исключающие возможность образования взрывоопасных смесей в нагреваемых элементах, топочном пространстве и рабочей зоне печи.

Для противоаварийной защиты топочного пространства нагревательные печи оснащаются:

  • блокировками, прекращающими поступление газообразного топлива и воздуха при снижении их давления ниже установленных параметров;
  • средствами сигнализации о прекращении поступления топлива и воздуха при принудительной подаче в топочное пространство;
  • средствами контроля уровня тяги и автоматического прекращения подачи топлива в зону горения при остановке дымососа или недопустимом снижении разрежения в печи;
  • средствами подачи в топочное пространство веществ, исключающих возможность взрыва.

Противоаварийная защита нагреваемых элементов (змеевиков) печей обеспечивается:

  • аварийным освобождением змеевиков печей от нагреваемого жидкого продукта при повреждении труб или прекращении циркуляции;
  • блокировками по отключению подачи топлива при прекращении подачи сырья;
  • средствами дистанционного отключения подачи сырья и топлива в случае аварий в системах змеевиков;
  • средствами сигнализации о падении давления в системах подачи сырья.

Для изолирования печей от газовой среды при авариях на наружных установках или в зданиях печи оборудуются паровой завесой, включающейся автоматически. При включении завесы срабатывает сигнализация.

Топливный газ должен соответствовать регламентированным требованиям по содержанию в нем жидкой фазы, влаги и механических примесей. Для исключения попадания жидкости и механических примесей на горелочные устройства с топливным газом, предусмотрен сепаратор. [21]

К общим требованиям безопасности технологическим процессам относят:

  • устранение непосредственного контакта работающих с исходным сырьем, реагентами и полуфабрикатами;
  • замену технологических процессов и операций, связанные с опасными и вредными факторами;
  • комплексную автоматизацию и механизацию, применение дистанционного управления;
  • герметичность оборудовании;
  • применение средств защиты;
  • своевременное получение информации о возникновении опасных и вредных факторов;
  • система контроля и управление технологическим процессов;
  • своевременное удаление и обеззараживание производственных отходов. [22]

Мероприятия по обеспечению безопасности.

На установке  гидроочистки все колонны, сепараторы, ёмкости, печи, насосное оборудование, трубопроводы заземлены.

В целях защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током, проявлений статического электричества оборудование, трубопроводы, сооружения заземлены путём подключения тоководами к общему контуру заземления установки. Воизбежание термических ожогов работающих водяным паром, горячей водой, паровым конденсатом или от нагретых поверхностей, необходимо обеспечение герметичности и изоляции.

Для предотвращения травмирования от движущихся и вращающихся частей оборудования они заключаются в кожух или же ограждаются. Работа на высоте проводится со стационарных площадок. Работающих снабжают предохранительными поясами.

Технологические процессы оснащены контрольно-измерительными приборами, сигнализирующими приборами и блокировками

Контроль параметров может быть местным и централизованным.

Местный обеспечивается приборами, установленными на аппаратах, трубопроводах. При управлении установкой обслуживающий персонал одновременно может контролировать работу агрегатов, аппаратов, машин. Это достигается организацией централизованного контроля с применением  систем дистанционной передачи измерительной информации. При превышении норм загазованности в помещениях предусмотрены световая и звуковая сигнализация загазованности, автоматическое включение аварийной сигнализации, блокировки. На аппаратах, работающих под избыточным  давлением установлены предохранительные клапана.

Для отключения насосов, когда из-за сильного пропуска нефтепродукта, загазованности, загорания или других аварийных ситуациях, когда невозможно подойти к “пускателю”, имеется возможность дистанционного отключения. Кнопки отключения агрегатов находятся на наружной стене помещения насосной.

 

6.4 Электробезопасность

В соответствии с ГОСТ12.1.009-76ССБТ «Электробезопасность».Термины и определения» в качестве средств и методов защиты от поражения электрическим током применяют:

1) изоляцию токоведущих частей (нанесение на них диэлектрического материала – пластмасс, резины, лаков, красок, эмалей т.п.);

2) двойную изоляцию – на случай повреждения рабочей;

3) воздушные линии, кабели в земле;

4) ограждение электроустановок;

5) блокировочные устройства, автоматически отключающие напряжение электроустановок при снятии с них защитных кожухов и ограждений;

6) малое напряжение (не более 42 В) для освещения в условиях повышенной опасности;

7) изоляцию рабочего места (пола, настила);

8) заземление или зануление корпусов электроустановок, которые могут оказаться под напряжением при повреждении изоляции;

9) выравнивание электрических потенциалов;

10) автоматическое отключение электроустановок;

11) предупреждающую сигнализацию (звуковую, световую) при появлении напряжения на корпусе установки; надписи, плакаты, знаки;

12) средства индивидуальной защиты.

Электрическая изоляция. В электроустановках применяют рабочую, дополнительную, двойную и усиленную изоляцию. При вводе в эксплуатацию новых или прошедших ремонт электроустановок проводятся приемосдаточные испытания с контролем сопротивления изоляции.

Защита от прикосновения к токоведущим частям установок. В электроустановках напряжением до 1000 В применение изолированныхпроводов уже обеспечивает достаточную защиту от напряжения при прикосновении. При напряжениях свыше 1000 В опасно даже приближение ктоковедущим частям. Для исключения опасности прикосновения к токоведущим частям обеспечиваетсяих недоступность посредством ограждения и расположения токоведущих частей на недоступной высоте илив недоступном месте.

Защитное заземление. Защитным заземлением называется преднамеренное электрическое соединение с землей металлических нетоковедущих частей электроустановок, которые могут оказаться под напряжением. Принцип действия защитного заземления – снижение напряжения прикосновения при замыкании на корпус за счет уменьшения потенциала корпуса электроустановки и подъема потенциала основания, на котором стоит человек, до потенциала, близкого по значению к потенциалу заземленной установки.

В соответствии с ГОСТ 12.1.030-81 защитному заземлению или занулению подлежат:

1) металлические нетоковедущие части оборудования, которые из-за  неисправности изоляции могут оказаться под напряжением и к которым возможно прикосновение людей и животных;

2) все электроустановки в помещениях с повышенной опасностью и особо опасных, а также наружные установки при напряжении 42 В переменного тока и 110 В постоянного тока;

3) все электроустановки переменного тока в помещениях без повышенной опасности при номинальном напряжении 380 В и выше и постоянного – 440 В и выше;

4) все электроустановки во взрывоопасных зонах.

Зануление – преднамеренное электрическое соединение с нулевым защитным проводником металлических нетоковедущих частей установок, которые могут оказаться под напряжением.

Зануление применяют в четырехпроводных сетях с напряжением до 1000 В и с глухозаземленнойнейтралью. Принцип действия занулениязаключается в том, что при замыкании фазы на корпус 1 между фазой и нулевым рабочим проводом создается большой ток (ток короткого замыкания), обеспечивающий срабатывание защиты и автоматическое отключение поврежденной фазы от установки.

Устройства защитного отключения (УЗО) – это быстродействующая защита, обеспечивающая автоматическое отключение электроустановки при возникновении опасности поражения человека электрическим током. В случае опасности (при замыкании фазы на корпус, при снижении электрического сопротивления фаз относительно земли ниже определенного предела и т.д.) происходит изменение определенных параметров электрической сети. Если контролируемый параметр выходит за допустимые пределы, подается сигнал на защитно-отключающее устройство, которое обесточивает установку или электросеть. УЗО обеспечивают отключение неисправной электроустановки за время не более 0,2 с [14].

Защита от статического электричества.Статическое электричество – совокупность явлений, связанных с возникновением, сохранением и релаксацией свободного электрического заряда на поверхности и в объеме диэлектрических и полупроводниковых веществ, материалов изделий или на изолированных проводниках.

Процесс электризации заключается в том, что диэлектрики в результате взаимодействия между собой или с металлом в определенных условиях приобретают заряды статического электричества. При электризации одно тело приобретает или отдает другому электрические заряды. Обмен зарядами между взаимодействующими телами происходит на границе их соприкосновения или вблизи ее.

Процесс электризации связан с существованием двойного электрического слоя на границе раздела фаз. Согласно современным представлениям, двойной слой на границе раздела фаз жидкость – твердое тело состоит из тонкого слоя зарядов одного знака, «неподвижно» связанных с поверхностью твердого тела в результате действия электрических и адсорбционных сил, и диффузионного слоя зарядов (ионов) другого знака.

Защита от статического электричества соответствует "Правилам защиты статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности". Необходимость мероприятий по борьбе с опасными проявлениями статического электричества во взрывоопасных производствах обусловлена возникновением зарядов статического электричества в технологическом оборудовании, которое происходит при деформации, дроблении (разбрызгивании) веществ, перемешивании двух находящихся в контакте тел, при интенсивном перемешивании, испарении веществ.

Защита от статического электричества ведется преимущественно по двум направлениям: уменьшением интенсивности генерации электрических зарядов и устранением уже образовавшихся зарядов.

 Уменьшение интенсивности генерации электрических зарядов достигается использованием слабоэлектризующихся или неэлектризующихся материалов. Правильный подбор конструкционных материалов для изготовления или облицовки производственного оборудования позволяет значительно уменьшить или вообще исключить опасную электризацию.

Другим способом нейтрализации зарядов является смешивание материалов, которые при взаимодействии с элементами технологического оборудования заряжаются разноименно.

 Уменьшение силы трения и площади контакта, шероховатости взаимодействующих поверхностей, их хромирование или никелирование снижают величину электростатических зарядов. Этому же способствует создание воздушной подушки между движущимся материалом и элементамиоборудования.

Налив жидкости в резервуары свободно падающей струей не допускается. Расстояние от конца загрузочной трубы до дна сосуда не должно превышать 200 мм, а если это невозможно, то струю направляют вдоль стенки. Не допускается разбрызгивание, распыление или быстрое перемешивание жидкости.

Наличие в потоках жидкости или газа посторонних примесей способствует возникновению электризации, поэтому необходимо тщательно очищать их от загрязнений. Конденсация паров и газов при большом перепаде давлений вызывает сильную электризацию газовых струй при истечении их через неплотности. Поэтому требуется особое внимание к герметизации оборудования, содержащего горючие пары и газы под высоким давлением.

Устранение зарядов статического электричества достигается прежде всего заземлением электропроводных частей технологического оборудования. Оно выполняется независимо от других средств защиты. Заземляющие устройства, предназначенные для отвода статического электричества, объединяются с защитными заземляющими устройствами для электрооборудования. Они выполняются в соответствии с требованиями «Правил устройства электроустановок». Агрегаты, входящие в состав технологической линии, должны иметь между собой надежную электрическую связь, а линию в пределах цеха необходимо присоединять к заземлителю не менее чем в двух местах. Металлические вентиляционные воздуховоды в пределах цеха заземляют через каждые 40 – 50 м [24].

Для заземления неметаллических объектов на них предварительно наносят электропроводное покрытие, которое затем электрически соединяют с заземлителем или с заземленной металлической арматурой. В качестве покрытия используют металлическую фольгу или электропроводные эмали.

Электропроводность материалов повышают с помощью пропитки растворами поверхностно-активных веществ.

Для обеспечения непрерывного отвода зарядов статического электричества в землю полы во взрывоопасных помещениях выполняют избетона, антистатического линолеума и т.п.

Эффективным способом снижения электризации на производстве является применение нейтрализаторов статического электричества, создающих вблизи наэлектризованного диэлектрического объекта положительные и отрицательные ионы. Ионы, несущие заряд, противоположный заряду диэлектрика, притягиваются к нему, нейтрализуя заряд объекта.

Молниезащита.Здания и сооружения установки Л-24/7 относятся ко второй категории молниезащиты. Защита от прямых ударов зданий и сооружений второй категории с неметаллической кровлей выполнена

отдельно стоящими или установленными на защищаемом объекте стержневыми или тросовыми молниеотводами, обеспечивающих необходимую зону защиты.

Для защиты зданий и сооружений от вторичных проявлений молний предусмотрены следующие мероприятия:

  • металлические корпуса всего оборудования и аппаратов, установленных в защищаемом здании присоединены к заземляющему устройству электроустройства или к железобетонному фундаменту здания;
  • внутри здания между трубопроводами и другими протяжными металлическими конструкциями в местах их сближения на расстояние менее 10 см через каждые 30 м выполнены перемычки;
  • во фланцевых соединениях трубопроводов внутри здания следует обеспечить нормальную затяжку болтов на каждый фланец.

