• RU
  • icon На проверке: 10
Меню

Диплом АТ

  • Добавлен: 03.04.2018
  • Размер: 451 KB
  • Закачек: 0
Узнать, как скачать этот материал

Описание

В представленном дипломном проекте рассмотрены состояние и перспективы развития процесса первичной переработки нефти на фракции, разработка технологической схемы, предложено новое техническое решение по изменению технологической схемы блока, позволяющее получать большие количества светлых фракций. Приведены технологические расчёты, автоматизирована схема ректификационного блока с использованием современных приборов контроля, рассмотрены вопросы техники безопасности и охраны труда, рассчитаны некоторые технико-экономические показатели.

Состав проекта

icon
icon 1 - Теория.doc
icon 10 - Литература.doc
icon 2 Характеристика.doc
icon 3 -Новое решение.doc
icon 4 - Описание технологической схемы.doc
icon 5 - расчет.doc
icon 6 - АСУТП.doc
icon 6 - АСУТП1.doc
icon 7,8 - Опасные и вредные производственные факторы.doc
icon 7,8 - ОТ, ГО.doc
icon 9 - Экономика.doc
icon Документ Microsoft Word.doc
icon Заключение.doc
icon Описание технологической схемы.doc
icon Содержание.doc
icon Спецификация.doc