 

 

6.5 Пожарная безопасность

 

Пожарная опасность установки связана с характерными особенностями ведения процесса, основными из которых являются:

  • наличие в аппаратах, трубопроводах (и системе в целом) высоких давлений до 50,0 кгс/см2 (5,0 МПа) и высоких температурах (до 510оС);
  • наличие горючих и токсичных нефтепродуктов, продуктов и их паров и газов, сероводорода, моноэтаноламина, щелочи;
  • наличие огневых подогревателей П-1, П-2, П-3, П-4;
  • особо важной характерной особенностью установки является применение водородосодержащего газа (ВСГ), утечки которого недопустимы из-за возможного образования взрывоопасной смеси водорода с воздухом.

       Во избежание образования взрывоопасных смесей при проведении операций регенерации катализатора, остановки и пуска установки предусматривается продувка системы инертным газом (азотом).

       В целях предупреждения аварий  и  обеспечения пожарной безопасности обслуживающий персонал обязан  обеспечивать  постоянный  контроль  за  состоянием оборудования, аппаратов, трубопроводов, КИПиА.

       Осмотр и проверка оборудования, автоматических, блокирующих и сигнализирующих систем проводится с соблюдением следующей периодичности:

  • наличие и исправность противопожарного оборудования, индивидуальных средств защиты, наличие  надлежащего  давления воды и пара в системах  -  перед началом каждой смены старшим оператором;
  • исправность работы вентиляционных установок -  перед началом каждой смены старшим машинистом;
  • состояние контрольно-измерительных приборов, автоматических систем, сигнализирующих, блокирующих устройств - перед началом каждой смены старшим оператором и операторами технологических блоков.

Для противопожарной защиты установки Л-24/7 применяются стационарные системы пожаротушения и ручные средства.

К стационарным системам относятся:

  • пожарный водопровод,  проложенный  вдоль  монтажных проездов  и  предназначенный  для  обеспечения  работы  лафетных стволов  на воде,  орошения  кабельных  галерей  под постаментом и создание  водяной  завесы  колонн,  высота  которых  превышает 20 м.
  • система водопенного тушения пожаров (ВТП), коллектор которой также проложен вдоль монтажных проездов.  Система ВТП обеспечивает работу лафетных стволов на пене и работу  пожарной секции по всей установке.
  • система газового тушения ЭВМ, которая срабатывает автоматически при задымленности в зале ЭВМ и кабельных каналах.

Каждая пожарная секция имеет свой контрольно-пусковой узел (КПУ)  для автоматической  подачи пены в очаг загорания. Для защиты  оборудования    на  постаменте  и  в  насосной предназначены КПУ № 6‑9.

Зоны  действия  между  соседними  КПУ  разграниченывнасосной и на постаменте бетонными бортиками.

Для  принудительного  пуска  КПУ  установлены  краны ручного пуска в насосной на побудительной линии и непосредственно на узле КПУ.  КПУ № 6‑8 находятся в помещении газовой компрессорной, а №9 в насосной котельной.

Ручные средства пожаротушения:

  • углекислотные огнетушители (ОУ-80.ОУ-20, ОУ-10);
  • ящики с песком, лопаты и носилки, кошма для тушения небольших очагов пожара на поверхности земли;
  • паровые стояки,  подключенные  к линии пара - Р‑5 атм. и находящиеся в сухотрубном режиме.

Они расположены в насосной, на постаменте, на блоках колонн и печей.

Для вызова пожарной службы на установке установлены пожарные извещателиво взрывозащищенном исполнении. При нажатии кнопки любого пожарного извещателя включается светозвуковая сигнализация на пульте диспетчера пожарной части.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

На установке гидроочистки №3 предусмотрены  следующие меры для обеспечения охраны водных ресурсов и воздушного бассейна:

 - Для предотвращения создания на установке  аварийных  ситуаций, перелива аппаратов,  предусмотрена световая    и звуковая сигнализации,  выведенные на щит оператора.  Сигнализации срабатывают при повышении или понижении уровней в аппаратах выше или ниже допустимых норм.  Для наиболее опасных в эксплуатации аппаратов предусмотрены блокировки.

 - Для  предотвращения  повышения  давления  в  аппаратах выше допустимых значений, все аппараты на установке, работающие под избыточным давлением, снабжены предохранительными клапанами (ППК), контрольными и рабочими.

 - При увеличении давления  в аппарате выше допустимого, сброс через контрольный и рабочий клапан происходит в закрытую факельную систему установки и далее в заводскую факельную систему. При увеличении давления в десорбере К-105 выше допустимого, сброс сероводородного газа через СППК происходит       в заводской спецколлектор H2S. При подготовке установки или отдельных видов оборудования  к  ремонту, остатки нефтепродукта из аппаратов, трубопроводов, насосного оборудования сбрасываются через дренажную систему в заглубленную емкость Е-103. 

- При подготовке установки или отдельных видов оборудования  к  ремонту, остатки нефтепродукта из аппаратов, трубопроводов, насосного оборудования сбрасываются через дренажную систему в заглубленную емкость.

- Для устранения отходов, таких как изношенные одежда и обувь, промасленная ветошь, изношенный прокладочный материал, шланги предусмотрена специальная бетонная емкость, из которой эти отходы вывозятся на специальную свалку.

- Для исключения попадания дождевых и талых вод на площадку установки и разлитых нефтепродуктов за пределы установки предусмотрен бордюр, ограждающий территорию установки.

- Необходимо производить очистку газов, образующихся при регенерации катализатора, с применением раствора гидроксида натрия.

 -  Также необходимо использовать в качестве топлива для трубчатых печей топливный газ из общезаводского топливного кольца, практически не содержащий серы и азота.

- Для наиболее опасных в эксплуатации оборудования, аппаратов предусмотрены блокировки, защищающие оборудование от опасных ситуаций и предотвращающие аварийные случаи.

- Для защиты почв и грунтовых вод от влияния производственных продуктов, территория объекта выполнена из цементно-бетонного раствора.

 

Выбросы в атмосферу:

За счет ведения технологического процесса в герметически закрытой  аппаратуре  постоянные  выбросы  углеводородных  газов и паров нефтепродуктов в атмосферу исключены.

С  целью  защиты  воздушного  бассейна  при  подготовках к ремонту предусмотрено освобождение установки от углеводородных газов и паров нефтепродуктов в закрытую систему сброса горючих газов на факел. В эту же систему осуществляется сброс от всех предохра­нительных клапанов.

При подготовке установки или отдельных видов оборудования к ремонту, остатки нефтепродукта из аппаратов, трубопроводов, насосного оборудования сбрасывается через дренажную систему в заглубленную дренажную емкость Е-20. При заполнении заглубленной дренажной емкости Е-20, находящийся там нефтепродукт откачивается насосом Н-28 в трубопровод сырья для дальнейшей переработки.

К постоянным выбросам в атмосферу относятся:

  • продукты сгорания жидкого и газообразного  топлива в  технологических  печах,  которые  выбрасываются  в  атмосферу через дымовую трубу, обеспечивающую естест­венную  тягу  и  необходимое  рассеивание  вредных  ингредиентов (СО,SO2,  NO2, сажа,  V2O5, ∑CH).
  • газы регенерации катализатора;
  • отработанный воздух  общеобменной  вентиляции  из помещения газовой компрессорной;
  • неорганизованные выбросы из технолоргического оборудования.

Газы регенерации катализатора перед сбросом в атмосферу промываются раствором щелочи для очистки от оксидов серы. Продукты, содержащие сероводород, подвергаются очистке 15 % раствором моноэтаноламина.

         Общая характеристика выбросов в атмосферу представлена в табл. 7.1

 

Сточные воды:

На установке образуются промышленно-ливневые сточные воды, которые сбрасываются в промышленно-ливневую канализацию и далее поступают на очистные сооружения завода на механическую и биологическую очистку. К источникам загрязнения относятся технологические сточные воды от конденсационной аппаратуры, а также ёмкостей регенерации раствора МЭА.

Возможности сокращения потребления свежей воды следующие:

  • две системы оборотного водоснабжения для аппаратов, в которых охлаждаются или конденсируются продукты, содержащие углеводороды С5 и выше, и две системы – для аппаратов, воды которых загрязнены сероводородом и нефтепродуктами;
  • повторное использование сточных вод прошедших биохимическую очистку сточных вод после специальной подготовки
  • для охлаждения продуктов максимально используются аппараты воздушного охлаждения.

       Общая характеристика выбросов в гидросферу представлена в табл. 7.2.

 

Твёрдые отходы:

К периодическим твёрдым отходам (m = 40000 кг) относится отработанный катализатор реактора  Р – 1, который по мере снижения активности затаривается в бочки и отправляется на специальное предприятие для переработки.

Общая характеристика твердых и жидких отходов, а также нормы образования отходов  представлены в таблице 7.3, 7.4.

 

 

Таблица 7.1 Выбросы в атмосферу                                                                                                                            

Наименование выброса,

аппарат,

диаметр и высота выброса

Количество

источников выброса

Суммарный объем отходящих газов (м3/с)

Периодичность

выброса

Характеристика выброса

Средства

и методы

ликвидации, обезвреживания, утилизации выбросов

Температура

˚С

Состав

выброса

Установленная норма

содержания вредных

веществ

в выбросах в атмосферу, г/с

               

 

1

2

3

4

5

6

7

8

Дымовые газы из печей

П-101,102, П-201,202

Диаметр трубы нижний внутринный  –  5,50 м.

Диаметр трубы верхней внутринный  –  2,25 м.

Высота трубы – 80 м.

Источник №43.

1

21,96

Постоянно

при работе установки

350

Азота диоксид

Сернистый ангидрид

Углерода оксид

Углеводороды предельные

С1 – С10

Мазутная смола электростанции

3,047

4,830

1,426

0,975

 

0,028

-

Неорганизованные выбросы из технологического

оборудования. Ист. №44.

1

-

Постоянно

при работе установки

20

Углеводороды предельные

С1 – С10

Сероводород

Моноэтаноламин

8,053

0,165

0,015

-

Вентиляционные выбросы

из компрессорной. Ист. №331.

1

4,55

Постоянно

при работе установки

20

Сероводород

Углеводороды предельные

С1 – С10

0,003

 

0,155

-

Компрессорная Ист. №1217

1

-

Постоянно

при работе установки

20

Сероводород

Углеводороды предельные

С1 – С10

0,003

 

0,127

 

 

 

 

Таблица 7.2 Сточные воды

Наименование стока,

отделение,

аппарат

Количество образующихся

стоков,

м3/ч Место

сброса

Место сброса

Периодичность

сбросов

Характеристика сброса

Средства

и методы

ликвидации, обезвреживания, утилизации выбросов

Состав стоков,

по компонентам

Установленная норма

содержания вредных

веществ

в сбросах, мг/л

             

 

1

2

3

4

5

6

7

Промышленно-ливневые

сточные воды.

Насосы (охлаждающая вода от торцевых уплотнений)

 

 

 

1,0

 

 

ПЛК

колодец

 К-1436

 

Постоянно

при работе

установки

 

 

 

Нефтепродукты

pH

Ароматические углеводороды, NН4

 

 

 

Сульфиды

до 200

6,5÷8,5

не нормируемый но проверяемый показатель

 

до 30

Механическая, физикохимическая и биохимическая очистка на очистных сооружениях ОАО «Нафтан».

Солевые стоки

Колонна К-106

20

ПЛК

колодец

 К-1436

 

При регенерации

катализатора

pH

6,5÷8,5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 7.3 Нормы образования отходов

 

Наименование отхода,

характеристика,

состав

Стадия,

аппарат

образования отходов

Нормы образования отходов

По проекту,

кг на тонну сырья

Обоснованные

на год утверждения регламента

 

1

2

3

4

Катализатор отработанный

(состав не определяется)

ГДК-202

 

Катализатор KF-757-1,5E

 

Катализатор DN 190 TL (2.5)

 

Катализатор DN 200 TL (2.5)

 

Катализатор DN 200 TL (1.3)

 

Катализатор DС 190 TL (1.3)

 

 

 

Щелочь отработанная

Гидроочистка сырья

(топлива дизельного)

 

Реактор Р-101,102,201,202

 

 

0,0093

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,006

 

 

0,0093

 

0,0035

 

0,005

 

0,0055

 

0,0053

 

0,004

 

 

0,006

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Таблица 7.4  Твердые и жидкие отходы

Наименование отходов,

отделение, аппарат

Количество

отходов, кг

Периодичность образования

Место, куда

складируется, транспортируется

Характеристика

твердых и жидких

отходов

Направление использования, метод очистки или уничтожения,

условия захоронения токсических отходов

химический

состав,

влажность

физические показатели

             

 

1

2

3

4

5

6

7

Отработанныe

катализаторы

 

Реактор

Р-101,102,201,202

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

40000

 

 

 

 

По мере

снижения

активности

катализатора

 

 

 

 

Затаривается в бочки для

отправки

на переработку

 

 

 

 

Не

определяется

 

 

 

 

Не

определяется

 

 

 

 

На переработку

 

 

 


  1. ГРАЖДАНСКАЯ ОБОРОНА

8.1  Краткая характеристика опасного производственного объекта – установки Л-24/7

 

Состав объекта

Схема установки Л-24/7 двухпоточная и состоит из 4-х блоков.

Блок № 1 предназначен для смешения поступающего сырья (фр. 180¸360 °С) с циркулирующим водородосодержащим газом (ВСГ), нагрева смеси, проведения химических реакций гидроочистки, охлаждения газо-продуктовой смеси (ГПС) и отделения ВСГ от продуктов реакции. Давление до 5,0 МПа,  температура до 420 °С.

Блок № 2 предназначен для стабилизации, обезвоживания и отпарки сероводорода из гидрогенизата. Процесс проводится при давлении в стабилизационной колонне К-1   до 0,07 МПа и температуре низа колонны до 280 °С.

Блок № 3 предназначен для смешения поступающего сырья (фр. 180¸360 °С) с циркулирующим водородосодержащим газом (ВСГ), нагрева смеси, проведения химических реакций гидроочистки, охлаждения газо-продуктовой смеси (ГПС) и отделения ВСГ от продуктов реакции. Давление до 5,0 МПа,  температура до 420 °С.

Блок № 4 предназначен для стабилизации, обезвоживания и отпарки сероводорода из гидрогенизата. Процесс проводится при давлении в стабилизационной колонне  К-2 до 0,07 МПа и температуре низа колонны до 280 °С.

Блок № 5 предназначен для разделения гидрогенизата на жидкую и газообразную фазу и очистки углеводородного газа раствором МЭА. Давление в системе до 0,7 МПа,  температура до 50 °С.

Блок № 6 предназначен для десорбции сероводорода из раствора моноэтаноламина путём нагрева и отпарки.  Процесс ведётся при давлении  до 0,15 МПа и температуре до 130 °С.

         Общее количество работающих на опасном производственном объекте — 30 человек.

          Наибольшее количество работающих в смене — 6 человек.

         Наименование опасных веществ, постоянно находящихся на объекте, максимальное их количество:

 

Блок № 1:

  • фракция топлива дизельного (180÷360) °С + водородосодержащий газ — до 264 т;
  • 20 % раствор моноэтаноламина — до 1,4 т.

Блок № 2:

          фракция топлива дизельного(180÷360)°С + бензин-отгон + углеводородный газ — до 57 т.

 Блок № 3:

  • фракция топлива дизельного (180÷360) °С + водородосодержащий газ — до 264 т;
  • 20 % раствор моноэтаноламина — до 1,4 т.

Блок № 4:

- фракция топлива дизельного(180÷360)°С + бензин-отгон + углеводородный газ — до 57 т.

 

 

Блок № 5:

             - углеводородный газ  + 20 % раствор моноэтаноламина — до 3,2 т.

Блок № 6:

-  20 % раствор моноэтаноламина  + сероводород — до 43 т.

 

Условия хранения и использования опасных веществ

На установке Л-24/7 непрерывные технологические процессы ведутся в герметично закрытых аппаратах, что исключает выделение вредных веществ в атмосферу. При нормальной работе установки сброс от предохранительных клапанов направляется в закрытую факельную систему.

Сброс от предохранительных клапанов, установленных на аппаратах и трубопроводах водородосодержащего газа направляется в атмосферу. Полученные продукты выводятся за пределы границ установки по межцеховым коммуникациям.

Технологическая схема обеспечивает аварийное освобождение аппаратов в закрытую факельную систему и в закрытую систему дренирования.

 

Возможные опасные зоны при аварии

Учитывая специфику технологического процесса установки и оснащенность системами противоаварийной защиты можно сделать вывод, что серьезные аварийные ситуации могут произойти при нерегламентированной разгерметизации оборудования или трубопроводов. Последствиями разгерметизации могут быть следующие виды аварий: пожар пролива, факельное горение, «огненный шар», взрыв топливно-воздушных облаков и распространение по территории установки и на смежные объекты.

Наиболее тяжелые последствия может вызвать взрыв парогазовых смесей с воздухом на блоках №1 и №2. В радиусе 44м и 37м соответственно произойдет разрушение строительных конструкций и смертельное травмирование людей. Возможность травмирования людей существует в радиусе 387м. и 320м.

Зона порогового поражения токсичными волнами сероводорода при неблагоприятном состоянии атмосферы может распространиться на расстояние до 344 м.

 

Оснащённость средствами контроля загазованности территории установки. Наличие автоматических и других средств сигнализации и оповещения об аварии

  Сигнализаторы довзрывных концентраций горючих газов установлены в помещении компрессорной (3 шт.),  в сырьевой насосной (2 шт.), в горячей насосной (1 шт.), в насосной защелачивания (1 шт.).

  При опасных отклонениях от заданных параметров в схемах технологических блокировок предусмотрена звуковая и световая сигнализации с выводом сообщения на экран монитора.

 

Средства нейтрализации

         Средства нейтрализации для обращающихся на установке продуктов не требуются и проектом не предусмотрены .

 

 

8.2 Определение категории взрывоопасности технологического блока и зон по уровням опасности возможных разрушений и травмирования персонала

Произведем количественную оценку взрывоопасности сепаратора высокого давления гидроочистки дизельного топлива (см. рис. 8.1) распложенного на открытом пространстве в соответствии с ОПВ-96, определим для данного технологического объекта:

  • общий энергетический потенциал взрывоопасности;
  • относительный энергетический потенциал;
  • приведенную массу;
  • категорию взрывоопасности;
  • зоны возможных разрушений и травмирования персонала.

Рис. 8.1- Схема включения сепаратора высокого давления С-101

 

 

Описание расчетного сценария аварии

При разрушении сепаратора высокого давления С-101 происходит залповый выброс ПГФ, находящейся непосредственно в корпусе аппарата, с совершением работы адиабатического расширения и образованием воздушной ударной волны за счет сжатия окружающего атмосферного воздуха. Падение давления в системе приводит к образованию и поступлению в окружающую среду дополнительного количества ПГФ за счет вскипания перегретой жидкости, находящейся в сепараторе.

С потоком сырья через транспортную линию в сепаратор С-101 поступает ПГФ и перегретая ЖФ из реактора гидроочистки. Разрушение сепаратора высокого давления С-101 и соответствующее падение давления в системе приведет к возникновению обратного тока ПГФ с блока МЭА (очистки от Н2S).

Общий энергетический потенциал взрывоопасности технологического объекта, стадии, блока Е (кДж) характеризуется суммой энергий адиабатиче­ского расширения парогазовой фазы, полного сгорания имеющихся и обра­зующихся из жидкости паров за счет внутренней и внешней (окружающей среды) энергий при аварийной разгерметизации технологической системы:

где

– собственно общий энергетический потенциал, искомая величина, кДж;

 – сумма энергий адиабатического расширения и полного сгорания ПГФ, находящейся непосредственно в технологическом блоке, кДж;

– энергия сгорания ПГФ, поступившей к разгерметизированному участку от смежных объектов, кДж;

 – энергия сгорания ПГФ, образующейся за счет энергии перегретой ЖФ рассматриваемого блока и поступившей от смежных объектов, кДж;

 – энергия сгорания ПГФ, образующейся из ЖФ за счет тепла экзотермических реакций, не прекращающихся при разгерметизации, кДж;

 – энергия сгорания ПГФ, образующейся из ЖФ за счет теплопритока от внешних теплоносителей, кДж;

 – энергия сгорания ПГФ, образующейся из пролитой на твердую поверхность (пол, поддон, грунт и т.п.) ЖФ за счет теплоотдачи от окружающей среды (от твердой поверхности и воздуха к жидкости по ее поверхности), кДж.

 

Исходные данные для расчета:

- диаметр сепаратора dа = 2,0 м;

- длинна сепаратора hа = 7,0 м;

- регламентированное давление в сепараторе Рапп =  4 МПа;

- регламентированная температура в сепараторе t апп = 212°С, 

- пгф поступает в сепаратор по трубопроводу диаметром  d1 = 0,1 м, напорный и отводящий трубопроводы оснащены системой автоматического отключения с временем срабатывания  = 12 с и с обеспечением резервирования ее элементов.

1) Определим сумму энергий адиабатического расширения и сгорания парогазовой фазы, находящейся непосредственно в аварийном блоке ( ):

а) Объем пгф, выделившийся при аварийной разгерметизации аппарата, будет равен:

где

е – мольная доля парогазовой фазы в сепараторе e=0,796(п. 3.3);

– геометрический объём сепаратора, м3.

б) Расчет работы адиабатического расширения произведем по формуле:

  

где   – показатель, зависящий от давления в системе и показателя адиабаты принимается по табл. 8.1 (k=1,4 – показатель адиабаты, определен  по водороду, поскольку он преобладает в пгф  около 80% об.)

 

 

 

 

Табл.8. 1- Значение показателя адиабаты

Показатель адиабаты

Давление в системе, МПа

0,07-0,5

0,5-1,0

1,0-5,0

5,0-10,0

10,0-20,0

20,0-30,0

30,0-40,0

40,0-50,0

50,0-75,0

75,0-100,0

k=1,1

k=1,2

k=1,3

k=1,4

1,6

1,4

1,21

1,08

1,95

1,53

1,42

1,24

2,95

2,13

1,97

1,68

3,38

2,68

2,18

1,83

3,80

2,94

2,36

1,95

4,02

3,07

2,44

2,00

4,16

3,16

2,50

2,05

4,28

3,23

2,54

2,08

4,46

3,36

2,62

2,12

4,63

3,42

2,65

2,15

 

в) Так как при разгерметизации системы сгорание парогазовой фазы происходит при нормальных условиях, то объем пгф необходимо привести к нормальным условиям (Р0 = 0,101 МПа, Т0 = 293 К).

г) Сумма энергий адиабатического расширения (А) и сгорания парогазовой фазы, находящейся непосредственно в аварийном блоке:

 

где

 – удельная теплота сгорания ПГФ, находящейся непосредственно в блоке (кДж/кг), в кДж/м3, данные для расчета удельной теплоты сгорания ПГФ приведены в табл. 8.2 (в ПГФ также в виде паров содержатся фракция 28-360°С, которая в расчетах не учитывается поскольку ее мольная доля 0,00016).

Табл. 8.2- Данные для расчета удельной теплоты сгорания ПГФ

Индивидуальное вещество

Теплота сгорания, кДж/кг

(по справочным данным)

Массовая доля  i-того компонента ПГФ

Водород

103000

0,44

Метан

51182,5

0,14

Этан

47728

0,105

Сероводород

16308,235

0,06

Пропан

46471,818

0,127

Бутан

45822,07

0,128

 

Теплоту сгорания учитывая, что для газов объемные доли равны молярным, в приложении к газовой смеси найдем по формуле:

 

где     q i - удельная теплота сгорания i-того компонента ПГФ, принятая по справочным данным, кДж/кг;

xi - массовая доля i-того компонента ПГФ.

Плотность ПГФ при н. у. определена по формуле:

М = 6,42кг/кмоль – молярная масса ПГФ;

 

 

2) Определим энергию сгорания ПГФ, поступившей к разгерметизированному блоку от смежного блока ( ):

а) Определим скорость адиабатического истечения ПГФ:

  

где

 м3/кг   - удельный объем ПГФ в реальных условиях (объем, занимаемый 1 кг вещества);

       = 4,1 МПа – регламентированное давление в смежном блоке (реакторе гидроочистки ДТ);

 – показатель, зависящий от давления в системе и показателя адиабаты, принимается по табл.8. 3.

Табл. 8.3- Значение показателя адиабаты

Показатель адиабаты

Давление в системе, МПа

0,07-0,5

0,5-1,0

1,0-5,0

5,0-10,0

10,0-20,0

20,0-30,0

30,0-40,0

40,0-50,0

50,0-75,0

75,0-100,0

k=1,1

k=1,2

k=1,3

k=1,4

1,76

1,68

1,57

1,515

2,14

1,84

1,85

1,74

3,25

2,56

2,56

2,35

3,72

3,21

2,83

2,56

4,18

3,52

3,07

2,74

4,42

3,68

3,18

2,805

4,58

3,79

3,25

2,87

4,71

3,88

3,30

2,91

4,91

4,02

3,40

2,97

5,10

4,10

3,46

3,02

 

б) Площадь сечения, через которое происходит истечение ПГФ из смежного блока в аварийный:

в) Энергия сгорания ПГФ, поступившей к разгерметизированному блоку от смежного блока:

 

  

где

 = 12 с – время срабатывания отсечной арматуры, отсекающей смежный блок от аварийного, сек.