Дополнительная информация

Контент чертежей

icon 1 - Теория.doc

Дипломный проект содержит 167 страниц 9 рисунков 41 таблицу 33 литературных источника.
В общей части дипломного проекта приведён мотивированный выбор технологической схемы дано описание нового технического решения по изменению технологической схемы блока для получения большего количества бензиновых фракций.
В разделе КИП и автоматизации разработана схема автоматизации и описаны новейшие приборы по ректификационному блоку.
В разделе «Охрана труда» описаны мероприятия по технике безопасности промышленной санитарии и противопожарной технике.
В разделе «Гражданская оборона» приведены цеховые мероприятия по повышению устойчивости объекта в чрезвычайных ситуациях основные техногенные опасности производства и расчёт зоны возможного заражения СДЯВ в случае аварии.
В разделе «Экономика» произведены расчёты капитальных затрат и амортизационных отчислений прибыли по воде и электроэнергии и годовой экономический эффект.
НЕФТЬ БЕНЗИН КЕРОСИН ДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО
АТМОСФЕРНАЯ КОЛОННА ВОДЯНОЙ ПАР
Ректификация нефтяных смесей предназначена для разделения нефти на широкие и узкие фракции или для выделения из нефтяных фракций практически чистых индивидуальных компонентов и для разделения широких нефтяных фракций на узкие.
Получение нескольких узких фракций из исходной смеси производится на технологических установках с помощью последовательно работающих простых колонн соединенных между собой прямыми и обратными паровыми или жидкими потоками. В последнем случае система простых колонн выполнена в виде одной сложной колонны с отпарными или укрепляющими секциями. Технологические установки перегонки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив смазочных масел сырьё для вторичных процессов и нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.
Процесс перегонки с ректификацией осуществляют на так называемых атмосферных трубчатых установках (АТ).
На установках АТ осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением топливных (бензиновых керосиновых дизельных) фракций и мазута.
Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции.
Существенные экономические преимущества достигаются при комбинировании АТ с другими технологическими процессами такими как газофракционирование гидроочистка топливных и газойлевых фракций каталитический риформинг каталитический крекинг и т.д.
Обзор научно-технической литературы
1 Современное состояние нефтеперерабатывающей отрасли
Для оценки перспектив развития нефтеперерабатывающей отрасли необходимо проанализировать ситуацию как в структуре внутреннего потребления различных энергоносителей так и в товарном балансе экспорта сырой нефти и нефтепродуктов.
Формирование стратегии развития в значительной степени определяется соотношением внутренних цен на различные энергоносители. Сегодня в СНГ это соотношение не соответствует общемировому.
Самая характерная позитивная особенность - экологически более совершенная структура энергопотребления чем в ведущих странах Запада: преимущественная почти в 3 раза большая доля природного газа по сравнению с углем (табл. 1.1). К подобному соотношению стремятся сейчас во всем мире ведь в продуктах сгорания угля содержится на 29% больше вредных веществ чем от нефтяного топлива и на 80% больше чем от газового.
Кроме того осуществление конверсии природного газа до бензиновых и дизельных фракций с помощью усовершенствованного процесса Фишера- Тропша даст возможность использовать его не только как котельное но и как моторное топливо. Доля нефти в качестве топлива сопоставима с долей угля.
Таблица 1.1 – Структура потребления энергоносителей
Структура потребления%
Прочие (ядерная гидроэнергетика и т.д.)
Иначе выглядит структура экспорта энергоносителей бывшего СНГ: доля нефти и нефтепродуктов соизмерима с долей природного газа а доля угля незначительна; более того нефть и газ составляют почти 60% всего экспорта СНГ. Следовательно роль нефти в товарном экспорте значительно больше чем во внутреннем энергопотреблении.
Еще одна особенность топливно-энергетического комплекса - соизмеримость мощностей добычи и переработки нефти в отличие от других стран - крупнейших производителей и потребителей этого углеводородного сырья (табл. 1.2). Это очень важная предпосылка для стабильного функционирования обеих отраслей в условиях постоянно меняющихся мировых цен на сырую нефть. Очевидно что убытки от снижения этих цен могут быть восполнены только увеличением объема продаж нефтепродуктов. Из данных таблицы следует что для США и Западной Европы выгодны низкие цены на нефть а для Саудовской Аравии и других нефтедобывающих стран — высокие.
Таблица 1.2 – Структура нефтяного комплекса
Структура нефтяного комплекса
*-потенциал мощностей по первичной переработке.
Эта ситуация обусловлена двумя факторами: возможностью получения «живых» денег при продаже нефти и нефтепродуктов только в дальнее зарубежье; физическим и моральным износом оборудования и технологий на российских нефтеперерабатывающих заводах способных производить по западным меркам только полуфабрикаты.
Так даже экспортные дизельные топлива из России с содержанием серы не более 005% используются на одном из заводов Западной Европы в качестве сырья для получения и последующего экспорта в Северную Европу специального дизельного топлива «Ситидизель» с цетановым числом 53 содержанием серы 0005% и ароматики менее 20%.
Таким образом почти без модернизации российских заводов только за счет перераспределения поставок сырой нефти в различные регионы мира в период 1992-1998 гг. удавалось поддерживать суммарную долю нефти и нефтепродуктов в структуре экспорта на уровне 28-34% (отн.); доля нефтепродуктов в этой сумме – 8-10% (отн.). В 1998 г. в связи с двукратным снижением мировых цен на нефть для поддержания объема ее поставок на западные рынки пришлось почти в 4 раза девальвировать рубль. Это позволило снизить себестоимость добычи нефти в России с 12 до 35 долларов США за баррель.[1]
Снижение объема инвестиций в разработку новых газовых месторождений (вследствие неплатежей за газ поставленный потребителями России и стран СНГ) может привести к снижению экспорта природного газа. Однако идею «Газпрома» о сокращении поставок газа на внутренний рынок и использовании угля на части специально переоборудованных электростанций из-за больших капиталовложений нельзя считать прогрессивной. Эта идея противоречащая стратегическим интересам страны направлена на сохранение поставок газа за «живые» деньги.
Сохранение доминирующего положения сырой нефти и природного газа в структуре российского экспорта тормозит увеличение доли высокотехнологичных товаров в частности высококачественных продуктов переработки нефти. Рост доли угля в структуре внутрироссийского энергопотребления может представлять стратегический интерес в случае экономически эффективного получения из него синтетической нефти с последующей переработкой на российских заводах (т. е. не для замены природного газа на электростанциях а для восполнения возможного снижения объемов добычи сырой нефти).
Одними из основных продуктов нефтепереработки являются моторные топлива: в структуре мирового потребления нефти с 1998 г. по 2015 г. объем их производства должен вырасти с 51 до 56% от мощностей первичной переработки. Для установления причин худшего качества отечественных нефтепродуктов в сравнении с западными аналогами рассмотрим для примера структуру производства товарных бензинов в разных регионах мира (табл. 1.3).
Таблица 1.3 – Структура производства товарных бензинов
Общий объём переработки нефти млн.тгод
Мощность вторичных процессов % (масс.) от процессов первичной переработки:
Термический крекинг
Производства высокооктановых добавок (МТБЭ и ТАМЭ)
Глубина переработки нефти %
Объём производства (млн. тгод) моторных
Как видно в России мощности процессов вторичной переработки (которые и определяют качество топлив в частности бензинов) меньше чем в передовых странах мира не только по абсолютным значениям но и относительно мощностей первичной переработки. Сильно различаются и количественные отношения и качественная структура вторичных мощностей а следовательно компонентный состав товарных бензинов.
Согласно данным таблицы 1.4 бензиновый фонд России по сравнению с западным отличается большим количеством риформатов и прямогонных фракций что обусловливает большее содержание ароматических углеводородов и серы более низкое октановое число а следовательно большее содержание свинца. Существующие в нормах западных стран ограничения на содержание ароматики серы и свинца препятствуют экспорту бензинов из России в виде конечного товарного продукта.
Таблица 1.4 – Качество товарных бензинов
Показатели (данные 2002 г.)
Автомобильные бензины
Общий объем бензинового фонда
Компонентный состав % (об.) бутаны
бензиновые фракции каталитического
бензиновые фракции прямой
перегонки гидрокрекинга и гидроочистки (79; 1)
бензиновые фракции термических процессов (45; 352)
Октановое число: (ОЧИ-ОЧМ)2
ароматических углеводородов
Примечания: 1. В скобках — содержание ароматических и непредельных углеводородов.
В России доля компонентов гидрокрекинга и гидроочистки в общем
бензиновом фонде незначительна.
В 2005 г. в США и Западной Европе будут введены еще более жесткие ограничения на содержание вышеуказанных компонентов в товарных бензинах (табл. 1.5) что создаст дополнительные технологические трудности для производства высококачественных бензинов в России. Даже принятие новых норм по ряду показателей качества бензинов и дизельных топлив пока не утвержденных Правительством РФ не позволит получать продукты полностью соответствующие западным стандартам.
Таблица 1.5 – Предполагаемые ограничения
Содержание не более:
суммы ароматических % (об.)
Цетановое число не ниже
Содержание% (масс.) не более
полициклической ароматики
*В числителе — действующие сейчас нормы; в знаменателе — нормы предложенные в 1999 г. Ассоциацией нефтепереработчиков России для утверждения Правительством Российской Федерации.
Данные о компонентном составе сегодняшнего бензинового фонда США перспективного так называемого риформулированного бензина в связи с ограничениями ЕПА — американского Агентства по охране окружающей среды приведены в таблице 1.6. Как следует из этих данных для производства риформулированных (улучшенных) бензинов нужно значительно увеличить мощности процессов изомеризации алкилирования и получения оксигенатов уменьшив таким образом содержание компонентов каталитического крекинга и риформинга в общем бензиновом фонде.
Таблица 1.6 – Компонентный состав бензинового фонда США
риформулиро-ванный бензин в 2005 г
Компонентный состав % (об.)
фракции каталитического крекинга
фракции термических процессов и гидрокрекинга
Октановое число: (ОЧИ+ОЧМ)2
Содержание ароматических углеводородов % (об.)
С учетом существующих технологий такая модернизация потребует для США капиталовложений в размере не менее 500 млн.дол. на каждый НПЗ (не менее 100 млрд.дол. на все НПЗ США). Особенно большие трудности возникнут при модернизации действующих установок в частности риформинга который является основным источником бензола и другой ароматики в товарных бензинах. Поэтому основные усилия ведущих специалистов мира направлены на создание новых катализаторов риформинга способных обеспечить минимальное содержание бензола в бензиновой фракции.
Той же цели предполагается достигнуть и посредством уменьшения доли компонентов каталитического крекинга — второго после риформинга
источника ароматики в товарных бензинах. Сырьем для процессов алкилиро-вания и производства оксигенатов становится в этом случае жирный газ глубокого каталитического крекинга — новой модификации данного процесса — с выходом 35% (масс.).
Легкий газойль после снижения содержания серы и ароматики может служить компонентом дизельного топлива соответствующего новым нормам (см.табл. 1.6). Получение товарного дизельного топлива с новыми показателями качества возможно с помощью процесса гидрокрекинга [78].
Для снижения содержания серы и ароматики в прямогонных и вторичных компонентах дизельных топлив (около 73% от общего объема производства этих топлив на Западе) необходимы каталитические процессы облагораживания.
О масштабах строительства таких мощностей способных обеспечить экспорт и удовлетворить внутренние потребности в высококачественных бензинах дизельных и реактивных топливах можно судить что ни один российский НПЗ не имеет полного набора каталитических процессов необходимого для получения высококачественных моторных топлив.
Поэтому согласно современным технологическим критериям нужно построить: на 50% НПЗ — установки каталитического крекинга.
При определении необходимого числа установок гидрокрекинга учтена роль этого процесса (как и каталитического крекинга) в увеличении глубины переработки нефти поэтому строить их необходимо в первую очередь на заводах не оснащенных установками каталитического крекинга. (Однако на лучших западных НПЗ например в Финляндии на сырье одного вида работает несколько различных установок в том числе крекинга и гидрокрекинга что обеспечивает большую гибкость в изменении качества получаемых продуктов.)
Если предположить перспективное строительство установок гидро-крекинга на 50% российских НПЗ а установок гидрооблагораживания реактивных и дизельных топлив — на остальных 50% то размер инвестиций необходимых для решения этой задачи составит не менее 5-6 млрд. дол. США. Следовательно для реализации только одного из приведенных вариантов — бензинового или дизельного нужно затратить минимум 5 млрд. дол. США.
Модернизация устаревших установок потребует не менее 4 мдрд. дол. США; эта цифра получена при расчете затрат на некоренную реконструкцию Самарского НПЗ. Средний размер инвестиций на реконструкцию старых и строительство новых установок для одного НПЗ составит 120—450 млн. дол. США.[1]
Нельзя не сказать о перспективной политике в развитии отечественных нефтеперерабатывающих заводов.
В основном западные инвесторы предлагают так называемые связанные кредиты — поставку оборудования и технологий от навязанных им партнеров что затрудняет проведение конкурсов на проекты. Российский нефтяной комплекс — потенциально сильный конкурент на западном рынке обладающий достаточно мощной инфраструктурой добычи переработки и транспортировки нефти а главное - интеллектуальной базой для создания высоких технологий в частности в области катализа и промышленного производства катализаторов.
Однако исходя из уже сложившегося западного нефтяного рынка от стран Восточной Европы требуется дешевое сырьё. В обратную сторону т. е. с Запада должны экспортироваться только технологии в еще большей степени увеличивающие сырьевую составляющую экспорта России и других новых членов мирового рынка. Поэтому политика западных инвесторов направлена на ограничение экспорта из России высококачественных нефтепродуктов и катализаторов а самое главное — на снижение мощностей российских НПЗ до уровня обеспечивающего только её внутренние потребности.
Например когда Киришский НПЗ вышел на западный рынок с новым продуктом — реактивным топливом Jet-А1 а раны-импортеры уже через два месяца ввели такую таможенную пошлину на данный продув что его экспорт стал невыгодным а производство было приостановлено.
Дело в том что в отличие от российских вертикально интегрированных нефтяных компаний аналогичные западные компании обладают значительно большими перерабатывающими мощностями по сравнению с собственной нефтедобычей. Поэтому они в первую очередь заинтересованы в сбыте высококачественных продуктов а российские - сырой нефти.
Следовательно основная задача отечественного нефтяного комплексо-структурная перестройка перерабатывающей отрасли с целью экспорто-замещения сырой нефти высококачественными нефтепродуктами.