3) В данном расчете не учитываем:

  • - энергии сгорания ПГФ, образующейся за счет энергии перегрева ЖФ рассматриваемого блока и поступившей от смежных объектов за время τ, поскольку температура при регламентированном режиме в сепараторе 212°С, что ниже средней температуры кипения фракции дизельного топлива при атмосферном давлении;
  • - энергии сгорания ПГФ, образующейся из ЖФ за счет тепла экзотермических реакций, не прекращающихся при разгерметизации;
  •  - энергии сгорания ПГФ, образующейся из ЖФ за счет теплопритока от внешних теплоносителей, поскольку отсутствует подвод тепла в сепаратор;

4) Определим энергию сгорания ПГФ, образующейся из пролитой на твердую поверхность жидкости за счет теплоотдачи от окружающей среды    ( ).

  

где

- теплота сгорания ПГФ образующейся из пролитой на твердую поверхность жидкости.

Если  ПГФ  образована  нефтяной  фракцией,  то  ее  теплоту  сгорания  в кДж / кг, можно найди  по  формуле:

   - суммарная масса ЖФ, испарившейся за счет теплопритока от окружающей среды, кг.

 – масса ЖФ в кг, испарившейся за счет теплопритока от твердой поверхности (пола, поддона, обваловки и т.п.), поскольку температура твердой поверхности на которую вытечет жидкая при аварийной разгерметизации сепаратора, ниже температура кипения жидкости, то нет необходимости в расчете данного показателя;

 – масса ЖФ, испарившейся за счет теплопритока от окружающего воздуха (по зеркалу испарения), кг;

где 

 – время испарения жидкости (принимается равной времени его полного испарения, но не более 3600 сек);

 – интенсивность испарения жидкости, кг/(c∙м2).

Определяется по формуле:

где 

 – коэффициент, зависящий от температуры окружающего воздуха (20°С) и скорости воздушного потока над зеркалом испарения (  = 1 м/с), примем по справочным данным   = 7,7;

=174,96 кг/кмоль – молярная масса жидкости;

 – давление насыщенного пара жидкости при температуре окружающего воздуха, кПа. Давление насыщенных паров дизельной фракции 180-360°С определим используя формулу Ашворта:

 откуда = 3,158 кПа,

где - давление насыщенных паров при температуре Т, Па;

Т0 = средняя температура кипения фракции при атмосферном давлении, К.

Функция температур f(T) и f(T0) выражается уравнением:

 – площадь поверхности зеркала жидкости, м2. При проектировании необходимо также предусмотреть поддон, для снижения площади испарения и удобства сбора дизельной фракции при аварийной разгерметизации сепаратора, с учетом того, что вместимость поддона, должна быть больше объема жидкости в сепараторе: . Примем размеры поддона (см. рис. 2): 8х3х0,8= 19,2 м3 (на 25% больше, чтобы не было перелива и с расчетом установки опор).

Рис.8. 2 - Габариты паддона

 

Определим площадь поверхности зеркала жидкости, без учета площади трех опор сепаратора (выберем конструкцию стандартных седловых опор под стальные сворные горизонтальные цилиндрические аппараты из стандартного ряда, с шириной опор 300 мм (при диаметре аппарата более 1600 мм) и длинной 2140 мм (при диаметре аппарата 2400 мм)), равной 1,926 м2, тогда площадь поверхности зеркала жидкости .

Общий энергетический потенциал взрывоопасности сепаратора высокого давления гидроочистки дизельного топлива, характеризуется суммой энергий адиабатического расширения газовой фазы, энергий полного сгорания ПГФ при аварийном раскрытии технологической системы и энергии сгорания ПГФ, образующейся из пролитой на твердую поверхность жидкости за счет теплоотдачи от окружающей среды:

   

По значению общего энергетического потенциала взрывоопасности определяется относительный энергетический потенциал и приведенная масса взрывоопасного парогазового облака.

Относительный энергетический потенциал взрывоопасности облака (Qв) определяется по формуле:

 

 

 

Приведенная масса (m) определяется по формуле:

   

где 

46 000 кДж/кг – единая удельная теплота сгорания.

Относительный энергетический потенциал (Qв) используется как важнейший количественный показатель уровня возможных разрушений при взрывах на технологических объектах. По этому показателю, а также по приведенной массе технологические объекты разделяются на три категории взрывоопасности (табл. 8.4).

 

 

 

 

 

 

Табл.8. 4- Категории взрывоопасности

Категория взрывоопасности

Относительный энергетический потенциал (Qв)

Приведенная масса

(m), кг

I

II

III

> 37

27 – 37

< 27

> 5 000

2 000 – 5 000

< 2 000

На основании данных приведенных в табл. 8.4 по значениям относительного энергетического потенциала и приведенной массы рассчитываемый сепаратор относится к  III  категории взрывоопасности.

Определим зоны по уровням опасности возможных разрушений и травмирования персона при аварийной разгерметизации рассчитываемого аппарата.

а) Расчет тротилового эквивалента взрыва ПГФ, величина ТНТ-эквивалента определяется по формуле:

где

 – величина тротилового эквивалента, кг;

0,4 – доля энергии взрыва ПГФ, затрачиваемая непосредственно на формирование ударной волны; 0,9 – доля энергии взрыва тринитротолуола, затрачиваемая непосредственно на формирование ударной волны;  = 4240 кДж/кг – удельная энергия взрыва ТНТ, кДж/кг;

z – доля от общей массы паров, принимающая участие во взрывных превращениях (в незамкнутом пространстве с большой массой горючих веществ доля участия во взрыве может приниматься 0,1);

 – приведенная масса горючего вещества парогазовой среды, кг.

б) Определение радиусов зон. Зоной разрушения считается площадь с границами, определяемыми радиусами R, центром которых является рассматриваемый технологический блок или наиболее вероятное место разгерметизации технологической системы (в данном случае трубопровод). Границы каждой зоны характеризуются значениями избыточных давлений по фронту ударной волны DР и, соответственно, безразмерным коэффициентом К. Классификация зон разрушения приводится в табл.8.5.

Радиусы зон возможных разрушений,  если  приведенная масса газа (паров) менее 5 тонн, в общем виде определяются по формуле:

, м

 

Табл. 8.5-Классификация зон разрушения

Класс зоны

Коэффициент

k

Избыточное

давление Δp, кПа

Действие на здания

и сооружения

Травмирующее действие на человека

Радиусы зон возможных разрушений, м

1

3,8

> 100

полное разрушение зданий

смертельное

7,02

2

5,6

70

50 % разрушения зданий

смертельное

10,42

3

9,6

28

разрушение зданий без обрушения

тяжелое

17,85

4

28

14

умеренное разрушение зданий с разрушением дверей, оконных переплетов

средней

тяжести

52,08

5

56

< 20

малые повреждения с разрушением приблизительно 10 % остекления

легкое

104,16

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. РЕСУРСО- И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ НА УСТАНОВКЕ

Предприятия нефтеперерабатывающей отрасли являются одними из самых крупных потребителей энергии. Энергетический КПД отечественных нефтеперерабатывающих предприятий в целом составляет около 15%, а основных технологических установок не превышает 20-45%.

В целях укрепления экономической безопасности государства издана Директива президента РБ №3 от 14 июня 2007г. “ Экономия и бережливость – главные факторы экономической безопасности государства”. Основные направления директивы:

  1. Обеспечить энергетическую безопасность и энергетическую зависимость страны.
  2. Принять кардинальные меры по экономии и бережливому использованию топливно-энергетических и материальных ресурсов во всех сферах производства и в жилищно-коммунальном хозяйстве.
  3. Ускорить техническое переоснащение и модернизацию производства на основе внедрения энерго- и ресурсосберегающих технологий и техники.
  4. Повысить эффективность научно-технической и инновационной деятельности.
  5. Обеспечить стимулирование экономии топливно-энергетических и материальных ресурсов.

           Снабжение печи топливом

Снабжение печи топливным газом осуществляется из общезаводской сети с показателями:

  • теплотворная способность газа из сети 8100 ккал/нм3;
  • плотность – 0,7 кг/нм3;
  • давление – 0,2-0,5 МПа;
  • температура - 35◦С.

Кроме того для отопления печи существует возможность использовать мазут марки 100 с показателями:

  • теплотворная способность 9500 ккал/кг;
  • содержание серы 2,5 % масс.;
  • давление у источника 1,18 МПа.

Топливный газ и мазут подается к печи по трубопроводам.

Выработка и использование вторичных энергоресурсов

Наибольшее внимание на установке в решениях проблем энергосбережения нужно уделять печам – объектам расходующим колоссальные объемы топлива. Эффективность использования топлива, как основного энергоносителя во многом зависит от режима эксплуатации печи, в частности от организации процесса сжигания топлива и оптимизации температуры отходящих дымовых газов, то есть другими словами утилизации сбросного тепла. В целом в нефтепереработке в печах сжигается 3-5% от всей перерабатываемой нефти. Подогрев воздуха, подаваемого в печь на сжигание топлива позволяет снизить расход топлива (кпд увеличивается на 10-15%). Температура воздуха после воздухоподогревателя может достигать 300-350 ◦С. Это способствует улучшению процесса горения топлива, повышению теплоты сгорания топлива.

Мероприятия по уменьшению расхода ТЭР на установке

На данной установке внедрены решения позволяющие экономить топливно-энергетические ресурсы. Например, в теплообменном оборудовании увеличение температуры нагреваемых потоков происходит за счет отдачи тепла сред, которые необходимо охладить. Также на установке внедрена горячая сепарация. Производиться замена поршневых компрессоров на центробежные, для повышения кратности ВСГ к сырью, а также оснащение стабилизационных колонн более эффективными тарелками.

Крупнейшим потребителем энергии является технологическая печь. Радиантная камера – цилиндрическая, по стенам которой расположены вертикальные трубы продуктового змеевика. В поду камеры расположены горелки работающие как на топливном газе, так и на жидком топливе.

Камера конвекции расположена над радиантной, представляет собой шахту прямоугольного сечения, заполненную горизонтальными трубами. Первый ряд труб выполнены гладкими, остальные – оребренными.

В печах установлена максимально-развитая конвекция, обеспечивающая для данного процесса низкую температуру уходящих продуктов сгорания и, в соответствии с этим, достаточно высокий КПД печи.                    

 В ходе проведённой модернизации экономия топлива на установке составила 37,44%, а также снизилась энергоемкость на 11%.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

Целью расчета экономической части является обоснование экономической эффективности проведения модернизации на установке «Гидроочистка №3» ОАО «Нафтан».

10.1 Производственная программа

 

10.1.1 Материальный баланс процесса

Производственная программа определяет выпуск готовой продукции установленного качества на год в натуральном и стоимостном выражении. Производственная программа в натуральном выражении по форме представляет собой материальный баланс с указанием количества сырья, взятого в переработку, и полученных продуктов[27]. Годовой фонд времени работы установки (Тэф) определяется исходя из режима ее работы, календарного фонда времени (Тк) и времени планового простоя установки по всем видам ремонта (Трем).

При непрерывном режиме работы:

Тэф = ТкTрем

Тэф =365-15=350 дней.

Количество перерабатываемого сырья (Qc, т/год) равно:

где qсут– суточная производительность установки, т/сут.

 т/год.

 

 

Материальный баланс процесса представлен в таблице 10.1.1.1.

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 10.1.1.1. – Материальный баланс процесса

Показатели баланса

Величина показателей

 

т

%

Суточная производительность установки

 

2448

 

Эффективный фонд времени оборудования

350

 

Взять в переработку сырья:

 

 

Дизельное топливо прямогонное

856800

100

ВСГ

7968,24

0,93

Итого:

864768,24

100,93

Получить из переработки:

 

 

Топливный газ

5911,92

0,69

Бензин-отгон

10281,6

1,2

Дизельное топливо

834780,24

97,43

Сероводород

6168,96

0,72

Потери

7625,52

0,89

Итого:

864768,24

100,93

        

Расчет производственной программы в стоимостном выражении представлен в таблице 10.1.1.2.

Таблица 10.1.1.2. - Производственная программа установки в стоимостном

выражении

Наименование продукции

Количество, т

Цена,

млн. руб.

Товарная продукция, млн.руб.

Основная продукция:

- дизельное топливо

834780,24

2,281

1904133,73

Попутная продукция

- углеводород

- бензин-отгон

 

5911,92

10281,60

 

0,992

1,91

 

5864,62

19637,85

Всего:

850973,76

 

1929636,2

 

 

 

 

 

 

 

 

10.1.2 Расчёт потребности в материалах и энергоресурсах

 

Потребность во вспомогательных материалах рассчитывается на основе норм расхода (Hmi) и объема перерабатываемого сырья (Qc):

Затраты на сырьё, материалы и полуфабрикаты определяются на основе потребности в них цен:

Рассчитаем затраты на прямогонную дизельную фракцию (аналогично для ВСГ):

Годовая потребность в энергоресурсах в денежном выражении рассчитывается по формуле:

Рассчитаем годовую потребность установки в МЭА (аналогично для топлива и энергии на технологические цели):

где Cэi – тариф по i – му виду энергоресурсов;

Нэi – норма расхода энергоресурса на 1 т сырья.

Как показывают технологические расчеты (раздел 3 ДП) в результате установки нового пластинчатого теплообменника и замены горелок в печи снижается потребление природного газа на 37,44% и топлива на 37,44%.

Соответственно корректируется норма расхода природного газа после модернизации (аналогично для топлива):

,

где 0,0022– норма расхода природного газа  до модернизации, т.

Расчёт стоимости годовой потребности сырья, материалов и энергоресурсов представлен в таблице 10.1.1.3.

 

Таблица 10.1.1.3. – Расчёт стоимости годовой потребности сырья, материалов и энергоресурсов

Наименование

Ед. изм.

Норма расхода

на 1т

Годовая потребность, т

Цена, тариф, млн. руб.

Сумма,

млн. руб

до мод.

после мод.

до мод.

после мод.

до мод.

после мод.

1.Сырьё и материалы:

- дизельное топливо

т

-

-

856800

856800

1,516

1298908,8

1298908,8

- ВСГ

т

-

-

7968,24

7968,24

1,27

10119,66

10119,66

Итого

 

 

 

 

 

 

1309028,46

1309028,46

2.Вспомогательные материалы на технологические цели:

 

 

 

 

- МЭА

кг/т

0,00498

0,00498

4266,86

4266,86

0,005

21,33

21,33

- Катализаторы

 

 

 

 

 

 

48,28

48,28

Итого

 

 

 

 

 

 

69,61

69,61

3. Топливо и энергия на технологические цели:

 

 

 

 

 

- теплоэнергия

г/к

0,0375

0,0375

32130

32130

0,123

3951,99

3951,99

- электроэнергия

тыс. кВт/т

0,031

0,031

26560,8

26560,8

0,493

13094,47

13094,47

- топливо

т

0,03

0,0188

25704

16107,84

0,201

5166,5

3237,68

- вода оборотная

тыс. м3

0,0027

0,0027

2313,36

2313,36

0,226

522,82

522,82

- свежая вода

тыс. м3

0,00011

0,00011

94,25

94,25

0,295

27,8

27,8

- сжатый воздух

тыс. м3

0,0005

0,0005

428,4

428,4

0,108

46,27

46,27

- природный газ

тыс. м3

0,0022

0,0014

1884,96

1199,52

1,24

2337,35

1487,4

Итого

 

 

 

 

 

 

25147,2

22368,43

Всего:

 

 

 

 

 

 

1334245,27

1331466,5

 

 

10.2 Расчет капитальных вложений

           В состав капитальных вложений в дипломном проекте входят капитальные вложения в основные средства.

10.2.1 Расчет стоимости основных производственных средств

Капитальные вложения в основные средства после модернизации включают:

- Стоимость основных средств действующей установки;

- Стоимость вводимых средств: в процессе модернизации вводится 1 теплообменник, стоимость одного – 1450 млн. руб. и 3 горелки, стоимость одной 4,35 млн. руб.

Первоначальная стоимость вводимого оборудования (ОСвв) рассчитывается по формуле:

ОСвв = ОСсм + Рп.п.,

где, ОСсм – сметная стоимость вводимого оборудования;

Рп.п – предпроизводственные расходы (пуско-наладочные работы, отладка, испытания и т.д.), берутся в размере 15 % от сметной стоимости всех видов вводимого оборудования.

 Сметная стоимость вводимого оборудования включает:

  • Стоимость вводимого оборудования:
  • Транспортно-заготовительные расходы 10 % от стоимости вводимого оборудования:
  • Стоимость неучтенного оборудования укрупнено в размере 20% от стоимости вводимого оборудования:
  • Стоимость работ по монтажу – работы, связанные с установкой оборудования, его монтажом, устройством систем технологических проводок, энергоснабжения и т.д. принимается в размере 20 % от стоимости вводимого оборудования в зависимости от сложности работ:

Расчет сметной стоимости вводимого оборудования представляется в форме таблицы 10.2.1.

Таблица 10.2.1. – Расчёт стоимости вводимого оборудования

Наименование            оборудования

Кол.ед.

Цена за ед., млн. руб.

Стоимость неучтённого оборудования,

млн. руб

Транспортно-заготовительные расходы,

млн. руб

Стоимость работ по монтажу,

млн. руб.

Сметная стоимость оборудования, млн. руб.

Теплообменник

1

1450

290

145

290

2175

Горелка

3

4,35

2,61

1,305

2,61

19,575

ИТОГО

 

 

 

 

 

2194,575

 

Рассчитаем первоначальную стоимость вводимого оборудования:

ОСвв = 2194,575+ 329,186=2523,761 млн.руб.

Стоимость основных средств до модернизации:

                

где – стоимость основных средств установки, млн. руб.;

 – норма амортизации, %

 -  амортизация основных средств установки за год.

По данным предприятия амортизация равна: 88,15·12=1057,8 млн. руб.

Стоимость основных средств до модернизации:

=1057,8·100/9=11753,33 млн. руб.

Стоимость основных средств  после модернизации:

Амортизации основных средств  после модернизации:

 

 

 

 

 

10.2.2 Оборотные средств

Норматив оборотных средств определяется с учетом потребности в средствах как для основной деятельности, так и для ремонтов, осуществляемых собственными силами. Норматив оборотных средств – минимальный плановый размер оборотных средств предприятия, постоянно необходимый для его нормальной работы.

         Общий норматив складывается из суммы частных нормативов - размеров средств по отдельным элементам производственных запасов (ОСi) и норматива оборотных средств по готовой продукции (ОСг.п.)

Норматив по сырью, основным и вспомогательным материалам, топливу определяется по формуле:

где    Зi – годовые затраты по i-тым элементам, руб.

Тэф– эффективный фонд времени работы оборудования;

         Дi– норма запаса в днях по i-тому элементу.

Норматив по сырью равен:

 

млн.руб

 

Норматив оборотных средств по запчастям принимается в размере 2% от стоимости всего оборудования на установке. По данным предприятия стоимость оборудования до модернизации составляет 10577,99 млн. руб., после модернизации 12849,39 млн. руб.

Норматив оборотных средств по запчастям:

- до модернизации: 0,02·10577,99=211,56 млн. руб.

- после модернизации: 0,02·12849,39=256,99 млн. руб.

  Норматив по готовой продукции

где      Спр– производственная себестоимость, руб.

  Дгп – норма запаса готовой продукции, в днях.

Норматив по готовой продукции:

- до и после модернизации:  млн. руб.

- после модернизации:  млн. руб.

Расчет нормируемых оборотных средств осуществляется в табличной форме (табл. 10.2.2.1).

         Годовые расходы в стоимостном выражении для сырья и вспомогательных материалов взяты из таблицы 10.1.1.3.

 

Таблица 10.2.2.1  - Расчет потребности в оборотных средствах

Элемент нормируемых  оборотных средств

Расход по элементам, млн. руб.

Норма запаса, дни

Потребность в оборотных средствах, млн. руб.

годовой

суточный

до мод-ции

после мод-ции

до мод-ции

после мод-ции

до мод-ции

после мод-ции

Сырьё и материалы

Вспоиогательные материалы

Запасные части

Готовая продукция на складе

Топливо

Природный газ

 

1309028,46

69,61

 

-

1343498,61

 

5166,5

2337,35

1309028,46

69,61

 

-

1340651,34

 

3237,68

1487,4

3740,08

0,2

 

-

3838,57

 

14,76

6,68

3740,08

0,2

 

-

3830,43

 

9,25

4,25

3

3

 

-

5

 

2

2

11220,24

0,6

 

401,95

19192,85

 

29,52

13,36

11220,24

0,6

 

452,42

19152,15

 

18,5

8,5

Итого

 

30858,52

30852,41

 

 

Таблица 8 - Величина капитальных вложений

Направления капитальных вложений

Стоимость, тыс. руб.

до мод-ции

после мод-ции

1.Основные средства

2.Оборотные средства

11753,33

30858,52

14277,1

30852,41

Всего

42611,85

45129,51

 

 

 

10.3 Расчёт себестоимости продукции

        Экономическим результатом проводимой модернизации является изменение себестоимости продукции. Расчёт себестоимости продукции осуществляется по статьям расходов, а полный перечень статей расходов и соответствующие данные, представленные в табличной форме, называются калькуляцией себестоимости. Для расчёта себестоимости взяты данные по технико-экономическим показателям работы установки «Гидроочистка №2» ОАО «Нафтан». Изменения в показателях, возникающие в результате модернизации рассчитаны в данном подразделе и ранее в подразделах 10.1-10.2.   Для расчёта себестоимости перечислим статьи расходов:

  1. «Сырьё и основные материалы» - учитывает затраты на сырьё и все основные материалы, входящие в состав изготавливаемой продукции (таблица 10.1.1.3).
  2. ²Вспомогательные материалы на технологические цели²- физически не входят в состав готовой продукции, но являются необходимыми для обеспечения технологического режима

(таблица 10.1.1.3). 

  1. ²Топливо и энергия на технологические нужды² - включает затраты на все виды топлива и все виды энергии, полученных как со стороны, так и выработанным на самом предприятии и расходуемых на технологические и другие цели при производстве различных нефтепродуктов (таблица 10.1.1.3).
  2. ²Оплата труда производственного персонала² - учитывается основная и дополнительная заработная производственных рабочих и специалистов непосредственно связанных с выработкой различных видов продукции. По данным калькуляции ее величина составляет:51,415∙12=616,98 млн. руб.
  3. ²Налоги и отчисления от оплаты труда производственного персонала² - осуществляется от фонда оплаты труда (ФОТ) в соответствие с законодательством РБ и включает:

      отчисления в фонд социальной защиты населения и фонд занятости 34%от ФОТ:

616,98∙0,34=209,77млн. руб.

  1. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования² - учитываются амортизация оборудования, транспортных средств, ценного инструмента; затраты на эксплуатацию, текущий и капитальный ремонт оборудования и другие расходы, связанные с содержанием и эксплуатацией оборудования. Затраты на ремонт оборудования –списываются на себестоимость по фактической стоимости выполненных работ по данным калькуляции. При отсутствии данных принимаются в размере 4-5% от стоимости всего оборудования на установке.

До модернизации:

- амортизационные отчисления:

1057,8млн. руб.

- затраты на ремонт оборудования:

10577,99·0,04 = 423,12 млн. руб.

- суммарные расходы: 1057,8 + 423,12= 1480,92 млн. руб.

После модернизации:

- амортизационные отчисления:

1284,94 млн. руб.

- затраты на ремонт оборудования:

12849,39·0,04 = 513,98 млн. руб.

- суммарные расходы: 1269,84 + 513,98 = 1783,82 млн. руб.

  1. “Внутризаводская перекачка” – затраты на перекачку сырья по территории предприятия. Определяются умножением сложившейся на предприятии стоимости перекачки 1т на объём взятого в переработку сырья (Qс).

Взп = 0,0033·856800=2827,44 млн. руб.

  1. Общепроизводственные расходы“ – учитывают затраты связанные с обслуживанием и управлением установкой (цехом): содержание, ремонт и амортизацию зданий и сооружений установки (цеха), затраты на мероприятия по охране труда и другие расходы , связанные с управлением и обслуживанием производства. Сметы общепроизводственных расходов составляются по каждому производству и распределяются между установками пропорционально сумме затрат по обработке.

Общепроизводственные расходы берутся по данным предприятия или рассчитываются укрупнённым методом 5% от суммы прямых затрат за вычетом стоимости сырья и вспомогательных материалов:

стоимости сырья и вспомогательных материалов.

До модернизации:

(25147,2 + 616,98 + 209,77 + 1480,92 )·0,05 =1372,74млн.руб.

После модернизации:

          (22368,43 + 616,98 + 209,77+ 1783,82)·0,05 = 1248,95 млн. руб.

 

  1. “Общехозяйственные расходы” – относятся затраты связанные с управлением предприятием и организацией производства в целом по предприятию:
  • содержание работников аппарата управления предприятием и (зарплата с отчислениями, командировочные и т.д.);
  • содержание и обслуживание технических средств управления (связь, сигнализацию, ВЦ и т.д.);
  • оплата консультационных услуг, в т.ч. оплата услуг банка (% по кредитам);
  • ремонт и содержание зданий и сооружений общепроизводственного назначения;
  • подготовка кадров;
  • износ МБП и другие.

При отсутствии заводских данных общехозяйственные расходы принимаются укрупнённо в размере 10%  от суммы прямых затрат за вычетом стоимости сырья и вспомогательных материалов.

До модернизации:

(25147,2 + 616,98 + 209,77 + 1480,92)·0,1 =2745,49млн.руб.