К сожалению в данном случае интересы западных фирм и руководителей многих российских компаний совпадают. Только таким совпадением интересов можно объяснить модернизацию на Пермском НПЗ установки каталитического крекинга типа 43-102 под технологию 50-х годов процесса ТСС компании «Моbil Оil» эта технология уже с середины 60-х годов не воспроизводится на Западе.
2 Физико-химические основы процесса
Диапазон мощностей отечественных установок перегонки нефти широк от 05 до 8 млн.т нефти в год. До 1950 года минимальная мощность наиболее распространённых установок АТ и АВТ составляла 500-600 тыс.тгод. В 1950-60 гг. проектировались и строились установки мощностью1; 15; 2 и 3 млн.тгод нефти. В 1967 году ввели в эксплуатацию установку АВТ мощностью 6 млн. тгод. Преимущества установок большой единичной мощности очевидны: высокая производительность труда и низкие капитальные и эксплуатационные затраты по сравнению с установками малой производительности.
Надо отметить что старые установки малой мощности подверглись модернизации с увеличением их мощности в 2-25 раза и более по сравнению с проектной.
Поскольку в эксплуатации находятся АТ и АВТ довоенного и последующих поколений отечественные установки перегонки нефти характеризуются большим разнообразием схем перегонки широким ассортиментом получаемых фракции.
Перегонка нефти до мазута осуществляется по схемам одно- и много кратного испарения (одно- или двухколонные схемы). Наибольшее распространение в отечественной нефтепереработке в настоящее время получили схемы двухкратного и значительно меньше однократного испарения. За рубежом начиная с 70-х годов в основном используют схемы однократного испарения. В то же время в качестве перспективных схем перегонки нефти предлагаются усовершенствованные схемы одно- двух- и трехкратного испарения.
2.1 Схема однократного испарения
Схема предусматривает разделение нефти на заданные фракции и мазут в одной сложной колонне с боковыми отпарными секциями.
Температура нагрева нефти на выходе из печи составляет 300-330 °С перегонка ведется при атмосферном давлении. Схема однократного испарения нефти энергетически наиболее выгодна; сравнение ее с другими схемами показывает что она обеспечивает самые низкие энергетические показатели меньшую металлоёмкость аппаратуры и требует минимальной температуры нагрева нефти для обеспечения заданной температуры доли отгона.
Однако требуется лучшая подготовка нефти. При одноколонной схеме перегонки отличаются более высокие потери фракций до 350°С с мазутом –
1 против 25%(масс.) на нефть по сравнению с двухколонной схемой.
Другой вариант перегонки нефти по схеме однократного испарения в сложной колонне с боковыми укрепляющими секциями. Нефть нагретую до 150-230°С вводят в ректификационную колонну выше места отбора керосиновой фракции. Выше ввода нефти отбирают газ фракции лёгкого и тяжелого бензинов. В низ колонны подают водяной пар. Из разных зон колонны ниже ввода нефти выводят керосиновую фракцию легкую и тяжёлую фракции дизельного топлива при температурах соответственно 160 280 и 345°С. Последние три фракции отбирают в парообразном состоянии и подают в укрепляющие секции где от них отделяют более низкокипящие компоненты которые возвращают в ректификационные колонны. С низа колонны выводят мазут при 410 ºС [8].
В данной схеме меньше затрат энергии и металла по сравнению с традиционной.
2.2 Схема двухкратного испарения
Схема предусматривает выделение газа и лёгких бензиновых фракций (до 140-160°С) в ректификационной колонне (tF = 180-220°С Р = 02-08МПа) с последующим разделением частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут в ректификационной колонне с боковыми отпарными секциями (tF = 350-380°С Р = 011-02МПа). [8]
Основным достоинством схем двухкратного испарения является их высокая технологическая гибкость. Наличие первой ступени в которой выделяется растворённый в нефти газ и часть бензиновых фракций позволяет компенсировать возможные колебания в составе нефти и обеспечивает более стабильную работу атмосферной колонны. Применение «отбензинивающей» колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе и разгрузить печь от лёгких фракций.
Двухколонную схему перегонки нефти используют при разделении нефтей с большим содержанием лёгких бензиновых фракций и растворённых в нефти газов для переработки сильнообводнённых и сернистых нефтей. Недостатком является более высокая температура нагрева отбензиненной нефти необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струёй на что расходуется большое количество энергии.
2.3 Схема трёхкратного испарения
Схема используется в перспективных высокопроизводительных установках АВТ мощностью 12 млн.т нефти в год [8]. В схеме предусмотрены ступень предварительного отделения газа и бензиновых фракций ступень атмосферной и вакуумной перегонки нефти.
Схема обеспечивает по сравнению с описанными ранее схемами большую глубину отбора светлых нефтепродуктов и повышенную четкость ректификации при меньших приведенных затратах.
2.4 Перегонка с однократным и многократным испарением
При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы - остатка [8].
Этот способ по сравнению с перегонкой с постепенным испарением обеспечивает при температуре и давлении большую долю отгона. Это важное его достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.
Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.
2.5 Процессы сложной перегонки
Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией [8].
При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами тем самым несколько повышается чёткость разделения смесей.
Перегонка с ректификацией - наиболее распространённый в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс осуществляемый в аппаратах - ректификационных колоннах - путём многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло- и массообмен обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами:
пар несколько обогащается низкокипящими а жидкость - высококипящими компонентами. При достаточно длительном контакте и высокой эффективности контактного устройства пар и жидкость уходящие из тарелки или слоя насадки могут достичь состояния равновесия то есть температуры потоков станут одинаковыми и при этом их составы будут связаны уравнениями равновесия. Такой контакт жидкости и пара завершающийся достижением фазового равновесия принято называть равновесной ступенью или теоретической тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим давление соотношение потоков флегмовое число и др.) можно обеспечить любую требуемую чёткость фракционирования нефтяных смесей. Место ввода в ректификационную колонну нагретого перегоняемого сырья называют питательной зоной где осуществляется однократное испарение. Часть колонны расположенная выше питательной зоны служит для ректификации парового потока и называют её концентрационной (укрепляющей) а другую - нижнюю часть в которой осуществляется ректификация жидкого потока - отгонной или исчерпывающей зоной.
Различают простые и сложные колонны.
Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) - выводимый с верха колонны в парообразном состоянии и остаток - нижний жидкий продукт ректификации.
Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта. Различают сложные колонны с отбором дополнительных фракций непосредственно из колонны в виде боковых погонов и колонны у которых дополнительные продукты отбирают из специальных отпарных колонн именуемых стриппингами. Последний тип колонн нашёл широкое применение на установках первичной переработки нефти.
Для разделения бинарных или многокомпонентных смесей на два компонента достаточно одной простой колонны (если не предъявляются высокие требования к чистоте продукта). Для разделения же многокомпонентных непрерывных или дискретных смесей на более чем два компонента (фракции) может применяться одна сложная колонна либо система простых или сложных колонн соединённых между собой в определённой последовательности прямыми или обратными паровыми или (и) жидкими протоками. Выбор конкретной схемы и рабочих параметров процессов перегонки определяется технико-экономическими расчётами с учётом заданных требований по ассортименту и чёткости разделения термостабильности сырья и продуктов возможности использования достигнутых и дешёвых хладоагентов и т.п.
Чёткость погоноразделения - основной показатель эффективности работы ректификационных колонн характеризует их разделительную способность. Она может быть выражена в случае бинарных смесей концентрацией целевого компонента в продукте. Применительно к ректификации нефтяных смесей она обычно характеризуется групповой чистотой отбираемых фракций то есть долей компонентов выкипающих по кривой ИТК до заданной температурной границы деления смеси в отобранных фракциях (дистиллятах или в остатке) а также отбором фракций от потенциала. Как косвенный показатель чёткости разделения на практике часто используют такую характеристику как налегание температур кипения соседних фракций в продукте. В промышленной практике обычно не предъявляют сверхвысоких требований по отношению к чёткости погоноразделения поскольку для получения сверхчистых компонентов и сверхузких фракций потребуются соответственно сверхбольшие капитальные и эксплуатационные затраты. Установлено что на разделительную способность ректификационных колонн значительное влияние оказывает число контактных ступеней и соотношение потоков жидкой и паровой фаз. Для получения продуктов с данными требованиями необходимо иметь достаточное число тарелок (или высоту насадки) и соответствующее флегмовое и паровое числа.
Флегмовое число характеризует соотношение жидкого и парового потоков в концентрационной части колонны и рассчитывается как
где L и D - количества соответственно флегмы и ректификата.
Паровое число характеризует соотношение контактирующихся потоков пара и жидкости в отгонной секции колонны рассчитываемое как
где G и V - количества соответственно паров и кубового продукта [9].
2.6 Способы регулирования температурного режима
ректификационных колонн
Для регулирования температурного режима атмосферная колонна обычно имеет вверху острое орошение и затем по высоте несколько промежуточных орошений - циркуляционных или острых с переохлаждённой флегмой.
Из промежуточных орошений чаще применяют циркуляционные
орошения располагаемые обычно под отбором бокового погона (тип в) или использующие отбор бокового погона для создания циркуляционного орошения с подачей последнего в колонну выше точки возврата паров в отпарной секции (тип б). Промежуточное острое орошение (тип г) предусматривает отбор всей жидкости с боковым погоном охлаждение части жидкости и возврат её в колонну ниже точки отбора. Возможна подача промежуточного острого орошения после отделения лёгких фракций (тип д).
Использование только одного острого орошения вверху колонны
неэкономично так как низкопотенциальное тепло малопригодно для регенерации теплообменом. Кроме того в этом случае расход потоков пара и жидкости изменяется значительно по высоте колонны. При промежуточном орошении рационально используется практически всё тепло колонны для подогрева нефти выравниваются нагрузки по высоте колонны тем самым увеличивается производительность колонны обеспечиваются оптимальные условия работы тарелок во всех секциях колонны.
Анализ работы промышленных колонн показывает что в атмосферной
колонне для перегонки нефти должно быть одно или два промежуточных циркуляционных орошения так как третье незначительно увеличивает коэффициент использования тепла и в то же время заметно снижает флегмовые числа в лежащих выше секциях колонны и усложняет технологическую схему установки.
2.7 Особенности перегонки с водяным паром
Для подвода дополнительного тепла в низ атмосферной колонны промышленных установок перегонки нефти такие способы кипятильник с паровым пространством или «горячая струя» неприемлемы по причине низкой термостабильности кубового остатка - мазута [89]. В этой связи с целью создания требуемого парового орошения в отгонной секции этих колонн а также испарения (отпаривания) низкокипящих фракций нефти (попадающих в остаток в условиях однократного испарения в секции питания) на практике широко применяют перегонку с подачей водяного пара.
При вводе водяного пара в отгонную секцию парциальное давление паров снижается и создаются условия при которых жидкость оказывается как бы перегретой что вызывает её испарение. При этом теплота необходимая для отпаривания паров отнимается от самой жидкости в связи с чем она охлаждается. Испарение жидкости вызванное водяным паром прекращается когда упругость паров жидкости при понижении температуры снизится настолько что станет равным парциальному давлению. Таким образом на каждой теоретической ступени контакта установится соответствующее этим условиям равновесие фаз.
Рассмотрим подобнее механизм перегонки с подачей водяного пара протекающего в отгонных секциях и отпарных колоннах.
Водяной пар подаваемый в низ колонн поднимается вверх вместе с парами образующимися при испарении жидкости (кубового остатка или бокового погона) вступая на вышерасположенной тарелке в контакт со стекающей жидкостью [7]. В результате тепло - и массообмена в жидкости стекающей с тарелки на тарелку концентрация низкокипящего компонента убывает в направлении сверху вниз. В этом же направлении убывает и температура на тарелках вследствие испарения части жидкости. Причём чем большее количество подаётся водяного пара и ниже его параметры (температура и давление) тем до более низкой температуры охладится кубовая жидкость. Таким образом эффект ректификации и испаряющееся действие водяного пара будут снижаться на каждой последующей тарелке. Следовательно увеличивать количество отпарных тарелок и расход водяного пара целесообразно до определённых пределов. Наибольший эффект испаряющего влияния перегретого водяного пара проявляется при его расходе равным 15-20% масс. на исходное сырьё. Общий расход водяного пара в атмосферные колонны установок перегонки нефти составляет 12-35% масс. на перегоняемое сырьё.
Необходимо указать на следующие недостатки применения водяного пара в качестве испаряющего агента:
- увеличение затрат энергии (тепла и холода) на перегонку и конденсацию;
- повышение нагрузки колонн по парам что приводит к увеличению диаметра аппаратов и уносу жидкости между тарелками;
- ухудшение условий регенерации тепла в теплообменниках;
- увеличение сопротивления и повышение давления в колонне;
- обводнение нефтепродуктов и необходимость их последующей сушки;
- усиление коррозии нефтеаппаратуры и образование больших количеств загрязнённых сточных вод.
В этой связи в последние годы в мировой нефтепереработке проявляется тенденция к существенному ограничению применения водяного пара и к переводу установок на технологию сухой перегонки.[7]
3 Технологическая и эксплуатационная характеристика
процесса ректификации
Применяемые в нефте и газопереработке ректификационные колонны подразделяются:
)по способу межступенчатой передачи жидкости:
- с переточными устройствами (с одним двумя или более);
- без проточных устройств провального типа;
)по способу организации контакта парогазовой и жидкой фаз:
По типу применяемых контактных устройств наибольшее распространение получили тарельчатые а также насадочные ректификационные колонны.[7]
3.1 Насадочные колонны
Для равномерного распределения паров и жидкости в таких колоннах в качестве насадки применяют пустотелые шары с отверстиями в стенках трехгранные и многогранные призмы и пирамиды седлообразные тела Берля Инталлокса кольца Паля спиральные керамические кольца Рашига из глазурованной глины высотой равной диаметру и др. Для увеличения поверхности контакта внутри колец иногда делают перегородки. Преимущества кольцевой насадки: малый вес большая поверхность контакта большая площадь свободного сечения химическая инертность дешевизна.