После модернизации:

          (22368,43 + 616,98 + 209,77+ 1783,82)·0,1 = 2497,9 млн. руб.

Сумма всех предыдущих статей составляют производственную себестоимость.

  1. “Прочие расходы” – включают в себя налоги, сборы и другие обязательные платежи и отчисления.

“экологический налог” – учитывает затраты на восстановление природных ресурсов в связи с выбросами в атмосферу воздуха или сбросом со сточными водами токсичных веществ.

Размер экологического налога определяется умножением выбросов или сбросов данного класса опасности на соответствующую ставку налога.

Количество выбросов (сбросов) по данным предприятия:

  • выбросы в атмосферу –4575,31 т/г;
  • сбросы сточных вод - 3050,21 т/г.

Класс опасности определяется по данным предприятия. Ставки налога на текущий год берутся по публикациям НЭГ. Ставка налога за выбросы в атмосферный воздух для веществ с неопределенным классом опасности - 1461,402 тыс. руб./т. Ставка налога за сброс недостаточно очищенных сточных вод в поверхностные водные объекты – 266,76 руб./м3.

- налог на выбросы в атмосферу: 4575,31 ∙ 1,461 = 6684,53 млн. руб.

- налог на сбросы сточных вод: 3050,21∙ 0,00026676 = 0,814 млн. руб.

- суммарные расходы: 6684,53 + 0,814 = 6685,344 млн. руб.

“обязательное страхование имущества” (Сим) – составляет 1,0% от стоимости имущества:

ОСост – остаточная стоимость основных средств.

До модернизации:

- остаточная стоимость основных средств:11753,33млн.руб.

- страхование имущества: 0,01·(11753,33+42611,85)=543,65млн.руб.

       Сумма прочих расходов:6685,344 + 543,65= 7228,99 млн. руб.

 

После модернизации:

- остаточная стоимость основных средств: 14277,1млн.руб.

       - страхование имущества: 0,01·(14277,1+45129,51)=594,07млн.руб.

Сумма прочих расходов:6685,343 + 594,07 = 7279,42 млн. руб.

Таблица 10.3.2 - Калькуляция себестоимости продукции

Наименование статей

Величина, млн. руб.

Сырьё и основные материалы

Вспомогательные материалы  на технологические цели

Топливо  и энергия на технологические цели

Оплата труда производственного персонала

Отчисления от фонда оплаты труда производственного персонала

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в т.ч.

- амортизация

Внутризаводская перекачка

Общепроизводственные расходы

Общехозяйственные расходы

1309028,46

69,61

25147,2                        22368,43

616,98

209,77

 

1480,92                           1783,82

 

1057,8                          1284,94

2827,44

1372,74                          1248,95

 

2745,49                           2497,9

 

Производственная себестоимость

Прочие расходы

1343498,61

7228,99

1340651,34

7279,42

ПОЛНАЯ СЕБЕСТОИМОСТЬ

1350727,6

 

1347930,76

 

Себестоимость единицы продукции:

где,

 − полная себестоимость продукции, млн. руб.;

 − объем некалькулируемой продукции, т;

 − себестоимость некалькулируемой продукции, млн. руб.;

 − объем калькулируемой продукции, т;

До модернизации:

После модернизации:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

10.4. Технико-экономические показатели

Завершающим этапом данной курсовой работы является расчёт технико-экономических показателей.

 Расчет цены на продукцию производится по следующей методике:

1.Себестоимость единицы продукции Сед:

- до модернизации: Сед = 1,588 млн. руб.;

  1. Планируемая прибыль( рентабельность (Ре) в размере 15 % от себестоимости )

Пед = Ре∙Сед.

- до модернизации: Пед = 0,15·1,588= 0,238млн. руб.;

 

  1. Налог на добавленную стоимость на единицу продукции:

 - до модернизации: млн.руб.

  1. Цена отпускная:

Цотп  = Сед + Пед+ НДС

- до модернизации: Цотп  = 1,588+0,328 + 0,365=2,281млн.руб.

 

Размер прибыли рассчитывается по формуле:

П = ТП – Сп - Нк,

где ТП – стоимость товарной продукции (выручка от реализации продукции);

Сп – полная себестоимость продукции;

Нк – налоги косвенные (НДС).

Расчет налогов с выручки от реализации продукции производится по следующей методике:

  • налог на добавленную стоимость:

- до модернизации: млн.руб.

 

До модернизации:

П=1929636,2-1350727,6– 321606,03 = 257302,57 млн. руб.

После модернизации:

П=1929636,2- 1347930,76– 321606,03 = 260099,41 млн. руб.

Чистая прибыль рассчитывается по формуле:

Пч =  П – Нн – Нп ,

где Нн – налог на недвижимость. Ставка налога – 1% от стоимости основных производственных средств.

Нп – налог на прибыль. Ставка налога – 18% от налогооблагаемой прибыли Пн.о

- до модернизации:

Нн=11753,33∙0,01=117,53млн.руб.

Нп = 0,18∙(257302,57-117,53)=46293,31 млн. руб.

Пч =257302,57- 117,53 –46293,31= 210891,73 млн. руб.

- после модернизацции:

Нн=14277,1∙0,01=142,77млн.руб.

Нп = 0,18∙(260099,41- 142,77)= 46792,2 млн. руб.

Пч =260099,41- 142,77– 46792,2= 213164,44млн.руб.

Фондоотдача - характеризует выпуск продукции на единицу основных средств:

,

где ТП – стоимость выпуска товарной продукции, млн. руб.;

ОС –первоначальная стоимость основных средств, млн. руб.

- домодернизации: руб./руб.

- после модернизации: руб./руб.

Материалоёмкостьвеличина материальных затрат на единицу продукции:

, где Мз – материальные затраты (сырье и основные материалы), млн. руб.

- дои после модернизации: руб./руб.

Энергоемкостьстоимость энергоресурсов (электроэнергия, топливо и т.д.) на единицу продукции:

 ,где Эз – стоимость энергоресурсов, млн. руб.

- до модернизации: руб./руб.

- после модернизации: руб./руб.

Рентабельность продукции рассчитана по формуле:

- до модернизации:

- после модернизации:

Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений:

 года

Для технико-экономической оценки результатов модернизации составляется сводная таблица технико-экономических показателей (таблица 10.4.1)

 

 

 

 

 

Таблица 10.4.1. - Технико-экономические показатели установки

Наименование показателей

Ед. изм.

Величина

Отклоне-ние +/-

До

модерн.

После модерн.

Мощность установки

т/год

864768,24

864768,24

0

Стоимость капитальных вложений

млн. руб.

42611,85

45129,51

+2517,66

Себестоимость единицы продукции

млн. руб.

 

1,588

 

1,584

 

-0,04

Стоимость товарной продукции

млн. руб.

1929636,2

1929636,2

0

Прибыль предприятия

млн. руб.

210891,73

213164,44

+2272,71

Материалоёмкость

руб./руб.

0,68

0,68

0

Энергоёмкость

руб./руб.

0,01303

0,01159

-0,00144

Рентабельность продукции

%

15,613

15,814

+0,201

Срок окупаемости

лет

 

1,11

 

 

В результате модернизации  себестоимость единицы продукции снизилась  на2,52%, что привело к увеличению прибыли на 9,44% и рентабельности продукции на 1,3%. Также  модернизация позволяет снизитьэнергоемкость на 11,05%.

В результате проведения данной модернизации получены положительные результаты. Делается вывод о том, что такая модернизация целесообразна и может быть внедрена в производство.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВЫВОД

 

В результате дипломного проектирования  на тему: «Модернизация установки «Гидроочистка № 3» ОАО «Нафтан» с целью снижения энергопотребления» были выполнены все поставленные задачи. В итоге можно сделать вывод о том, что такая модернизация реальна и может осуществляться как в нефтеперерабатывающей, так и в других отраслях промышленности для снижения потребления топлива в технологических печах. Преимущества очевидны: при незначительных капитальных вложениях (для крупных предприятий) достигается значительный экономический эффект, что подтверждается расчётами в разделе «Экономическая часть». Проводимая модернизация позволяет уменьшить выбросы оксидов азота NOх в 4 раза, снизить количество потребляемого топлива на 37,44 %. В результате модернизации снижается стоимость топлива на технологические цели, следовательно,  уменьшается себестоимость готовой продукции, уменьшается энергоемкость производства, увеличивается прибыль.

Необходимо помнить о том, что вопросы ресурсо- и энергосбережения являются в современном мире актуальными и приоритетными не только на промышленном, но и на бытовом уровне, а предприятия и физические лица, активно занимающиеся этими вопросами, имеют государственную поддержку.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

  1. Голомшток Л.И., Халдей К.З. Снижение потребления энергии в процессах переработки нефти. –М.: Химия, 1990. – 144 с.
  2. «Технология переработки нефти и газа».УМК Ч-2. Под ред. Ткачёва С. М.

Новополоцк,ПГУ 2007, 392с.

  1. Технологический регламент установки ЛЧ 24/7
  2. 4. Химия нефти и газа: Учеб.пособие для вузов/А.И. Богомолов, А.А. Гайле, В.В. Громова и др. / Под ред. В.А. Проскурякова и А.Е. Драбкина.–2-е изд., перераб. – Л.: Химия, 1989.– 424 с.

5.Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти. М., «Химия», 1976.

6.Орочко Д.И. Гидрогенизационные процессы в нефтепереработке. М., «Химия», 1971.

7.Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Ч. 2-я. Крекинг нефтяного сырья и переработка углеводородных газов. – 3-е изд.,

8.Аспель Н.Б., Дёмкина Г.Г. Гидроочистка моторных топлив – М.: Химия, 1977 г.

  1. Система качества на предприятии по МС ИСО 9001. ОАО «Новополоцкий нефтеперерабатывающий завод».г. Новополоцк – 2000 г.
  2. 5. Танатаров М.А., Кондратьев А.А., Ахметшина М.Н., Медведева М.И. Проектирование установок первичной переработки нефти. – М.: Химия, 1976.
  3. Сарданашвили А.Г., Львова А.И. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. – М.: Химия, 1980.
  4. Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. Изд.7-е. – Л.: Химия, 1987.
  5. Фарамазов С. А. Охрана труда при эксплуатации и ремонте оборудования химических и нефтеперерабатывающих предприятий. – М.: Химия, 1985, 224 с., ил.
  6. Охрана труда: учеб.-метод. комплекс в 2 частях, ч. 1 / сост. М. Ф. Шипко, О. Н. Седунова; под общ. ред. М. Ф. Шипко. – Новополоцк: ПГУ-2007. – 200 с.
  7. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий (сн 245 − 71). Издательство литературы по строительству. − М., 1972.
  8. ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация.
  9. ГОСТ 12.1.003-83 ССТБ. Шум. Общие требования безопасности.
  10. ГОСТ 12.1.029-80 ССТБ. Средства и методы защиты от шума.
  11. Инструкция 1–ОТ–1/12 по охране труда для работников установки «Гидроочистка – 3» типа Л – 24/7, ОАО «Нафтан», 2005.
  12. Нормы пожарной безопасности Республики Беларусь. Категорирование помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности (НПБ 5-2000). – Мн.: УП Магазин стандартов, 2001г. – 40с.
  13. Общие правила взрывобезопасности химических производств и объектов. Минск. 1996. – 136 с.
  14. Правила безопасности при эксплуатации нефтегазоперерабатывающих заводов (ПБНГП-96). – Мн.: Технопринт, 1997 – 198с.
  15. Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений РД 34.21.122-87. Энергоиздат, М.: 1989.
  16. Правила защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности, «Химия», М.: 1973.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение А

 

$ Generated by PRO/II Keyword Generation System <version 7.1>  SIMULATION SCIENCES INC.         

 SIMULATION SCIENCES INC.          R                          PAGE P-1

 PROJECT                     PRO/II  VERSION 7.1 ELEC V6.6                    

 PROBLEM                                 OUTPUT                               

                                     COMPONENT DATA                   

 

         COMPONENT         ACEN. FACT.  HEAT FORM.     G FORM.