Насадку укладывают на тарелки снабженные двумя отверстиями двух видов: малыми — для стока флегмы и большими - для прохода паров. Для правильной работы насадочной колонны очень важно равномерное распределение стекающей флегмы по всему поперечному сечению колонны. Этому благоприятствуют однородность тела насадки максимально возможная скорость восходящего потока паров и строгая вертикальность колонны. Практика показала что достигнутое вначале равномерное распределение флегмы нарушается по мере ее отекания так как пар стремится оттеснить жидкость к стенкам колонны и перемещаться через центр насадки. В связи с этим слой насадки разбивают на несколько маленьких слоев высотой 1—15м разделяя их свободным пространством.
Интенсивность ректификации достигается подбором насадки надлежащих размеров. Чем мельче насадочные кольца тем лучше контакт между парами и флегмой но тем выше гидравлическое сопротивление движению паров в колонне. При некотором предельном значении нагрузки насадочной колонны т. е. при высокой скорости паров или жидкости может наблюдаться «захлебывание» насадки когда прекращается стекание жидкости и начинается ее выброс из колонны. Высоту H слоя насадки в колонне определяют по формуле:
Где hэ – высота эквивалентная одной теоретической тарелке n – требуемое число тарелок.
Величина hэ зависит от типа и размеров элементов насадки гидродинамического режима работы колонны и свойств разделяемой смеси. Основной недостаток насадочных колонн — образование «мертвых» зон в насадке через которые не проходят ни пары ни флегма что ухудшает контакт между массообменивающими фазами и понижает эффективность разделения. Насадочные колонны небольшого диаметра (05—1м) с мелкой насадкой и при большой скорости паров работают весьма эффективно [24].
3.2 Тарельчатые колонны
Рассмотрим принципиальное устройство и работу тарелки с круглыми колпачками схема которой представлена на рис 1.1. Такая тарелка представляет собой перфорированную пластину 1 с патрубками 4 и прикрывающими их колпачками 3 со щелями 5 (прорезями). По патрубкам кольцевому пространству 6 и через щели пары вводятся под слои жидкости на тарелке. Постоянство уровня жидкости обеспечивается подпорными перегородками 7. Избыток флегмы по сливным стаканам 2 перетекает на нижележащую тарелку.
Рис. 1.1. Устройство колпачковой тарелки.
-пластина 2- сливной стакан 3- колпачок 4- паровой патрубок 5- прорези колпачка 6- кольцевое пространство 7- подпорная перегородка 8- стенка колонны.
Для нормальной работы ректификационной колонны необходимы теснейший контакт между нисходящим потоком флегмы и восходящим потоком паров и надлежащий температурный режим. Первое условие обеспечивается конструкцией колпачков и тарелок второе — отводом тепла наверху колонны конденсацией части паров и образованием потока орошения (флегмы). Восходящий поток паров обеспечивается частичным испарением исходного сырья а также жидкой фазы внизу колонны под действием тепла огневого нагревателя кипятильника или острого водяного пара.
Необходимо также чтобы жидкость стекающая с вышележащей тарелки не находилась в равновесии с восходящим потоком паров поднимающихся с нижележащей тарелки. Тогда контактируя с жидкостью имеющей более низкую температуру пары охладятся и частично сконденсируются образуя конденсат более богатый чем пары высококипящими компонентами. В результате паровая фаза обогатится низкокипящими компонентами а жидкая фаза —высококипящими.
Ректификационную тарелку на которой устанавливается равновесие между жидкой и паровой фазами- именуют теоретической или идеальной. В колоннах с реальными тарелками достичь равновесного состояния между паровой и жидкой фазами на каждой тарелке невозможно.
3.3 Колонны с ситчатыми тарелками
К их числу относятся ректификационные колонны снабженные тарелками с отверстиями 2 диаметром 3—12 мм и расстоянием между отверстиями в 35—4 раза большим их диаметра (рис 1.2). Слой жидкости 1 высотой 25— 30 мм удерживается на тарелках восходящим потоком паров которые проходят через отверстия 2 и барботируют через слой жидкости. Избыток флегмы перетекает вниз по сливным стаканам 3. Если сливные стаканы отсутствуют то жидкость перетекает на нижележащую тарелку через те же отверстия через которые проходят пары. Площадь сечения всех отверстий (степень перфорации) иногда достигает 40% от площади тарелки. При диаметре отверстий 6 мм их число на 1 м2 составляет 2480 при 3 мм — 9860. Длина кромки слива флегмы принимается равной 075 диаметра колонны.
Перепад давления hт (в сантиметрах столба жидкости) на тарелке определяют по формуле:
где V –скорость паров в отверстиях тарелки мсек
γп- удельный вес паров кгм3
γж — удельный вес жидкости кгм3
Значения с в зависимости от диаметра d отверстий принимаются следующими:
Недостатком ситчатых колонн являются высокое гидравлическое сопротивление и возможное закупоривание отверстий сетки продуктами коррозии. Помимо этого ситчатые тарелки особо чувствительны к колебаниям режима и колонне; снижение скорости паров может привести к снижению уровня флегмы на тарелке вплоть до ее «осушения» и таким образом к нарушению контакта между жидкостью и парами. При оптимальном режиме ситчатые тарелки работают эффективно.
рис.1.2. Устройство ситчатой тарелки:
-уровень жидкости на тарелке 2- отверстия тарелки
-сливной стакан 4- стенка колонны.
При одинаковом расстоянии между тарелками и равных скоростях потока паров унос капелек жидкости в колоннах с ситчатыми тарелками в 3 раза меньше чем с колпачковыми. Ситчатые тарелки широко используют в промышленности.
Для равномерного распределения потока паров по сечению колонны уровень жидкости и тарелка должны быть горизонтальными. С увеличением высоты сливной перегородки растет перепад давления и несколько повышается к.п.д. тарелки. В вакуумных колоннах высота сливной перегородки составляет примерно 13мм в атмосферных — 25 мм а в колоннах работающих под давлением — 38 мм.
Колонны с решетчатыми тарелками провального типа. Эти тарелки являются разновидностью ситчатых в них нет сливных устройств. Секция тарелки представляет собой стальной лист со щелями прямоугольной или иной формы. Барботаж паровой фазы через жидкость осуществляется по всему сечению колонны. Пары и жидкость как правило в противотоке проходят через одни и те же щели в тарелках. На тарелках удерживается слой жидкости высота которого определяется величиной подпора потока паров. Избыток жидкости проваливается через щели на нижележащую тарелку. С увеличением расхода паров на тарелке растет перепад давления и удерживается слой жидкости большей высоты.[8]
Однако решетчатые тарелки чувствительны к изменению технологического режима. Поэтому их рекомендуется применять в простых колоннах с устойчивым технологическим режимом и с большой нагрузкой по жидкой фазе. Чтобы расширить
диапазон изменения нагрузок и повысить производительность тарелок их делают волнистыми (рис.1.3).
Рис.1.3. Схема волнистой тарелки:
-элемент тарелки (вид сверху);2- стенка колонны.
Линии: - пары; - жидкость
Слив жидкости на них происходит через отверстия в нижней части впадин шириной 3-7 мм. Суммарная площадь отверстий на тарелках составляет 15- 30% от сечения колонны.
Колонны с колпачковыми тарелками наиболее распространены. Колпачки могут быть круглые и шестигранные капсульные прямоугольные и желобчатые — туннельные. Круглые стальные колпачки выпускают диаметром 80 100 и 150 мм.
Тарелки с S-образными колпачками штампуют из листовой стали с прорезями по одной из продольных кромок. При сборке образуется ряд продольно расположенных и чередующихся желобов и колпачков. На тарелке поддерживается определенный слой флегмы а ее избыток перетекает вниз через сливные стаканы. Прорези колпачков погружены в слой жидкости на тарелках образуя гидравлический затвор. Пары двигаясь снизу вверх распределяются прорезями на струйки барботирующие через слой жидкости на тарелке. В Гипронефтемаш разработаны конструкции тарелок с S-образными элементами – односливные диаметром 1-4 м и двухсливные диаметром 36-8 м. Свободное сечение тарелок составляет 11-12% рабочая площадь около 80% от сечения колонны а периметр слива 07-074 диаметра колонны. Конструкция S-образных элементов позволяет демонтировать любую часть тарелки не прибегая к разбору другой. Стоимость этих тарелок на 30% ниже чем с круглыми колпачками.
Отсутствие жесткой связи с корпусом колонны как у капсульных колпачков малый вес большие удобства при монтаже и демонтаже делают такие тарелки удобными в эксплуатации.
Колонны c тарелками Веста. В конструкции этой тарелки разработанной в Англии в 1940г. сочетаются элементы колпачковой и ситчатой тарелок поэтому она способна работать в широком диапазоне нагрузок по пару и жидкости. Расстояние между тарелками может быть 250-350 мм. Тарелка (рис 1.4)состоит из штампованного поддона 3 с длинными щелями для прохода паров. Щели прикрыты туннельными колпачками 1 без прорезей вместо них нижние кромки соседних колпачков соединены между собой перфорированными листами 2 расположенными параллельно
основанию тарелки.[8]
рис 1.4. Схема тарелки Веста: 1- туннельный колпачок2- перфорированный лист3- поддон 4- сливной стакан 5- стенка колонны.
Флегма движется по перфорированному днищу над поддоном превращая эту часть тарелки в ситчатую. Площадь перфорированной части достигает 60% от общей площади тарелки. Колонны с тарелками Веста имеют к.п.д. 08 и более производительны чем колонны с обычными колпачковыми тарелками. Однако при работе с загрязненными жидкостями тарелки Веста уступают колпачковым. Колонны с такими тарелками успешно применяют на установках по подготовке сырья для каталитического крекинга абсорбционной очистки газов этаноламинами ректификации моноциклических ароматических углеводородов и нафталина выделения аммиака и бензола из коксового газа и др.
Колонны с каскадными тарелками. Эта тарелка разработанная Кохом в 1943 г. в США представляет собой ступенчатую систему изогнутых S-образно желобов с вертикальными перегородками – решетками. По этим желобам стекает жидкость создавая несколько каскадов. На каждом желобе стекающую жидкость подхватывает струя паров поступающих с нижележащей тарелки образуя пенообразную массу которая ударяясь о вертикальные перегородки сепарируется и перетекает в очередной желоб где процесс повторяется. Пройдя последний каскад жидкость через сливной стакан перетекает на нижележащую тарелку. Вертикальные решетчатые перегородки наверху загнуты что улучшает сепарацию капелек жидкости.
Каскадные тарелки применяют в колоннах диаметром 12—3 м для извлечения этана и других легких углеводородов из природного газа. Они обеспечивают удельную производительность на 30—50% большую чем колпачковые их легко монтировать и демонтировать.
Колонны с тарелками Бентури. Эти тарелки являются усовершенствованными каскадными тарелками. Они состоят из наклонных параллельных лопаток изменяющих направление потока пара с вертикального на горизонтальный. Направление движения жидкости на тарелке совпадает с направлением потока паров что позволяет использовать их кинетическую энергию для перемещения жидкости в направлении слива и несколько снизить гидравлическое сопротивление. Для сепарации жидкости на тарелках установлены решетчатые перегородки . На тарелках обеспечивается интенсивное контактирование фаз что повышает их к.п.д.
Колонны с тарелками Бентури хорошо себя зарекомендовали на установках по производству ацетона спиртов жирных кислот фенола. Допустимая скорость паров на этих тарелках больше чем на колпачковых почти в 2 раза. Расстояния между тарелками 460— 910 мм.
Колонны с клапанными тарелками. Тарелки с пластинчатыми клапанами применяют с 1951 г. (рис. 1.5) их основным элементом является L-образный клапан1- пластина шириной около 25 мм закрывающая щель 2 прямоугольной формы размерами 125 на 120 мм. В нерабочем состоянии под действием собственного веса клапан закрывает отверстие (рис. 1.5 а). Вращаясь в месте перегиба пластины клапан приподнимается проходящими парами (рис. 1.5 б). При 70% проектной нагрузки клапан полностью открывается (рис. 1.5 б). Полное открытие клапана фиксируется ограничителем 5 в форме скобы.
Клапаны могут быть различными по весу; более легкие располагают
ближе к сливу жидкости с тарелки они открываются при малых скоростях движения пара; более тяжелые клапаны открываются при скорости примерно 20% от проектной. Паровой поток на тарелке направлен горизонтально что исключает оттеснение от нее жидкости наблюдаемое при вертикально направленном потоке паров. Удельная производительность тарелок с пластинчатыми клапанами примерно на 40% больше чем колпачковых они отличаются меньшими гидравлическим сопротивлением и уносом жидкости. Эти тарелки хорошо работают в абсорберах и отпарных ректификационных колоннах. Расстояние между тарелками 460—600 мм их не рекомендуется применять для разделения загрязненных жидкостей.
Тарелки с дисковыми клапанами разработанные Кохом стали
применяться в промышленности с 1953 г. и известны под названием «флекситрей». Основным элементом этой тарелки (рис. 1.6) является круглый клапан 2 установленный внутри ограничителя 1. Клапан открывается лишь под действием потока паров. Наиболее легкие из дисковых клапанов открываются при скорости паров 20—30% а самые тяжелые — 70% от проектной. Легкие и тяжелые клапаны равномерно распределены по тарелке. Максимальная .высота их подъема 65—8 мм
диаметр отверстий для прохода паров 8—35 мм
диаметр клапана 50 мм расстояние между центрами отверстий 75— 150 мм.
Рис. 1.5 Элемент тарелки с пластинчатым клапаном:
-L-образный клапан; 2- щель; 3- ограничитель.
Рис. 1.6 Элемент тарелки с дисковым клапаном:
а – открытым; б- закрытым; 1-ограничитель; 2- дисковый клапан.
Колонны с инжекционными тарелками Лэнгуэйта. Эти тарелки (рис. 1.7) работают под действием кинетической энергии пара контактирующего с жидкостью которая перемещается по основанию тарелки 1 к сливному стакану 2. Для прохода паров на тарелке в шахматном порядке расположены прорези 3 в форме язычков с отогнутой под углом 20° плоскостью 4. Инжекционные тарелки можно применять в колоннах диаметром 4-5м; их гидравлическое сопротивление составляет 40- 85 мм вод. ст.[8].
Рис. 1.7 Схема инжекционной тарелки Лэнгуэйта:1- основание тарелки; 2- сливной стакан 3- прорезь; 4- плоскость язычка; 5 – стенка колонны.
3.4 Роторные колонны.
Эти колонны (рис 1.8) применяют например для выделения тяжелой воды. Производительность такой колонны 8лч флегмовое число 20 диаметр 150мм число тарелок 1250 высота 10 м. Тарелки представляют собой конические щитки с углом наклона 40°. Неподвижные тарелки 4 по периферии прикреплены к корпусу колонны 1 подвижные 3 прикреплены в центре к валу 5 и вместе с ним вращаются. Вращающиеся тарелки чередуются с неподвижными. Диаметр вала 25мм частота его вращения 240 обмин. Через каждые 15м по высоте вал охватывается шариковыми подшипниками 6 работающими без смазки. Для удобства монтажа колонна собрана из царг.
Флегма спускается сверху по неподвижной тарелке 4 и у центра переливается на нижележащую вращающуюся тарелку 3. Под влиянием центробежной силы
флегма перемещается по вращающейся тарелке вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пленки переливается на неподвижную тарелку. Пары движутся над флегмой противотоком. Расстояние между каждой парой тарелок 8 мм чем и объясняется малая высота колонны; к.п.д. тарелок доходит до 85%. [8]
рис 1.8 Схема роторной колонны с вращающимися тарелками:1-корпус 2- привод 3- вращающаяся тарелка 4- неподвижная тарелка 5- вал 6- подшипник 7- нагревательный змеевик .
При выборе типа контактных устройств обычно руководствуются
следующими основными показателями:
а) производительностью;
б) гидравлическим сопротивлением;
в) коэфициентом полезного действия;
г) диапазоном рабочих нагрузок;
д) возможностью работы на средах склонных к образованию смолистых или других отложений;
е) материалоёмкостью
ж) простотой конструкции удобством изготовления монтажа и ремонта.