                                         KJ/KG-MOL    KJ/KG-MOL

   ---------------------   -----------  -----------  -----------

     1  180-360                0.57034   -177394.04      MISSING

     2  benzotgon              0.32332   -106301.04      MISSING

     3  H2                    -0.22000         0.00         0.00

     4  METHANE                0.01040    -74586.00    -50535.00

     5  ETHANE                 0.09860    -84015.60    -32123.10

     6  PROPANE                0.15290   -103856.00    -23584.80

     7  BUTANE                 0.20130   -125772.00    -16675.60

     8  PENTANE                0.25060   -146465.00     -8543.10

     9  H2S                    0.10000    -20584.30    -33473.70

 

 

 SIMULATION SCIENCES INC.          R                                   PAGE P-3

 PROJECT                     PRO/II  VERSION 7.1 ELEC V6.6                    

 PROBLEM                                 OUTPUT                               

                            RIGOROUS HEAT EXCHANGER SUMMARY            05/02/12

======================================================================

 

                                  UNIT 1, 'E1'

 

 OPERATING CONDITIONS                       OVERALL

                                          -----------

   DUTY, M*KJ/HR                              25.2619

   LMTD, C                                     86.538

   MTD, C                                      65.939

   F FACTOR, (FT)                               0.762

   U*A, KW/K                                  106.419

   U, KW/M2-K                                   0.164

   A, M2                                      649.510

 

 SHELL SIDE CONDITIONS                       INLET       OUTLET

                                          -----------  -----------

   FEED(S)                                         S1

   PRODUCTS LIQUID                                              S2

     VAPOR, KG-MOL/HR                           8.084          N/A

            K*KG/HR                         3.675E-02          N/A

        CP, KJ/KG-C                             7.164          N/A

     LIQUID, KG-MOL/HR                        521.625      529.709

             K*KG/HR                          105.067      105.104

         CP, KJ/KG-C                            2.229        2.607

     TOTAL, KG-MOL/HR                         529.709      529.709

            K*KG/HR                           105.104      105.104

   CONDENSATION, KG-MOL/HR                                   8.084

   L/F                                         0.9847       1.0000

   TEMPERATURE, C                             120.000      219.127

   PRESSURE, KPA                             4000.000     3994.847

 

 TUBE SIDE CONDITIONS                        INLET       OUTLET

                                          -----------  -----------

   FEED(S)                                         S5

   PRODUCTS LIQUID                                              S6

     VAPOR, KG-MOL/HR                             N/A          N/A

        CP, KJ/KG-C                               N/A          N/A

     LIQUID, KG-MOL/HR                        537.625      537.625

             K*KG/HR                          105.104      105.104

         CP, KJ/KG-C                            2.914        2.585

     TOTAL, KG-MOL/HR                         537.625      537.625

            K*KG/HR                           105.104      105.104

   TEMPERATURE, C                             299.951      212.515

   PRESSURE, KPA                             3998.504     3997.166

 

 SIMULATION SCIENCES INC.          R                                   PAGE P-5

 PROJECT                     PRO/II  VERSION 7.1 ELEC V6.6                    

 PROBLEM                                 OUTPUT                               

                            RIGOROUS HEAT EXCHANGER SUMMARY            05/02/12

 =====================================================================

                                  UNIT 2, 'E2'

 

 OPERATING CONDITIONS                       OVERALL

                                          -----------

   DUTY, M*KJ/HR                              25.8626

   LMTD, C                                     76.389

   MTD, C                                      56.962

   F FACTOR, (FT)                               0.746

   U*A, KW/K                                  126.119

   U, KW/M2-K                                   0.194

   A, M2                                      649.510

 

 SHELL SIDE CONDITIONS                       INLET       OUTLET

                                          -----------  -----------

   FEED(S)                                         S2

   PRODUCTS LIQUID                                              S3

     VAPOR, KG-MOL/HR                             N/A          N/A

            K*KG/HR                               N/A          N/A

        CP, KJ/KG-C                               N/A          N/A

     LIQUID, KG-MOL/HR                        529.709      529.709

             K*KG/HR                          105.104      105.104

         CP, KJ/KG-C                            2.607        2.939

     TOTAL, KG-MOL/HR                         529.709      529.709

            K*KG/HR                           105.104      105.104

   L/F                                         1.0000       1.0000

   TEMPERATURE, C                             219.130      307.879

   PRESSURE, KPA                             3994.847     3989.414

 

 TUBE SIDE CONDITIONS                        INLET       OUTLET

                                          -----------  -----------

   FEED(S)                                         S4

   PRODUCTS LIQUID                                              S5

     VAPOR, KG-MOL/HR                             N/A          N/A

            K*KG/HR                               N/A          N/A

        CP, KJ/KG-C                               N/A          N/A

     LIQUID, KG-MOL/HR                        537.625      537.625

             K*KG/HR                          105.104      105.104

         CP, KJ/KG-C                            3.245        2.914

     TOTAL, KG-MOL/HR                         537.625      537.625

            K*KG/HR                           105.104      105.104

    TEMPERATURE, C                             380.000      299.951

   PRESSURE, KPA                             4000.000     3998.504

SIMULATION SCIENCES INC.          R                                   PAGE P-7

 PROJECT                     PRO/II  VERSION 7.1 ELEC V6.6                    

 PROBLEM                                 OUTPUT                               

                             STREAM WEIGHT COMPONENT RATES             05/02/12

 ==============================================================================

 

 STREAM ID                            S1           S2           S3           S4

        NAME

        PHASE                      MIXED       LIQUID       LIQUID       LIQUID

 

 FLUID RATES, KG/HR

    1  180-360               104185.4653  104185.4653  104185.4653  102730.0896

    2  benzotgon                  0.0000       0.0000       0.0000    1216.4472

    3  H2                        44.8515      44.8515      44.8515      39.4522

    4  METHANE                   96.0288      96.0288      96.0288     100.9139

    5  ETHANE                   124.2412     124.2412     124.2412     147.1141

    6  PROPANE                  219.5707     219.5707     219.5707     270.2673

    7  BUTANE                   307.8882     307.8882     307.8882     384.3618

    8  PENTANE                  126.1229     126.1229     126.1229     120.2496

    9  H2S                        0.0000       0.0000       0.0000      95.2730

 

 TOTAL RATE, KG/HR           105104.1687  105104.1687  105104.1687  105104.1687

 

 TEMPERATURE, C                 120.0000     219.1270     307.8785     380.0000

 PRESSURE, KPA                 4000.0000    3994.8469    3989.4140    4000.0000

 ENTHALPY, M*KJ/HR               24.4040      49.6659      75.5295      99.0271

 MOLECULAR WEIGHT               198.4186     198.4186     198.4186     195.4971

 WEIGHT FRAC VAPOR            3.4962E-04       0.0000       0.0000       0.0000

 WEIGHT FRAC LIQUID               0.9997       1.0000       1.0000       1.0000

 

 

 STREAM ID                            S5           S6

        NAME

        PHASE                     LIQUID       LIQUID

 

 FLUID RATES, KG/HR

    1  180-360               102730.0896  102730.0896

    2  benzotgon               1216.4472    1216.4472

    3  H2                        39.4522      39.4522

    4  METHANE                  100.9139     100.9139

    5  ETHANE                   147.1141     147.1141

    6  PROPANE                  270.2673     270.2673

    7  BUTANE                   384.3618     384.3618

    8  PENTANE                  120.2496     120.2496

    9  H2S                       95.2730      95.2730

 

 TOTAL RATE, KG/HR           105104.1687  105104.1687

 

 TEMPERATURE, C                 299.9507     212.5146

 PRESSURE, KPA                 3998.5039    3997.1660

 ENTHALPY, M*KJ/HR               73.1644      47.9024

 MOLECULAR WEIGHT               195.4971     195.4971

 WEIGHT FRAC VAPOR                0.0000       0.0000

 WEIGHT FRAC LIQUID               1.0000       1.0000

 

 

 SIMULATION SCIENCES INC.          R                                   PAGE P-8

 PROJECT                     PRO/II  VERSION 7.1 ELEC V6.6                    

 PROBLEM                                 OUTPUT                               

                           STREAM WEIGHT COMPONENT FRACTIONS           05/02/12

 ==============================================================================

 

 STREAM ID                            S1           S2           S3           S4

        NAME

        PHASE                      MIXED       LIQUID       LIQUID       LIQUID

 

 FLUID WEIGHT FRACTIONS

    1  180-360                    0.9913       0.9913       0.9913       0.9774

    2  benzotgon                  0.0000       0.0000       0.0000       0.0116

    3  H2                     4.2673E-04   4.2673E-04   4.2673E-04   3.7536E-04

    4  METHANE                9.1365E-04   9.1365E-04   9.1365E-04   9.6013E-04

    5  ETHANE                 1.1821E-03   1.1821E-03   1.1821E-03   1.3997E-03

    6  PROPANE                2.0891E-03   2.0891E-03   2.0891E-03   2.5714E-03

    7  BUTANE                 2.9294E-03   2.9294E-03   2.9294E-03   3.6570E-03

    8  PENTANE                1.2000E-03   1.2000E-03   1.2000E-03   1.1441E-03

    9  H2S                        0.0000       0.0000       0.0000   9.0646E-04

 

 TOTAL RATE, KG/HR           105104.1687  105104.1687  105104.1687  105104.1687

 

 TEMPERATURE, C                 120.0000     219.1270     307.8785     380.0000

 PRESSURE, KPA                 4000.0000    3994.8469    3989.4140    4000.0000

 ENTHALPY, M*KJ/HR               24.4040      49.6659      75.5295      99.0271

 MOLECULAR WEIGHT               198.4186     198.4186     198.4186     195.4971

 WEIGHT FRAC VAPOR            3.4962E-04       0.0000       0.0000       0.0000

 WEIGHT FRAC LIQUID               0.9997       1.0000       1.0000       1.0000

 

 

 STREAM ID                            S5           S6

        NAME

        PHASE                     LIQUID       LIQUID

 

 FLUID WEIGHT FRACTIONS

    1  180-360                    0.9774       0.9774

    2  benzotgon                  0.0116       0.0116

    3  H2                     3.7536E-04   3.7536E-04

    4  METHANE                9.6013E-04   9.6013E-04

    5  ETHANE                 1.3997E-03   1.3997E-03

    6  PROPANE                2.5714E-03   2.5714E-03

    7  BUTANE                 3.6570E-03   3.6570E-03

    8  PENTANE                1.1441E-03   1.1441E-03

    9  H2S                    9.0646E-04   9.0646E-04

 

 TOTAL RATE, KG/HR           105104.1687  105104.1687

 

 TEMPERATURE, C                 299.9507     212.5146

 PRESSURE, KPA                 3998.5039    3997.1660

 ENTHALPY, M*KJ/HR               73.1644      47.9024

 MOLECULAR WEIGHT               195.4971     195.4971

 WEIGHT FRAC VAPOR                0.0000       0.0000

 WEIGHT FRAC LIQUID               1.0000       1.0000

 

 

 SIMULATION SCIENCES INC.          R                                   PAGE P-9

 PROJECT                     PRO/II  VERSION 7.1 ELEC V6.6                    

 PROBLEM                                 OUTPUT                               

                            STREAM WEIGHT COMPONENT PERCENTS           05/02/12

 ==============================================================================

 

 STREAM ID                            S1           S2           S3           S4

        NAME

        PHASE                      MIXED       LIQUID       LIQUID       LIQUID

  

 FLUID WEIGHT PERCENTS

    1  180-360                   99.1259      99.1259      99.1259      97.7412

    2  benzotgon                  0.0000       0.0000       0.0000       1.1574

    3  H2                         0.0427       0.0427       0.0427       0.0375

    4  METHANE                    0.0914       0.0914       0.0914       0.0960

    5  ETHANE                     0.1182       0.1182       0.1182       0.1400

    6  PROPANE                    0.2089       0.2089       0.2089       0.2571

    7  BUTANE                     0.2929       0.2929       0.2929       0.3657

    8  PENTANE                    0.1200       0.1200       0.1200       0.1144

    9  H2S                        0.0000       0.0000       0.0000       0.0906

 

 TOTAL RATE, KG/HR           105104.1687  105104.1687  105104.1687  105104.1687

 

 TEMPERATURE, C                 120.0000     219.1270     307.8785     380.0000

 PRESSURE, KPA                 4000.0000    3994.8469    3989.4140    4000.0000

 ENTHALPY, M*KJ/HR               24.4040      49.6659      75.5295      99.0271

 MOLECULAR WEIGHT               198.4186     198.4186     198.4186     195.4971

 WEIGHT FRAC VAPOR            3.4962E-04       0.0000       0.0000       0.0000

 WEIGHT FRAC LIQUID               0.9997       1.0000       1.0000       1.0000

 

 

 STREAM ID                            S5           S6

        NAME

        PHASE                     LIQUID       LIQUID

 

 FLUID WEIGHT PERCENTS

    1  180-360                   97.7412      97.7412

    2  benzotgon                  1.1574       1.1574

    3  H2                         0.0375       0.0375

    4  METHANE                    0.0960       0.0960

    5  ETHANE                     0.1400       0.1400

    6  PROPANE                    0.2571       0.2571

    7  BUTANE                     0.3657       0.3657

    8  PENTANE                    0.1144       0.1144

    9  H2S                        0.0906       0.0906

 

 TOTAL RATE, KG/HR           105104.1687  105104.1687

 