icon 10 - Литература.doc

Экспресс – информация. “Состояние российских и мировых рынков нефти продуктов нефтепереработки нефтехимии и химии ”ЦНИИТЭнефтехим” М. 2002 г.
“Химия и технология топлив и масел” М. 2000 г. № 4.
Экспресс – информация. “Состояние российских и мировых рынков нефти продуктов нефтепереработки нефтехимии и химии ”ЦНИИТЭнефтехим” М. 2003 г. № 6.
Экспресс – информация. “Состояние российских и мировых рынков нефти продуктов нефтепереработки нефтехимии и химии ”ЦНИИТЭнефтехим” М. 2001 г. № 1.
“Нефтепереработка и нефтехимия” М. 2003 №6.
И.И. Стенцель “Автоматизация технологических процессов химических производств”: Учебное пособие – Киев: IСДО 1995 г
С.А.Ахметов “Физико-химическая технология глубокой переработки нефти и газа” Ч-1 – Уфа: Изд. УГНТУ 1997г.
И.Л Гуревич “Общие свойства и первичные методы переработки нефти и газа” М.: Изд. Химия 1972г.
И.А. Александров “Переработка и ректификация в нефтепереработке” – М.: Изд. Химия 1981г.
М.А. Танатаров “Проектирование установок первичной переработки нефти” – М.: Изд. Химия 1975г.
НПО “Техновакуум” НИИЭММГТУ имени Н.Э. Баумана” – М.: Изд. Химия 2000 г. № 9.
М.Г. Рудин “Карманный справочник нефтепереработчика” – Л.: Изд. Химия 1989 г.
И.А. Александров “Ректификационные и абсорбционные аппараты” – М.: Изд. Химия 1978 г.
А.Г. Сарданашвили “Примеры и задачи по технологии и переработке нефти и газа” – М.: Изд. Химия 1986 г.
М.Б. Левинтер С.А. Ахметов ''Глубокая переработка нефти''. - М.: Химия 1992 г
В.Т. Мякухина Г.В. Попенко Методические указания выполнения раздела “Охрана труда и окружающей среды” Северодонецк: СТИ 2000 г.
А.Г. Судаков “Расчёты основных процессов и аппаратов нефтепереработки” – М.: Изд. Химия 1979 г.
Ю.И. Дытнерский “Основные процессы и аппараты химической технологии” – М.: Изд. Химия 1983 г.
К.Ф. Павлов П.Г. Романков “Примеры и задачи по курсу процессы и аппараты химической технологии” – М.: Изд. Химия 1987 г.
П.И. Воскресенский “Справочник по химии” – М.: Просвещение
Л.З. Альперт “Основы проектирования химических установок” – М.: Изд. “Высшая школа” 1989 г.
Г.Г. Рабинович “Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки“. Справочник - М.; Изд. Химия 1979 г.
А.И. Скобло И.А. Трегубова Ю.К. Молоканов “Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности“. – М.; Изд. Химия 1992 г.
“Химия и технология топлив и масел“. – М.; Химия 1993 г.
Методические указания по дипломному проектированию по специальности 7.091601 “Химическая технология органических веществ и топлива” Северодонецк СТИ 2000 г.
В.Н. Эрих М.Г. Расина М.Г. Рудин ''Химия и технология нефти и газа''. – Учебник для техникумов. 3-е изд. - Л.; Химия 1985 г.
В.Г. Атаманюк Л.Г. Ширшев Н.И. Акимов Под. ред. Д.И. Михайлика “Гражданская оборона: Учеб. Для вузов”. 2-е изд. – М.: Высшая школа 1987 г.
М.Г. Рудин А.Е. Драбкин. ''Краткий справочник нефтепереработчика''. – М.; Химия 1980 г.
''Пожарная безопасность. Взрывобезопасность''; справочник Под ред. А.Н. Баратова - М.: Химия 1987 г.
Расчётные диаграммы и номограммы по курсу ''Процессы и аппараты химической промышленности''. – Л. 1985 г.
Ч.Д. Холланд ''Многокомпонентная ректификация''. - М.: Химия
С.А. Багатуров ''Основы теории и расчёта перегонки и ректификации''. Изд. 3-е М.: Химия 1989 г.

icon 2 Характеристика.doc

Массовая доля воды для нефтей % не более:
Концентрация хлористых солей мгдм3 не более:
Массовая доля мехпримесей для нефтей 1 и 2 группы %
Плотность при 20ОС кгм3
1.2 Обезвоженная нефть из очистных сооружений
Массовая доля воды % не более
Плотность при 20оС кгм
Массовая доля механических примесей % не более
Используется до 5% объемных при переработке совместно с сырьем
1.3 Фракции 215-310оС (350оС) 310о С (360оС) и выше установки Г-43-107М-1
Плотность при 20оС кгм3
Температура вспышки определяемая в открытом тигле оС не ниже
Используется для снижения вязкости фракций гудрона при приготовлении мазута (Разбавитель)
1.4 Тяжелый остаток пропилена
Содержание пропилена % вес
Используется в ка-честве компонента сырья колоны К-1
Массовая доля аммиака %
Плотность при 20оС кгм3
Для нейтрализации кислых коррозионных агентов верхних погонов колонны К-2
2.3 Раствор едкого натра
Массовая доля едкого натра %
Для защелачивания бензиновой фракции НК-62о С
2.4 Раствор содощелочной
Массовая доля соды и щелочи %
Для нейтрализации кислых коррозионных агентов нефти
2.5 Деэмульгатор: прогалит В-3670 дисольван 4411 проксанол-305 дипроксамин-157 ”ОЖК” кемеликс 3307Х и другие
Принимается по паспорту поставщика
Для снижения сил натяжения эмульсии
2.6 Десперсионная присадка “Парадин-70” “Сепафлюкс” ”ХОЕ” и другие
Для улучшения текучести топлив
3.1 Масло индустриальное И-20 А
Вязкость кинематическая при 40оС мм2с
Кислотное число мг КОН на 1г масла не более
Массовая доля механических примесей % масс.
Применяется для смазки подшипников насосного оборудования электродвигателей
3.2.Технический азот
Содержание кислорода на входе на установку % об. не более
4. Изготовляемая продукция
4.1 Нефть обессоленная
Массовая доля влаги % не более
Концентрация хлористых солей мгдм3 не более
4.2 Фракция бензиновая НК-62 оС компонент
Содержимое сероводорода
Температура конца кипения оС не более
бесцветная прозрачная жидкость
4.3 Бензин прямой перегонки компонент
Плотность при 20оС кгм3 не более
-Температура начала перегонки оС не ниже
-10% перегоняется при температуре оС не выше
-50% перегоняется при температуре оС не выше
-90% перегоняется при температуре оС не выше
-Температура конца кипения оС не выше
Компонент автомобильного бензина
4.4 Фракция бензина прямогонная для риформинга
Содержание воды и мехпримесей %
а) при получении катализатора
в цехе № 4 с октановым
числом до 80 (мотор.)
б) ) при получении катализатора в цехе № 4 с октановым числом до 85(мотор.)
- Температура конца кипения оС не выше
Используется в цехе №4 в качестве сырья установки каталитического риформинга
Уточняется распоря-жением по заводу в зависимости от сос-тояния катализатора риформинга
4.5 Фракция бензина прямогонного для пиролиза
-50% перегоняется при темпе-ратуре оС не выше
Используется в качестве сырья пиро--лиза производства ЭП-300
4..6 Фракция керосиновая прямогонная
Плотность при 20оС кгм3 не менее
-98% перегоняется при температуре оС не выше
Содержание води и мехпримесей
Температура вспышки определяемая в закрытом тигле оС не ниже
Массовая доля меркаптановой серы
Сырье для установки гидроочистки ЛЧ-24-2000 №2
4.7 Фракция газойлевая- тяжелый абсорбент
-Температура начала
перегонки оС не ниже
-90% перегоняется при
температуре оС не выше
Температура застывания оС не выше
Массовая доля серы % не более
Вязкость кинематическая при 50оС мм2с
Используется для технологических нужд производства этилена
4.8 Фракция дизельная прямогонная
а) для приготовления товарного
-50% перегоняется при
-96% перегоняется при
б) при выпуске утяжеленного дизельного топлива
Используется в качестве сырья установок гидро-очистки в качестве компонента для приготовления товарного дизельного топлива и топлива технологического экспортного
Плотность при 20оС кгм3 не более:
а) при выработке мазута марки М-40
б) при выработке мазута марки М-100
1. Температура вспышки определяемая в открытом тигле оС не ниже:
2. . Температура вспышки определяемая в закрытом тигле оС не ниже:
а) при выработке топлива Э-4 оС не ниже
Температура застывания оС не выше:
в) при выработке топлива Э-4
г) при выработке топлива нефтяного высоковязкого
Используется для приготовления мазута топочного топлива технологического экспортного и топлива нефтяного высоко-вязкого
Вязкость условная при 80оС ВУ не более:
4.10 Вакуумный газойль
- 10% перегоняется оС не ниже
- конец кипения оС не выше
Коксуемость % масс не более
Используется в качестве сырья производства каталитического крекинга
4.11 Гудрон (фракция >550оС)
Вязкость условная при 80оС ВУ не менее
Температура размягчения по кольцу и шару оС
Массовая доля воды % мас. не более
Плотность при 20оС кгм3 не менее:
Используется в качестве сырья при производстве битумов
По согласованию с потребителем
4.12 Углеводородный газ
Компонентный состав %об.:
- содержание углеводородов С-1-С-6
- содержание водорода
В топливную сеть завода
4.13 Головная фракция стабилизации (рефлюкс)
Массовая доля компонентов %:
сумма углеводородов С1-С2
сумма углеводородов С3
сумма углеводородов С4
Массовая доля углеводородов С5 (жидкий остаток) %
Используется в качестве компонента сырья пиролиза ЭП-300
4.14 Головная фракция стабилизации
сумма углеводородов С4:
- для марки СПБТ не более
- для марки БТ не менее
Объемная доля жидкого остатка (в т.ч. углеводороды С5 и выше) при 20оС %:
- для марки БТ не более
Используется в качестве компонента сжиженного бытового газа

icon 3 -Новое решение.doc

3. Новое техническое решение
Постоянно меняющаяся конъюнктура рынка по топливным прямогонным фракциям а также сокращение поставок сырья изменение его состава требует улучшить качество разделения продуктов и гибкость работы установки первичной переработки нефти.
Вследствие периодической добавки в нефть стабильных газовых конденсатов и бензинов в целях стабилизации работы основной фракционирующей колонны решено сохранить двухколонную схему переработки нефти но снизить в результате модернизации энергозатраты на переработку в целом.
Данное техническое решение предусматривает снижение потерь ценных бензиновых фракций С5+ с газовой сдувкой газ которой является топливом для печей данной установки. Это обусловлено утяжелением бензиновых фракций поступающих в емкость орошения Е-1 в случае подачи бензина К-2 в качестве острого орошения К-1. В результате этого легкие бензиновые фракции эффективнее абсорбируются жидкой фазой т.е. бензином К-2.
Из приведенных в таблице 3.1 результатов очевидно существенное сокращение потерь С5+ с газовой сдувкой емкости Е-6. Следует отметить что в случае реализации такой схемы происходит насыщение суммарного бензина фракциями
С3 – С4 . В связи с этим стабилизатор бензина блока стабилизации и вторичной перегонки бензина должен иметь некоторый запас по производительности контактных устройств и теплообменного оборудования. На данной установке возможно осуществить данное техническое решение.
Сравнение результатов работы отбензинивающей колонны К-1 с собственным орошением (вариант 1) и с орошением бензином К-2 (вариант 2) приведено в таблице 3.1 [5].
Таблица 3.1 – Сравнение результатов работы отбензинивающей колонны К-1 с собственным орошением (вариант 1) и с орошением бензином К-2 (вариант 2)
Производительность установки по
Расход газовой сдувки из емкости Е-6
бензина К-1 К-2 на печи.
Расход бензина К-1 кгч
Расход бензина К-2 кгч
Расход суммарного бензина подаваемого на стабилизацию кгч
Фракционный состав бензина К-1 по
Фракционный состав бензина К-2 по ГОСТ – 2177 С
Фракционный состав суммарного бензина К-1+К-2 по ГОСТ – 2177 С
Давление в колонне К-1 кгсм2
Температура в кубе К-1 С
Тепловая нагрузка на конденсаторы

icon 4 - Описание технологической схемы.doc

4 Описание технологической схемы производства
1 Блок подогрева сырья и блок ЭЛОУ
Нефть поступает на прием сырьевого насоса Н-1 и тремя параллельными потоками прокачивается:
Первый поток нефти через теплообменники АТ-3 АТ-6 АТ-9.
Второй поток нефти проходит через теплообменники АТ-2 5 8.
Третий поток нефти проходит через теплообменники АТ-1 АТ-4 АТ-7.
Теплоносителями являются соответственно:
- АТ-1 – верхнее ЦО первого пакета вакуумной колонны К-10;
- АТ-2 АТ-5 – гудрон колонны К-10;
- АТ-3 АТ-8 – второе ЦО колонны К-2;
- АТ-4 – первое нижнее ЦО третьего пакета К-10;
- АТ-6 – второе нижнее ЦО К-10;
- АТ-7 – первое ЦО К-2;
- АТ-9 – третье ЦО К-2.
Нагретая нефть после теплообменников АТ-7 АТ-8 АТ-9 тремя параллельными потоками поступает в электродегидраторы первой ступени ЭДГ-11 - ЭДГ-31.
Нефть в электродегидраторы вводится в нижнюю активную зону переменного электрического поля через маточники которые создают равномерный поток нефти в электрическом поле снизу вверх.
Частично обессоленная и обезвоженная нефть из верхней части электродегидраторов 1-й ступени поступает в общий коллектор и тремя параллельными потоками подается в электродегидраторы второй ступени ЭДГ-12 - ЭДГ-32.
В линию нефти перед второй ступенью электродегидраторов насосом Н-2 из емкости Е-20 подается вода после смешения оборотной воды водного конденсата емкостей Е-136 на смешение с нефтью. В линию нефти из АТ-9 перед электродегидраторами первой ступени ЭДГ-11 - ЭДГ-31 насосом Н - 3 из емкости Е-7 подается горячая вода второй ступени электродегидраторов на смешение с нефтью.
Общий расход подаваемой на блок ЭЛОУ воды не должен превышать более десяти объемных процентов от расхода сырой нефти.
Соляной раствор из электродегидраторов первой ступени непрерывно дренируется в емкость Е-8 а соляной раствор из электродегидраторов второй ступени в емкость Е-7.
В отстойнике Е-8 происходит отстой соляного раствора и частично уловленной нефти. С низа емкости Е-8 соляной раствор поступает в воздушный холодильник ХК-44 после которого с температурой не выше 60 °С выводится с установки и сбрасывается в систему канализации. Предусматривается сброс уловленной нефти из емкости Е-7 (верхняя часть) в емкость Е-8.
В верхней части отстойника Е-8 имеется ловушка нефти откуда ловушечная нефть поступает на прием сырьевых насосов Н-1. В линию нефти на прием насосов Н-1 предусмотрена подача по отдельным линиям:
- технологического конденсата;
- некондиционных продуктов из гребенки темных и светлых нефтепродуктов;
- нефтепродуктов возврата с поточных анализаторов качества;
В линию всаса на насос Н-1 также предусмотрен сброс нефтепродуктов с анализаторов качества.
2 Блок атмосферной перегонки нефти
Обезвоженная и обессоленная нефть из электродегидраторов второй ступени тремя параллельными потоками поступает:
-й поток через теплообменники АТ-16 АТ-13 АТ-10;
-й поток через теплообменники АТ-17 АТ-14 АТ-11;
-й поток через теплообменники АТ-18 АТ-15 АТ-12.
- для теплообменников АТ-10 11 17 – гудрон колонны К-10;
- для теплообменников АТ-13 – третье циркуляционное орошение
- для теплообменника АТ-14 – фракция 290-360 0С выводимая из колонны
- для теплообменников Т-121816 – первое нижнее ЦО К-10;
- для теплообменника АТ-15 – вакуумный газойль (фр.360-5500С).
Для выравнивания температур по потокам нефть после теплообменников АТ-13 14 12 направляется в теплообменники АТ-10 11 где дополнительно нагревается за счет тепла гудрона колонны К-10 и с температурой до 260 °С поступает двумя потоками на 19 тарелку колонны К-1.
Для защелачивания кислых агентов полученных в результате гидролиза неотмытых на блоке ЭЛОУ солей в линии входа обессоленной нефти в колонну К-1 через распределительные форсунки подается 05-2% водный содо-щелочной раствор.
В нижнюю часть колонны К-1 подается перегретый до температуры 400 °С в печи П-1 водяной пар. Температура низа колонны К-1 поддерживается не выше 260 °С и регулируется подачей "горячей струи" (отбензиненная нефть) которая с низа К-1 насосом Н-7 двумя потоками прокачивается через печь П-1 нагревается частично испаряется и возвращается в колонну К-1 с температурой до 360°С.
С верха колонны К-1 головной погон с температурой не выше 160°С в паровой фазе отводится в конденсаторы воздушного охлаждения АТ-28 где пары конденсируются и охлаждаются до температуры не более 60 °С и поступают в емкость Е-1.
В емкости Е-1 происходит отстой воды. Часть головного погона из емкости Е-1 насосом Н-8 в виде острого орошения подается наверх колонны К-1. Избыток головного погона из Е-1 и балансовый избыток бензина из емкости Е-3 общим потоком поступают на доохлаждение в водяной холодильник АТ-31 и далее в емкость Е-6 (действующая схема).
По проектируемой схеме балансовый избыток бензина из емкости Е-3 поступает колонну К-1 в виде острого орошения для снижения потерь бензиновых фракций С5 и выше.
С низа колонны К-1 остаток (отбензиненная нефть) насосом Н-7 прокачивается через печь П-1 где нагревается до температуры 375°С и поступает в атмосферную колонну К-2
В нижнюю часть колонны К-2 из пароперегревателя печи П-1 подается перегретый до температуры 400 °С водяной пар. С верха колонны К-2 головной погон в паровой фазе и водяные пары отводятся в воздушные конденсаторы АТ-27 где конденсируются и охлаждаются до температуры 60 °С и поступают в водоотделитель Е-3.
Балансовый избыток бензина в емкости Е-3 подается насосом Н-6 через водяной холодильник АТ-31 в емкость Е-6.
Из атмосферной колонны К-2 осуществляется вывод четырех фракций:
фр.130-180 °С фр.180-230 °С фр.230-290 °С фр.290-360 °С в виде боковых погонов поступающих соответственно в отпарные колонны К-6 К-7 К-9 а фр.290-360 °С выводится непосредственно из колонны К-2.
Фр.130-180 °С с 11 и 13 тарелок колонны К-2 поступает в отпарную колонну К-6 на первую тарелку. Под нижнюю тарелку отпарной колонны К-6 подается перегретый в печи П-1 водяной пар. С верха отпарной колонны К-6 пары возвращаются под 10 тарелку колонны К-2. С низа колонны К-6 фр.130-180°С насосом Н-10 прокачивается через воздушный холодильник АТ-33 водяной холодильник Т-34 где охлаждается до температуры 40 °С и выводится с установки в качестве компонента бензина.
С целью снижения нагрузки на конденсаторы Т-23 часть фракции 130-180 подается вместе с острым орошением на верхнюю тарелку колонны К-2.
Фракция 180-230 °С с 21 и 23 тарелок колонны К-2 поступает в отпарную колонну К-7 на первую тарелку.
С верха К-7 пары возвращаются под двадцатую тарелку колонны К-2.
С низа К-7 фр.180-230°С насосом Н-11 прокачивается через теплообменник Т-35 36 отдавая тепло оборотной воде и с температурой не выше 50 °С выводится с установки вместе с фракцией 130-180 °С.
Фракция 230-290 °С с 31 и 33 тарелок колонны К-2 поступает в отпарную колонну К-9 на первую тарелку.
С верха К-9 пары возвращаются под 30 тарелку колонны К-2.
С низа К-9 фр.230-290°С насосом Н-12 прокачивается через теплообменник Т-3738 где нагревает сырье стабилизатора К-8 и с температурой не более 60 °С выводится с установки.
Вывод фр.290-360 °С осуществляется с 42 тарелки колонны К-2 с температурой до 340 °С которая забирается насосом Н-13 прокачивается через ребойлер АТ-41 теплообменник нагрева нефти АТ-14 и с температурой не более 75 °С выводится с установки.
Мазут с низа колонны К-2 насосом Н-21 прокачивается через змеевики печи П-3 где нагревается до температуры 400 °С и поступает в вакуумную колонну К-10.
В колонне К-2 предусмотрено острое и три циркуляционных орошения:
-е циркуляционное орошение - под отбором фр.130-180°С в К-6;
-е циркуляционное орошение - под отбором фр.180-230°С в К-7.
-е циркуляционное орошение – под отбором фр. 230-290°С в К-9
С 15-й тарелки колонны К-2 первое циркуляционное орошение насосом Н-3 прокачивается через теплообменник нагрева нефти АТ-7 где утилизирует свое тепло далее через воздушные холодильники АТ-26 где охлаждается до температуры 60 - 75 °С и подается двумя вводами на 14 тарелку колонны К-2.
Вывод второго циркуляционного орошения осуществляется с 25 тарелки К-2 которое насосом Н-4 прокачивается через теплообменники нагрева нефти АТ-83 утилизирует свое тепло охлаждаясь в воздушном холодильнике АТ-19 и с температурой 70 - 85 °С подается параллельно пятью вводами на 24-ю 25-ю и 26-ю тарелки К-2.
С 35-й тарелки колонны К-2 третье циркуляционное орошение насосом
Н-5 прокачивается через теплообменники где охлаждается до температуры 120-130 °С и подается двумя вводами на 34 тарелку колонны К-2.
3 Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина
Широкая бензиновая фракция НК-130 °С из емкости Е-6 насосом Н-9 прокачивается через теплообменники АТ-37 АТ-38 где нагревается за счет тепла фракции 230-290 °С и с температурой до 150°С поступает в стабилизационную колонну К-8 на 22 26 и 30 тарелки.
Несконденсированные пары и выделившийся из бензиновой фракции углеводородный газ из емкости Е-6 поступают в емкость Е-23.
В емкости Е-6 происходит отстой воды которая сбрасывается в емкость Е-20. С верха колонны К-8 пары головного погона углеводородные газы (С1-С4) отводятся в водяной конденсатор АТ-32 где происходит конденсация и охлаждение их до температуры 50 0С после чего головной погон поступает в емкость Е-2.
В емкости Е-2 происходит разделение жидкой и газообразной фаз а также разделение воды от газового конденсата.
Сжиженный газ (рефлюкс) насосом емкости выводится с установки.
Поддержание необходимого теплового режима К-8 достигается циркулирующей флегмой которая насосом Н-15 прокачивается через змеевик печи П-2 (левая сторона) где нагревается до температуры 230 0С частично испаряется и возвращается в колонну К-8.
С низа стабилизатора К-8 стабильный бензин поступает в ректификационную колонну К-3 на 19 29 и 37 тарелки.
Поддержание необходимого теплового режима К-3 достигается циркулирующей флегмой которая насосом Н-17 прокачивается через змеевик печи П-2 (правая сторона) где нагревается до температуры 230 0С частично испаряется и возвращается в колонну К-3
С верха колонны К-3 фракция НК-85 0С направляется в воздушный конденсатор АТ-29 и далее в сборник орошения Е-4. Температура верха 850С.
Из емкости Е-4 фр.н.к-85 0С насосом Н-16 в виде острого орошения подается на верх колонны К-3 а балансовый направляется в колонну К-4 на 25-ю 31-ю и 37-ю тарелки.
С низа колонны К-3 выводится фр.85-130 0С которая насосом Н-20 направляется через воздушный холодильник АТ-42 на выход с установки. Давление верха колонны К-3 поддерживается не более 50 кгссм2.
Поддержание теплового режима колонны К-4 производтся с помощью ребойлера АТ-41 теплом фракции 290-3600С колонны К-2 которая прокачивается насосом Н-13.
С верха колонны К-4 выводится фракция н.к.-620С которая поступает в воздушный конденсатор АТ-30 а затем в сборник орошения Е-5. Из емкости Е-5 часть фракции н.к.-620С насосом Н-18 подается в колонну К-4 в виде острого орошения. Балансовый избыток через водяной холодильник АТ-39 выводится с установки.
При необходимости удаления из фр. н.к.-620С сероводорода включают в работу электроразделитель ЭР-1. фракция н.к.-620С направляется в нижнюю часть ЭР-1 где инжектируется щелочь и перемешивается с фр. н.к.-620С. После защелачивания фр. н.к.-620С с верха ЭР-1 выводится с установки.
С низа колонны К-4 фракция 62-850С через ребойлер АТ-40 прокачивается насосом Н-19 и выводится с установки.
4 Блок вакуумной перегонки мазута
Мазут с низа колонны К-2 насосом Н–21 шестью потоками прокачивается в печь П-3 постоянство расхода в каждом потоке регулируется клапанами КИП и А. Температура продукта на выходе из печи (400 0С) регулируется подачей газообразного топлива. Выравнивание температур до заданного значения на выходе каждого потока регулируется корректировкой расхода в соответствующем потоке.
Поток мазута из печи П-3 по трансферному трубопроводу поступает между нижней сборной тарелкой 4-го пакета регулярной насадки и верхней тарелкой отгонной части К-10. Для уменьшения термического разложения мазута в печи в змеевики П-3 на входе в радиантную зону и в нижнюю часть колонны К-10 подается перегретый до 400 0С в пароперегревателе печи П-3 водяной пар.
Вверху колонны К-10 поддерживается остаточное давление 20 мм рт. ст.
С верха колонны водяные пары и газы разложения поступают в поверхностные конденсаторы АТ 431 – 3 где водяные пары конденсируются а газы разложения отсасываются с помощью вакуумсоздающего устройства ВУ-1. Сконденсировавшиеся пары после поверхностных холодильников поступают в сборник Е-9. Сконденсировавшиеся пары в вакуумсоздающем устройстве поступают в емкость Е-10 а газы разложения поступают в глушитель выхлопа газов Е-11 а затем на сжигание к форсункам П-3. Для поддержания гидрозатвора в емкости Е-11 подается оборотная вода избыток которой сливается по переливной трубе.
Конденсат из верхней части АТ-431-3 поступает с температурой 30 0С в емкость Е-9 откуда водный слой откачивается насосом Н-26 в линию на прием насоса Н-1. Дизельное топливо из Е-9 сливается в емкость Е-10 с низа которой дизельное топливо откачивается насосом Н-28. Для создания разряжения в вакуумсоздающем устройстве ВУ-1 с помощью насоса Н-27 подается перегретое в теплообменнике дизельное топливо.
Верхняя секция насадки орошается первым циркуляционным орошением (1 ЦО.К-10).
Из кольцевого кармана тарелки под верхней секцией насадки отбирают поток 1 ЦО К-10 и компонента дизельного топлива (КДТ). Поток поступает на всас насоса Н-22 затем направляется двумя потоками:
- первый поток через теплообменники АТ-6 АТ-23;
- второй поток через теплообменники АТ-1 АТ-20.
Далее одним общим потоком через фильтр Ф-1 подается на орошение первого пакета. Избыток фр. До 3600С после воздушных холодильников АТ-23 20 выводится совместно с фр. 290-3600С.
Секция ректификации расположена под секцией легкого вакуумного газойля и состоит из второго пакета насадки. Часть фракции до 3600С от насоса Н-22 через фильтр Ф-2 подается на орошение второго пакета К-10.
Секция тяжелого вакуумного газойля расположена под секцией ректификации и состоит из третьего пакета. Под третьим пакетом расположена вторая тарелка для сбора жидкости представляющей собой фракцию 360-5500С вакуумного газойля.
В зоне третьего пакета К-10 осуществляется забор нижнего ЦО. Флегма с тарелки сбора жидкости под третьим пакетом насосом Н-23 прокачивается двумя потоками:
- первый поток через теплообменники АТ-18 АТ-12 АТ-21;
- второй поток через теплообменник АТ-16.
Далее одним общим потоком через фильтр Ф-3 подается на орошение третьего пакета. Для регулирования температуры нижнего ЦО часть фракции 360-5500С после АТ-12 прокачивается через воздушный холодильник АТ-21 и смешивается с общим потоком нижнего ЦО поступающего через фильтр Ф-3 на орошение третьего пакета колонны К-10.
Вывод фр.360-5500С с установки осуществляется со второй тарелки сбора
жидкости под третьим пакетом К-10 насосом Н-24 прокачивается через теплообменники АТ-15 АТ-4 АТ-24 и выводится с установки.
Секция промывки расположена под секцией тяжелого вакуумного газойля и состоит из четвертого пакета насадки. Часть фр.360-550 0С от насоса Н-24 через фильтр Ф-4 подается на орошение четвертого пакета К-10.
Под четвертым пакетом колонны колонны К-10 расположена тарелка для сбора жидкости которая откачивается Н-25 в коллектор сырья К-10 перед печью П-3
С низа колонны К-10 гудрон (фр.>550 0С) насосом Н-29 прокачивается через теплообменники нагрева нефти АТ-10 АТ-11 АТ-17 АТ-5 АТ-2 АТ-22 и выводится с температурой 110 - 130 0С с установки.
Часть гудрона после теплообменника Т-7 возвращается в куб колонны К-10 в виде квенча.
Расход квенча регулируется клапаном. Температура квенча контролируется по прибору. Расход гудрона с установки регулируется клапаном [15].