 TEMPERATURE, C                 299.9507     212.5146

 PRESSURE, KPA                 3998.5039    3997.1660

 ENTHALPY, M*KJ/HR               73.1644      47.9024

 MOLECULAR WEIGHT               195.4971     195.4971

 WEIGHT FRAC VAPOR                0.0000       0.0000

 WEIGHT FRAC LIQUID               1.0000       1.0000

 

 

 SIMULATION SCIENCES INC.          R                                  PAGE P-10

 PROJECT                     PRO/II  VERSION 7.1 ELEC V6.6                    

 PROBLEM                                 OUTPUT                               

                                     STREAM SUMMARY                    05/02/12

 ======================================================================

 

 STREAM ID                            S1           S2          S3        S4

        NAME

        PHASE                       MIXED       LIQUID       LIQUID   LIQUID

 

 -----  TOTAL STREAM  -----

 RATE, KG-MOL/HR                 529.709      529.709      529.709      537.625

       K*KG/HR                    105.104      105.104     105.104      105.104

 STD LIQ RATE, M3/HR             126.075      126.075      126.075      126.338

 TEMPERATURE, C                  120.000      219.127      307.879      380.000

 PRESSURE, KPA                  4000.000     3994.847     3989.414     4000.000

 MOLECULAR WEIGHT                198.419      198.419      198.419      195.497

 ENTHALPY, M*KJ/HR                24.404       49.666       75.529       99.027

           KJ/KG                 232.188      472.541      718.616      942.181

 MOLE FRACTION LIQUID             0.9847       1.0000       1.0000       1.0000

 REDUCED TEMP (KAYS RULE)         0.5728       0.7172       0.8465       0.9564

         PRES (KAYS RULE)         2.0545       2.0518       2.0491       1.9795

 ACENTRIC FACTOR                  0.5185       0.5185       0.5185       0.5129

 WATSON K (UOPK)                  11.807       11.807       11.807       11.811

 STD LIQ DENSITY, KG/M3          833.666      833.666      833.666      831.931

         SPECIFIC GRAVITY         0.8345       0.8345       0.8345       0.8328

         API GRAVITY              38.065       38.065       38.065       38.418

 

 --------  VAPOR  ---------

 RATE, KG-MOL/HR                   8.084          N/A          N/A          N/A

       K*KG/HR                 3.675E-02          N/A          N/A          N/A

       K*M3/HR                 6.714E-03          N/A          N/A          N/A

 NORM VAP RATE(1), K*M3/HR         0.181          N/A          N/A          N/A

 SPECIFIC GRAVITY (AIR=1.0)        0.157          N/A          N/A          N/A

 MOLECULAR WEIGHT                  4.546          N/A          N/A          N/A

 ENTHALPY, KJ/KG                1441.138          N/A          N/A          N/A

 CP, KJ/KG-C                       7.164          N/A          N/A          N/A

 DENSITY, KG/K*M3               5472.796          N/A          N/A          N/A

 Z (FROM DENSITY)                 1.0164          N/A          N/A          N/A

 TH COND, W/M-K                  0.11838          N/A          N/A          N/A

 VISCOSITY, PAS              1.21357E-05          N/A          N/A          N/A

 

 --------  LIQUID  --------

 RATE, KG-MOL/HR                 521.625      529.709      529.709      537.625

       K*KG/HR                   105.067      105.104      105.104      105.104

       M3/HR                     135.924      150.828      170.757      199.438

       GAL/MIN                   598.453      664.074      751.819      878.098

 STD LIQ RATE, M3/HR             125.808      126.075      126.075      126.338

 SPECIFIC GRAVITY (H2O=1.0)       0.8360       0.8345       0.8345       0.8328

 MOLECULAR WEIGHT                201.423      198.419      198.419      195.497

 ENTHALPY, KJ/KG                 231.766      472.541      718.616      942.181

 CP, KJ/KG-C                       2.229        2.607        2.939        3.245

 DENSITY, KG/M3                  772.989      696.849      615.519      527.002

 Z (FROM DENSITY)                 0.3189       0.2779       0.2662       0.2732

 SURFACE TENSION, N/M             0.0209       0.0124   5.9633E-03   1.3119E-03

 THERMAL COND, W/M-K             0.09902      0.08110      0.06502      0.05597

 VISCOSITY, PAS              5.59972E-04  2.41302E-04  1.22270E-04  6.06300E-05

 

  (1) NORMAL VAPOR VOLUME IS 22.414 M3/KG-MOLE (273.15 K AND 1 ATM)

 

 

 SIMULATION SCIENCES INC.          R                                  PAGE P-11

 PROJECT                     PRO/II  VERSION 7.1 ELEC V6.6                    

 PROBLEM                                 OUTPUT                               

                                     STREAM SUMMARY                    05/02/12

 ================================================================

 

 STREAM ID                            S5           S6

        NAME

        PHASE                     LIQUID       LIQUID

 

 -----  TOTAL STREAM  -----

 RATE, KG-MOL/HR                 537.625      537.625

       K*KG/HR                   105.104      105.104

 STD LIQ RATE, M3/HR             126.338      126.338

 TEMPERATURE, C                  299.951      212.515

 PRESSURE, KPA                  3998.504     3997.166

 MOLECULAR WEIGHT                195.497      195.497

 ENTHALPY, M*KJ/HR                73.164       47.902

           KJ/KG                 696.113      455.761

 MOLE FRACTION LIQUID             1.0000       1.0000

 REDUCED TEMP (KAYS RULE)         0.8392       0.7111

         PRES (KAYS RULE)         1.9788       1.9781

 ACENTRIC FACTOR                  0.5129       0.5129

 WATSON K (UOPK)                  11.811       11.811

 STD LIQ DENSITY, KG/M3          831.931      831.931

         SPECIFIC GRAVITY         0.8328       0.8328

         API GRAVITY              38.418       38.418

 

 

 --------  LIQUID  --------

 RATE, KG-MOL/HR                 537.625      537.625

       K*KG/HR                   105.104      105.104

       M3/HR                     169.780      150.348

       GAL/MIN                   747.516      661.960

 STD LIQ RATE, M3/HR             126.338      126.338

 SPECIFIC GRAVITY (H2O=1.0)       0.8328       0.8328

 MOLECULAR WEIGHT                195.497      195.497

 ENTHALPY, KJ/KG                 696.113      455.761

 CP, KJ/KG-C                       2.914        2.585

 DENSITY, KG/M3                  619.063      699.074

 Z (FROM DENSITY)                 0.2650       0.2768

 SURFACE TENSION, N/M         6.3077E-03       0.0128

 THERMAL COND, W/M-K             0.06607      0.08215

 VISCOSITY, PAS              1.26869E-04  2.45819E-04

 

  (1) NORMAL VAPOR VOLUME IS 22.414 M3/KG-MOLE (273.15 K AND 1 ATM)

 

 

 

 

 

Приложение Б

 

 SIMULATION SCIENCES INC.          R                                   PAGE P-3

 PROJECT                     PRO/II  VERSION 7.1 ELEC V6.6                    

 PROBLEM                                 OUTPUT                               

                                      PUMP SUMMARY                     05/02/12

 ================================================================

 

                                    INLET       OUTLET

                              -----------  -----------

  TEMPERATURE, C                   120.00       120.83

  PRESSURE, KPA                    600.00      6000.00

  MOLE FRAC VAPOR                  0.0000       0.0000

  MOLE FRAC LIQUID                 1.0000       1.0000

  ACT FLOW RATE, M3/HR           133.8545     132.3167

  EFFICIENCY, PERCENT                          88.0000

  HEAD, M                                     708.0631

  WORK, KW                                    228.1611

 

 

 SIMULATION SCIENCES INC.          R                                   PAGE P-4

 PROJECT                     PRO/II  VERSION 7.1 ELEC V6.6                    

 PROBLEM                                 OUTPUT                               

                             STREAM WEIGHT COMPONENT RATES             05/02/12

 ================================================================

 

 STREAM ID                            S1           S2

        NAME

        PHASE                     LIQUID       LIQUID

 

 FLUID RATES, KG/HR

    1  180-360               104166.6710  104166.6710

 

 TOTAL RATE, KG/HR           104166.6710  104166.6710

 

 TEMPERATURE, C                 120.0000     120.8272

 PRESSURE, KPA                  600.0000    6000.0000

 ENTHALPY, M*KJ/HR               23.5186      24.3400

 MOLECULAR WEIGHT               214.6739     214.6739

 WEIGHT FRAC VAPOR                0.0000       0.0000

 WEIGHT FRAC LIQUID               1.0000       1.0000

 

 

 SIMULATION SCIENCES INC.          R                                   PAGE P-5

 PROJECT                     PRO/II  VERSION 7.1 ELEC V6.6                    

 PROBLEM                                 OUTPUT                               

                           STREAM WEIGHT COMPONENT FRACTIONS           05/02/12

 ================================================================

 

 STREAM ID                            S1           S2

        NAME

        PHASE                     LIQUID       LIQUID

 

 FLUID WEIGHT FRACTIONS

    1  180-360                    1.0000       1.0000

 

 TOTAL RATE, KG/HR           104166.6710  104166.6710

 

 TEMPERATURE, C                 120.0000     120.8272

 PRESSURE, KPA                  600.0000    6000.0000

 ENTHALPY, M*KJ/HR               23.5186      24.3400

 MOLECULAR WEIGHT               214.6739     214.6739

 WEIGHT FRAC VAPOR                0.0000       0.0000

 WEIGHT FRAC LIQUID               1.0000       1.0000

 

 

 SIMULATION SCIENCES INC.          R                                   PAGE P-6

 PROJECT                     PRO/II  VERSION 7.1 ELEC V6.6                     

 PROBLEM                                 OUTPUT                               

                            STREAM WEIGHT COMPONENT PERCENTS           05/02/12

 ================================================================

 

 STREAM ID                            S1           S2

        NAME

        PHASE                     LIQUID       LIQUID

 

 FLUID WEIGHT PERCENTS

    1  180-360                  100.0000     100.0000

 

 TOTAL RATE, KG/HR           104166.6710  104166.6710

 

 TEMPERATURE, C                 120.0000     120.8272

 PRESSURE, KPA                  600.0000    6000.0000

 ENTHALPY, M*KJ/HR               23.5186      24.3400

 MOLECULAR WEIGHT               214.6739     214.6739

 WEIGHT FRAC VAPOR                0.0000       0.0000

 WEIGHT FRAC LIQUID               1.0000       1.0000

 

 

 SIMULATION SCIENCES INC.          R                                   PAGE P-7

 PROJECT                     PRO/II  VERSION 7.1 ELEC V6.6                    

 PROBLEM                                 OUTPUT                               

                                     STREAM SUMMARY                    05/02/12

 ================================================================

 

 STREAM ID                            S1           S2

        NAME

        PHASE                     LIQUID       LIQUID

 

 -----  TOTAL STREAM  -----

 RATE, KG-MOL/HR                 485.232      485.232

       K*KG/HR                   104.167      104.167

 STD LIQ RATE, M3/HR             123.581      123.581

 TEMPERATURE, C                  120.000      120.827

 PRESSURE, KPA                   600.000     6000.000

 MOLECULAR WEIGHT                214.674      214.674

 ENTHALPY, M*KJ/HR                23.519       24.340

           KJ/KG                 225.779      233.664

 MOLE FRACTION LIQUID             1.0000       1.0000

 REDUCED TEMP (KAYS RULE)         0.5367       0.5378

         PRES (KAYS RULE)         0.3208       3.2085

 ACENTRIC FACTOR                  0.5703       0.5703

 WATSON K (UOPK)                  11.763       11.763

 STD LIQ DENSITY, KG/M3          842.900      842.900

         SPECIFIC GRAVITY         0.8437       0.8437

         API GRAVITY              36.207       36.207

 

 

 --------  LIQUID  --------

 RATE, KG-MOL/HR                 485.232      485.232

       K*KG/HR                   104.167      104.167

       M3/HR                     133.855      132.317

       GAL/MIN                   589.343      582.572

 STD LIQ RATE, M3/HR             123.581      123.581

 SPECIFIC GRAVITY (H2O=1.0)       0.8437       0.8437

 MOLECULAR WEIGHT                214.674      214.674

 ENTHALPY, KJ/KG                 225.779      233.664

 CP, KJ/KG-C                       2.222        2.216

 DENSITY, KG/M3                  778.208      787.253

 Z (FROM DENSITY)                 0.0506       0.4995

 SURFACE TENSION, N/M             0.0226       0.0226

 THERMAL COND, W/M-K             0.09873      0.10143

 VISCOSITY, PAS              7.25663E-04  7.71315E-04

 

  (1) NORMAL VAPOR VOLUME IS 22.414 M3/KG-MOLE (273.

 

 

 Скачать: У вас нет доступа к скачиванию файлов с нашего сервера. КАК ТУТ СКАЧИВАТЬ

Категория: Дипломные работы / Дипломные работы нефть и газ

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.