icon 5 - расчет.doc

1. Материальный расчет
Составляем материальный баланс установки на основе кривой ИТК нефти построенной по данным разгонки (рис. 5.1) Согласно действующим нормам технического проектирования число рабочих дней в году составляет 340 дней на капитальном ремонте установка находится 25 дней. На основании приведенных данных материальный баланс установки сводим в таблицу 5.1
Таблица 5.1 – Материальный баланс установки
Получено: Фр. нк-180С
Материальный баланс атмосферной колонны рассчитывается на основании ма-
териального баланса установки. Сырьем атмосферной колонны является обессо-
ленная нефть поступающая из стабилизационной колонны К-1. % отбора взяты
из регламента установки ЭЛОУ-АВТ. «Нефть сырая » поступающая по трубопро-
воду Самара – Лисичанск (данные разгонки на аппарате АРН – 2 ГОСТ 11011 – 85)
Таблица 5.2 – Материальный баланс установки после модернизации
Таблица 5.3 – Таблица разгонки нефти
Выход % (по массе) на скорректированную нагрузку
Рис. 5.1. – Разгонка нефти.
Таблица 5.4 – Материальный баланс колонны К-1 орошаемой собственным орошением
Таблица 5.5 – Материальный баланс колонны К-1 орошаемой головным
Материальный баланс колонны К-2 составляем на основе материального баланса стабилизатора К-1
Таблица 5.6 – Материальный баланс колонны К-2
2 Расчет теплового баланса
Находим среднюю молекулярную массу нефтепродукта по формуле
М=а+в*Тср+с*Тср2 (5.1)
где Тср – средняя молекулярная температура кипения С
а в с – коэффициенты зависящие от характеризующего фактора Кх.
Характеризующий фактор Кх определяется по формуле [12]:
где Тср.моль. - средняя молекулярная температура кипения К
ρ15 15 – относительная плотность [12]
Средняя молекулярная температура кипения приблизительно равна температуре выкипания 50% (об.) при стандартной разгонке. Данные средней температуры кипения нефтепродукта берем из таблицы 5.7
Таблица 5.7- Фракционный состав нефтяных фракций
Характеризующий фактор Кх для каждой фракции равен:
Кнефть =1216*08483=12430
Кбензин К-1 =1216*07183=12229
Кбензин К-2 =1216*07296=12200
К130-180С=1216*07682=1205
К180-230С =1216*07971=11953
К230-290С =1216*08274=11908
К290-360С =1216*08546=11947
Кмазут =1216*09529=11635
Определяем среднюю молекулярную массу нефтепродуктов характеризующий фактор которых 12 и более при а=69; в=018; с=00014 тогда
Мнефть=69+018*379+00014*3792=338317
Мбензин К-1=69+018*104+00014*1042=102862
Мбензин К-2=69+018*119+00014*1192=110245
М130-180С =69+018*168+00014*1682=138754
Определяем среднюю молекулярную массу нефтепродуктов характеризующий фактор которых от 115 до 12 при а=63; в=0225; с=00012 [12] тогда
М180-230С =63+0225*208+00012*2082=161717
М230-290С =63+0225*259+00012*2592=201772
М290-360С =63+0225*319+00012*3192=256882
Ммазут=63+0225*485+00012*4852=454395
Данные расчетов сводим в таблицу 5.8
Таблица 5.8 – Сводная таблица
Давление и температура в колонне
Согласно технологической карте давление наверху колонны 1324 мм рт. ст. Принимаем перепад давления на клапанную тарелку в концентрационной части 5 мм рт. ст. в отпарной части 6 мм рт. ст. Данные заносим в таблицу 5.9 [15].
Таблица 5.9 – Давление в различных частях колонны
Температура сырья на входе в колонну принимаем равной 360С.
Температура верха колонны принимается равной температуре конца однократного испарения бензина при парциальном давлении нефтяных паров наверху колонны.
Температура на тарелках вывода боковых погонов принимается равной температуре начала однократного испарения отбираемого продукта при абсолютном давлении 1 атм.
Температура остатка выводимого с низу колонны определяется температурой ввода сырья в колонну и расходом водяного пара в низ колонны.
Определение температур начала и конца однократного испарения узких фракций при давлении 1атм. проводим по графику Обрядчикова – Смидовича.
Определяем tgитк угла наклона кривых ИТК для нефтяных фракций по формуле: tgитк= (5.3)
где Т70- температура отгона 70% фракции по ИТК С.
Т10 – температура отгона 10% фракции по ИТК С
Расчет сводим в таблицу 5.10.
Таблица 5.10 – Температуры начала и конца кипения ОИ продуктов
Для определения парциального давления паров бензина наверху колонны введем водяной пар расход которого принимаем 3% от мазута а также в стриппинг-секции 2% от бокового погона.
Расход водяного пара вниз колонны:
Z1=003*R1=0.03*258090177=7742.71 кгч (5.4)
где R1 – количество мазута
Расход водяного пара в стриппинг-секции К-6 К-7 К-9 соответственно:
Z2=002*18492=36984 кгч
Z3=002*37030833=74062 кгч
Z4=002*53904125=107808 кгч
Находим общий расход водяного пара:
Zобщ= Z1+ Z2+ Z3+ (5.5)
Zобщ=774271+36984+74062+107808=993125 кгч
Принимаем температуру верха колонны К-2 с запасом 20С. Для увеличения отпарки и снижения кратности циркуляции что составит:
Температура на тарелках вывода боковых погонов:
ТноиФр. 130-180С=от 170 до 180С;
ТноиФр. 180-230С=205С;
ТноиФр. 230-290С=250С;
ТноиФр. 290-360С=310С
В таблице 5.11 приведен температурный режим колонны К-2 исходя из которого составляем тепловой баланс для определения избыточного количества тепла в колонне которое должно быть снято орошением.
Температура флегмы с тарелок вывода промежуточных орошений из принципа равномерного перепада температуры по жидкой фазе для отдельных секций.
Разность температур между встречными потоками паров и флегмы является равной 25С исходя из опытных данных.
Таблица 5.11 – Температурный режим колонны
Флегма с 11-й и 13-й тарелки
Пары под 13-й тарелкой
Флегма с 15-й тарелки
Пары под 15-й тарелкой
Флегма с 21-й и 23-й тарелки
Пары под 23-й тарелкой
Флегма с 25-й тарелки
Пары под 25-й тарелкой
Флегма с 31-33-й тарелки
Пары под 33-й тарелкой
Флегма с 35-й тарелки
Пары под 35-й тарелкой
Флегма с 42-й тарелки
Пары под 42 -й тарелкой
Ввод сырья в колонну
Ввод острого орошения
Ввод первого циркуляционного орошения
Ввод второго циркуляционного орошения
Ввод третьего циркуляционного орошения
Приходные и расходные статьи теплового баланса без тепла снимаемого орошением приводится в таблице 5.11. Потери тепла от корпуса колонны в окружающую среду не внесены в тепловой баланс колонны что дает некоторый запас при определении тепла снимаемого орошением по колонне.
Согласно закону сохранения энергии (без учета потерь в окружающую среду):
где Qвх. – общее количество вносимого в колонну тепла кДжчас
Qвых - общее количество выносимого из колонны тепла кДжчас
Приходные и расходные статьи теплового баланса без тепла снимаемого орошением заносим в таблицу 5.12 [14].
Таблица 5.12 – Тепловой баланс колонны К-2
Таблица 5.12.1 – Тепловой баланс контура А
- из отпарной секции
Разность температур между теплом входящим в секцию паров бензиновой фракции и выходящим из нее вычисляем по формуле:
ΔQ1=Q1вх- Q1вых; (5.7)
ΔQ1=1646181*3600-1453628*3600=6931909 КДжч
Определяем количество острого орошения
Gо.ор= ΔQ1I160п-I54ж; (5.8)
Gо.ор=6931909665-1145=1259202 кгч
Таблица 5.12.2 – Тепловой баланс контура Б
Gц.ор= ΔQ2I205п-I180ж;
ΔQ2=1921508*3600-1590559*3600=11914164 КДжч
Gц.ор=1191416475012-40886=3491228 кгч
Таблица 5.12.3 – Тепловой баланс контура В
Gц.ор= ΔQ3I250п-I205ж;
ΔQ2=2854420*3600-2336340*3600=18650880 КДжч
Gц.ор=1865088084415-46635=4936707 кгч
Таблица 5.12.4 – Тепловой баланс контура Г
Gц.ор= ΔQ4I340п-I250ж;
ΔQ2=3930172*3600-3204216*3600=26134416 КДжч
Gц.ор=26134416106162-57946=5420279 кгч
Таблица 5.12.5 – Тепловой баланс контура Д
Температуру на 42 тарелке регулируют с помощью откачки фракции 290-360С
ΔQ5=12781454*3600-1238261*3600=14358384
Gотк= ΔQ5 I360п- I340ж
Gотк=14358384110516-8349=5312804 кгч
ΔGотк=56918958-5312804=379092 кгч
Полученный расход примерно соответствует откачке фракции 290-360С а разность расходов получившаяся между материальным и тепловым балансом свидетельствует о возможности снижения температуры откачки мазута то есть температуры низа колонны К-2. Также следует учитывать что оптимальная температура откачки фракции 290-360С равна 330-335С что возмещает рассчитанную разность а рассчитано по максимальной температуре перетока данной фракции. Следовательно температурный режим колонны выбран верно.
3 Расчет основных конструкционных размеров
3.1 Расчёт диаметра колонны
Диаметр колонны определяют в зависимости от максимального расхода паров и их допустимой скорости в свободном сечении колонны.
где Vп – объём паров проходящих через сечение колонны м³ч;
- допустимая линейная скорость мс
Предварительно вычисляем объём паров проходящих в единицу времени через сечения колонны в нескольких её местах так как нагрузка колонны по парам по высоте различна. Для определения объёма паров проходящих через поперечное сечение аппарата в единицу времени используют формулу:
где Gн и Gв.п – расход нефтяных паров и водяного пара кгчас
t – температура в рассчитываемом сечении °С
П – давление в рассчитываемом сечении кгссм²
Рассчитаем объём паров в верхнем и нижнем сечении колонны:
Допустимая скорость паров влияет на эффективность ректификации т.к. с увеличением скорости паров возрастает механический унос капель жидкости на
вышележащую тарелку. Кроме того чем выше допустимая скорость тем меньше диаметр колонны и расход металла.
Допустимая скорость зависит от ряда факторов: типа ректификационной тарелки расстояние между ними давления в колонне. В практике нефтеперера-ботки для определения допустимой скорости паров в колоннах с тарелками широко используют уравнение Саудерса-Браунда:
где rж и rп – абсолютная плотность соответственно жидкости и пара при
температуре и давлении в расчётном сечении кгм³;
K – коэффициент зависящий от типа тарелки и ректификации.
Т.к. rж и rп >>1 то уравнение 3 можно записать в следующем виде:
По рекомендации авторов[10] коэффициент K определяют в зависимости от типа применяемой тарелки расстояния между тарелками нагрузки по жидкости длины пути жидкости по тарелке и поверхностного напряжения. Коэффициент K определяем по графику [10] расстояние между тарелками (hт) выбираем равным 700мм K=520.
Плотность паровой фазы определяем по формуле:
где G = Gв.п+Gн - суммарный массовый расход всех паров проходящих через рассчитываемое сечение кгч;
Vп – объёмный расход паров м³ч.
Плотность паров в верхнем сечении:
А плотность паров в нижнем сечении:
Плотность жидкости рассчитаем по формуле:
rж = r - d(t-20) (5.14)
где rж – абсолютная плотность нефтепродукта при заданной температуре гсм³
r - абсолютная плотность нефтепродукта при 20°С гсм³
d – средняя температурная поправка плотности на 1°С [14].
Рассчитаем плотность жидкости в верхнем и нижнем сечении колонны:
rжн = 0845-0000712(360-20) = 060292 гсм³ = 60292 кгм³
rжв = 0725-000087(160-20) = 06032 гсм³ = 60320 кгм³
Рассчитаем допустимую линейную скорость паров в верхнем и нижнем сечении:
Диаметр в верхнем сечении колонны:
Принимаем диаметр колонны в верхней её части исходя из стандартного ряда равным 40 м = Dств
Диаметр в нижнем сечении колонны:
На основании стандартного ряда диаметр в нижнем сечении принимаем равным Dстн = 50м
Действительная скорость паров в колонне равна:
3.2 Выбор типа тарелок и расчёт числа теоретических тарелок
Тип тарелки выбирают в основном в зависимости от величины и соответствия нагрузок по пару и жидкости их физических свойств и требуемой чёткости разделения. Кроме того необходимо учитывать диапазон изменения нагрузок по пару и жидкости ограничения на допустимое гидравлическое сопротивление тарелки склонность сырья к пенообразованию и образованию отложений забивающих тарелку; термостойкость и агрессивность среды. При переходе от одного типа тарелки к другому одни показатели улучшаются другие ухудшаются.
Для установок первичной переработки нефти АВТ рекомендуется устанавливать в ректификационных колоннах клапанные тарелки т.к. в них выдерживаются большие колебания жидкостной и паровой нагрузки (как по времени так и по высоте колонны) благодаря возможности изменять живое сечение. Суммарная площадь отверстий в плоскости тарелки 10-15% от полного сечения. Реальное живое сечение переменно и зависит от высоты подъёма клапана его диаметра и числа отверстий в тарелке. Диаметр дисковых клапанов 50-100мм (диаметр отверстий на 10мм меньше) зазор между клапанами и плоскостью тарелки (без подъёма клапана) 10-15мм максимальный подъём клапанов 8-15мм. Расстояние между клапанами составляет 2-4 диаметра отверстий [14].
Высота колонны зависит от числа и типа ректификационных тарелок в колонне а также расстояния между ними. Для обеспечения хорошей ректификации расстояние между тарелками должно быть таким чтобы не было уноса жидкости с нижележащих тарелок на вышележащие; оно зависит от конструктивного расположения смотровых люков. Обычно это расстояние принимается от 03 до 09м чаще 05-07м [15]. Исходя из типа выбранных тарелок принимаем расстояние между тарелками hт равным 07м.
Общая высота колонны составит:
Нк = h1+ h2+ h3+ h4+ h5+ h6+ h7+ h8 (5.15)
где h1 – высота занимаемая тарелками м;
h2 – высота от верхнего днища до первой тарелки м;
h3 – зона ввода сырья м;
h4 – расстояние от уровня жидкости внизу колонны до нижней тарелки м;
h5 – высота куба колонны м;
h6 – высота нижнего днища+ высота юбки м;
h7 – высота перехода между диаметрами м.
Высоту h1 занимаемую тарелками рассчитаем по формуле:
h1 = (N-1) hт (5.16)
где N – число реальных тарелок в колонне шт;
hт – расстояние между тарелками м.
Число реальных тарелок можно рассчитать как:
где Nт – число теоретических тарелок;
- средний КПД тарелки зависящий от типа тарелки и технологических особенностей работы колонны.
Обычно =03-08. принимаем = 06 тогда
По данным действующей установки число принимаем число реальных тарелок равное 50Следовательно число теоретических тарелок вычислим по формуле:
Высота h1 будет равна:
Высоту от верхнего днища до первой тарелки h2 принимаем равной 05 диаметра верхней части колонны:
Высоту h3 (зону ввода сырья) принимаем равной расстоянию между пятью тарелками:
Высоту h4 расстояние от уровня жидкости внизу колонны до нижней тарелки принимаем равной двум метрам.
Высоту h5 высоту низа колонны определим исходя из запасов остатка на 10 минут для нормальной работы колонны. Объём мазута внизу колонны составляет:
где Gм – расход мазута кгч
- плотность мазута при температуре низа колонны кгм³
Площадь поперечного сечения колонны равна:
Концентрационная часть колонны а также отгонная часть имеют полусферические днища высота которых определяется по формуле:
где Dк – диаметр колонны м.
Высоту юбки по практическим данным принимаем равной 5м:
Высота перехода из одного диаметра к другому будет равна:
Тогда общая высота колонны будет равна: м
H = 343 + 22 +35 + 20 + 29 + 25+25+20 =519 м
4 Механический расчет
4.1 Расчёт толщины гладкой цилиндрической обечайки
Расчётную температуру определим на основании тепловых расчётов. Т.к. температура по высоте колонны сильно меняется то за расчётную температуру принимаем наибольшую температуру среды.
Принимаем расчётную температуру равную 400°С.
Под рабочим давлением понимают максимальное внутреннее избыточное давление возникающее при нормальном протекании рабочего процесса без учёта гидростатического давления среды и без учёта допустимого кратковременного повышения давления при срабатывании предохранительного клапана или других предохранительных устройств.
Принимаем рабочее давление 04 Мпа.
Под расчётным понимают давление для которого проводят расчёт элементов аппаратуры на прочность. Его принимают как правило равным рабочему давлению.
Определение допустимых напряжений
В рабочих условиях при температуре 20°С допустимое напряжение определяется по формуле:
где - минимальное значение временного сопротивления материала МПа
nв – коэффициент запаса прочности nв = 24
- минимальное значение предела текучести материала МПа
nт - коэффициент запаса прочности nт = 15
На основании результатов механических испытаний материала колонны (сталь 09Г2С)
При расчётной температуре Тр = 400°С допускаемое напряжение рассчитывается по формуле:
где - допускаемое напряжение отечественного аналога стали 09Г2С при расчётной температуре МПа;
- допускаемое напряжение отечественного аналога стали 09Г2С при 20°С МПа.
= 122 МПа; = 196 МПа
Расчёт толщины обечайки проводится в соответствии с ГОСТ 14249-80. исполнительную толщину гладкой цилиндрической обечайки нагруженную избыточным давлением рассчитаем по формуле:
где S – толщина стенки мм
p – расчётное давление МПа
D – диаметр колонны мм
j - коэффициент прочности сварного шва [22]; j = 09
с – прибавка к расчётной толщине элемента мм
Прибавка к расчётной толщине равна:
где с1 – прибавка для компенсации минусового допуска мм;
с2 – прибавка для компенсации уплотнения в процессе изготовления аппарата мм;
с3 - прибавка для компенсации эрозии и коррозии элементов аппаратуры мм.
с1 и с2 как правило невелики и учитываются технологами при обработке металлов.
Толщина обечайки равна:
Толщину стенки гладкой цилиндрической обечайки нагруженной наружным давлением определяем по формуле:
Допускаемое наружное давление определим по формуле:
где [P]P – допускаемое давление из условий на прочность МПа;
[P]Е - допускаемое давление из условий устойчивости в пределах упругости МПа;
[P] – допустимое наружное давление МПа.
Допустимое давление из условия прочности определяется в соответствии с формулой:
Допустимое давление из условия устойчивости в пределах упругости определяется по формуле:
где nУ – запас устойчивости равный 24;
Е – модуль продольной упругости стали Е=155×105 [19]
В1 – коэффициент устойчивости выбирается минимальное значение:
где l – расчётная длина мм
L – длина собственно цилиндрической обечайки мм; L = 40700мм.
l3 – длина учитывающая влияние на устойчивость цилиндрической обечайки и примыкающих к ней элементов.
Для обечаек сочетающихся с выпуклыми (полусферическими) днищами и крышками
где H – высота днища или днище без отбортовки мм
l = 30800+834 = 31670 мм.
Тогда допустимое наружное давление равно:
4.2 Расчёт толщины стенки верхнего днища
Толщину стенки полусферического днища определим по формуле:
где P – расчётное давление МПа
R – радиус кривизны в вершине днища мм
j - коэффициент прочности сварных швов; j = 09
[s] – допускаемое напряжение МПа
Для полусферических днищ R = 05×4000 = 2000мм
4.3 Расчёт толщины стенки нижнего днища
Толщину стенки полусферического нижнего днища рассчитаем с учётом того что давление внизу колонны увеличивается за счёт толщины слоя мазута расположенного внизу колонны.
Расчётное давление внизу колонны равно:
Толщину стенки нижнего днища рассчитаем по формуле 5.37:
5 Расчёт диаметров основных штуцеров колонны
Расчёт диаметра штуцеров колонны производится на ЭВМ на алгоритмическом языке Бейсик с последующим принятием их согласно существующим нормам.
а) Штуцер ввода сырья d12:
б) Штуцер вывода бензина и водяных паров d3:
в) Штуцер ввода острого орошения d4:
г) Штуцер вывода фр.140-180°С d5:
д) Штуцер ввода паров из К-6 d6:
е) Штуцер вывода фр.180-230°С d7:
ж) Штуцер ввода паров из К-7 d8:
з) Штуцер вывода фр.230-290°С d9:
и) Штуцер ввода паров из К-9 d10:
к) Штуцер вывода первого ЦО d11:
л) Штуцер ввода первого ЦО d1213:
м) Штуцер вывода второго ЦО d14:
н) Штуцер ввода второго ЦО d15161718:
d15161718=6004=150 мм
о) Штуцер вывода третьего ЦО d19:
п) Штуцер ввода третьего ЦО d2021:
р) Штуцер вывода фр. 290-360 С d2223:
с) Штуцер ввода перегретого водяного пара d24:
т) Штуцер вывода мазута d25:
Программа для расчёта диаметра штуцеров
2 D=1.128*SQR(N)*1000
0 PRINT S;”V=”S1(S1);”W=”S1(S2);”D=”;USING”###”;D
5 DATA 0.07920.960.80.09620.0720.80.0722724440
6 Расчёт вспомогательной аппаратуры
В качестве вспомогательной аппаратуры рассчитаем отпарную колонну для фр.180-240°С. Воспользуясь при этом ранее приведенными формулами.
rж = 0793 -0000778(205-20) = 064907 гсм³
G = Gн + Gв.п = 1029+030 = 1059 кгс
Диаметр отпарной колонны принимаем равным 20 м.
На основании практических данных принимаем в колонне 6 клапанных тарелок с расстоянием между ними hт = 500 мм.
Общая высота колонны равна:
где h1 – высота от верха колонны до 1-ой тарелки м
h2 – высота занятая тарелками м
h3 – высота от низа колонны до нижней тарелки м
h1 = 05×D = 05×25 = 125м
h2 = (N-1)hт = 5×05 = 25м
h3 = 05×D = 05×25 =125м
Н = 125+225+125 = 500 м.

icon 6 - АСУТП.doc

6 Контроль и управление технологическим процессом
Современные химико-технологические процессы характеризуются сложностью и высокой скоростью протекания а также чувствительностью к отклонению режимных параметров от нормальных значений.
С увеличением нагрузок аппаратов мощностей машин сложности и масштабов производства с повышением давлений температур и скоростей химических реакций ручной труд даже в механизированном производстве невозможен.
Автоматизация приводит к улучшению основных показателей эффективности производства: увеличению количества улучшению качества и снижению себестоимости выпускаемой продукции повышению производительности труда. Внедрение автоматических устройств обеспечивает высокое качество продукции сокращение брака и отходов уменьшение затрат сырья и энергии уменьшение численности основных рабочих снижение капитальных затрат на строительство зданий (производство организуется под открытым небом) удлинение сроков межремонтного пробега оборудования.
Внедрение специальных автоматических устройств способствует безаварийной работе оборудования исключает случаи травматизма предупреждает загрязнение атмосферного воздуха и водоёмов промышленными отходами.
Комплексная автоматизация аппаратов предполагает не только автоматическое обеспечение нормального хода этих процессов с использованием различных автоматических устройств (контроля регулирования сигнализации и др.) но и автоматическое управление пуском и остановом аппаратов для ремонтных работ и в критических ситуациях.
- Описание функциональной схемы автоматизации.
- Измерение технологических параметров.
На стадии атмосферной перегонки нефти необходимо контролировать следующие технологические параметры:
На установке ЭЛОУ-АВТ используются в основном пневматические приборы с унифицированным выходным сигналом от 02 до 1 кгссм2.
Проектом предусматривается контроль параметров процесса с помощью ломиконта Ш 711.
Преобразователь измерительный цифровой многоканальный Ш 711 предназначен для преобразования выходных унифицированных аналоговых сигналов первичных преобразователей (датчиков) в кодированный электрический сигнал обеспечивающий обмен информацией с ЭВМ терминальными печатающими устройствами по стандартным интерфейсам.
Также Ш 711 обеспечивает следующие функции:
-преобразование кодированного сигнакла в аналоговый сигнал постоянного тока масштабное преобразование выходного кодированного сигнала;
-сравнение результатов преобразования в кодированный сигнал с заданными значениями (уставками);
- программирование режимов работы сигнализацию отклонений;
-индикацию результатов преобразования кодированного цифрового сигнала и данных программирования на встроенном цифровом индикаторе.
Поскольку заменить всю систему пневматических датчиков на электрические экономически не выгодно была необходимость добавить систему искробезопасных цепей для связи имеющейся пневматической системы измерения параметров с ломиконтом Ш 711 устанавливаем преобразователи пневмоэлектрические и электропневматические.
Перепад давления после диафрагмы измеряется местным прибором – дифманометром РВ 2710 который имеет унифицированный выходной пневматический сигнал от 02 до 10 кгссм2. Этот сигнал проходит преобразование в электрический посредством пневмоэлектрического преобразователя ППДУ и поступает на устройство связи с объектом (УСО) ломиконта Ш 711. Здесь сигнал проходит через входную гальваническую развязку РГ1 далее через АЦП сигнал поступает сигнал поступает на контроллер в блок алгоритмических преобразований где анализируется измерительная информация вырабатывается управляющее воздействие. Отсюда сигнал уходит по разным направлением:
- на цифровой индикатор который выведен на щит в операторной ;
- на сигнализирующее устройство при этом сигнал проходит цифродискретный преобразователь (ЦДП) который имеет встроенную гальваническую развязку и необходим для бесшумной работы системы управления;
-управляющий сигнал проходит обратное преобразование на ЦАП и через выходную РГ2 подается на станцию управления (устройство ручного управления).
Со станции управления выходит унифицированный электрический сигнал от 4 до 20 мА.
Существует возможность регулирования параметра минуя ломиконт Ш 711.Для этого после преобразователя ППДУ сигнал заводится на станцию управления. При этом происходит дублирование цепи регулирования что повышает надежность работы системы также дублируется индикация и регистрация параметров т.к. существовавшие до нововведений приборы остались.
Так как систему управления блоком атмосферной трубчатки остается неизменной а для регулирования технологических параметров используются регулирующие клапана с пневматическим исполнительным механизмом и для управления клапаном используется пневмопозиционер нам необходимо преобразовать электрический сигнал в унифицированный пневматический. Для этой цели служит электро пневмопреобразователь ЭПП – 3 с выходным пневматическим сигналом от 02 до 10 кгссм2.
Для определения расхода используются массовые расходомеры типа
TURBOQANT ” которые вырабатывают (генерируют) электрические импульсы приборы – счетчики на щите в операторной просто подсчитывают их количество.
Импульсные сигналы выходящие с TURBOQANTа ” не требуют дополнительных преобразований их сразу заводят на ломиконт. Здесь они проходят через входящую РГ1 импульсно – цифровой преобразователь (ИЦП) и поступает на контролер где и подсчитывается результаты которые выводятся на цифровой индикатор.
Для определения температуры по всей стадии атмосферной переработки нефти используют термоэлектрические преобразователи (термопары) ТХА с диапазоном измерений от 0 до 1200С. В виду того что ломиконт Ш 711 работает с унифицированными токовими сигналами а выходной сигнал термопары от 0 до 100 мВ используем нормирующий преобразователь П 282 после которого сигнал поступает на УСО ломиконта Ш 711.
Для измерений давления используется датчик РВ 1501 с унифицированным выходным пневматическим сигналом от 02 до 10 кгссм2. Для преобразования сигнала в электрический используем пнемоэлектрический преобразователь ППЭ – ДУ после которого сигнал поступает на УСО Ш 711.
Для измерений уровня используется буйковый уровнемер РВ 5072 установленный непосредственно на аппарате. Унифицированный выходной пневматический сигнал проходит через пнемоэлектрический преобразователь
ППЭ – ДУ и далее на УСО ломиконта Ш 711. [1534]
Описание системы контроля и автоматизации описано поверх описания технологической схемы.
Обезвоженная и обессоленная нефть из электродегидраторов второй сту- пени тремя параллельными потоками поступает:
-й поток через теплообменники АТ-16 АТ-13 АТ-10;
-й поток через теплообменники АТ-17 АТ-14 АТ-11;
-й поток через теплообменники АТ-18 АТ-15 АТ-12.
Теплоносителями являются соответственно:
-для теплообменников АТ-10 11 17 – гудрон колонны К-10;
-для теплообменников АТ-13 – третье циркуляционное орошение колонны К-2;
-для теплообменника АТ-14 – фракция 290-360 0С выводимая из колонны К-2;
-для теплообменников Т-121816 – первое нижнее ЦО К-10;
-для теплообменника АТ-15 – вакуумный газойль (фр.360-5500С).
Для выравнивания температур по потокам нефть после теплообменников АТ-13 14 12 направляется в теплообменники АТ-10 11 где дополнительно нагревается за счет тепла гудрона колонны К-10 и с температурой до 260 °С поступает двумя потоками на 19 тарелку колонны К-1.
Температура нефти на входе в К-1 измеряется термопарами поз. 2а 3а с выводом показаний на щит операторной и ломиконт Ш 711
Для защелачивания кислых агентов полученных в результате гидролиза неотмытых на блоке ЭЛОУ солей в линии входа обессоленной нефти в колонну К-1 через распределительные форсунки подается 05-2% водный содо-щелочной раствор.
В нижнюю часть колонны К-1 подается перегретый до температуры 400 °С в печи П-1 водяной пар расход которого контролируется расходомером 48а и регулируется клапаном 48ж. Температура низа колонны К-1 поддерживается не выше 260 °С и регулируется подачей "горячей струи" (отбензиненная нефть) которая с низа К-1 насосом Н-7 двумя потоками прокачивается через печь П-1 нагревается частично испаряется и возвращается в колонну К-1 с температурой до 360°С.
Расход горячей струи” измеряется расходомером поз.59а с выводом на щит операторной.
Температура дымовых газов на входе в конвекционную зону измеряется поз. 23а.
Температура отбензиненной нефти на выходе из печи регулируется клапаном – регулятором поз. 25ж установленням на линии подачи газообразного топлива к форсункам печи. Расход топлива измеряется расходомером поз. 25а с выводом на щит в операторной.
Расход горячей струи” перед колонной К-1 измеряется расходомером поз.27а и регулируется клапаном поз. 27ж с коррекцией по температуре низа колонны поз 26а.
С верха колонны К-1 головной погон с температурой не выше 160°С в паровой фазе отводится в конденсаторы воздушного охлаждения АТ-28 где пары конденсируются и охлаждаются до температуры не более 60 °С и поступают в емкость Е-1.
В емкости Е-1 происходит отстой воды которая через клапан – регулятор поз. 32ж уровня раздела фаз поз. 32а сбрасывается в емкость Е-20. Часть головного погона из емкости Е-1 насосом Н-8 в виде острого орошения подается на верх колонны К-1.
Данный проект предусматривает вывод головного погона К-1 из Е-1 в Е-6 (блок стабилизации) при этом головной погон К-1 прокачивается через теплообменник АТ 31.
Температура нестабильного бензина после АТ 31 измеряется термопарой поз. 19а и регулируется клапаном – регулятором поз 19е установленным на линии подачи оборотной воды. Имеется возможность для снижения температуры вЕ-1 включать в работу теплообменник АТ 31 на доохлаждение головного погона К-1 перед Е-1.
С низа колонны К-1 остаток (отбензиненная нефть) насосом Н-7 прокачивается через печь П-1 где нагревается до температуры 375°С и поступает в атмосферную колонну К-2.
Расход отбензиненной нефти контролируется прибором поз. 42а и регулируется клапаном – регулятором поз. 42ж с коррекцией по уровню в колонне К-1 поз 41а.
Температура отбензиненной нефти на выходе из П1 измеряется термопарой поз. 24а и регулируется клапаном регулятором поз.25ж установленном на линии подачи газообразного топлива к форсункам печей. Расход топлива измеряется расходомером поз. 25а с выводом на щит в операторной.
Расход нефти перед К-2 контролируется расходомером поз. 54ж с выводом на щит в операторной.
В нижнюю часть колонны К-2 из пароперегревателя печи П-1 подается перегретый до температуры 400 °С водяной пар. Расход пара контролируется расходомером 53а и регулируется клапаном поз. 53ж.
С верха колонны К-2 головной погон в паровой фазе и водяные пары отводятся в воздушные конденсаторы АТ-27 где конденсируются и охлаждаются до температуры 60 °С и поступают в водоотделитель Е-3 в которой присходит отстой воды и вывод ее через клапан – регулятор поз. 33ж уровня раздела фаз поз. 33а.
Температура нестабильного бензина после АТ 27 измеряется термопарой поз. 4а с выводом на щит операторной.
По проектируемой схеме работы блока часть головного погона К-2 из Е-3 насосами Н-2 подается в качестве острого орошения в колонну К-1.
Расход флегмы измеряется расходомером поз 29а и регулируется клапаном поз. 29ж с коррекцией по температуре верха К-1 поз. 28а.
Балансовый избыток бензина в емкости Е-3 подается насосом Н-2 через клапан – регулятор уровня поз. 44ж в Е-3 поз. 43а подается в К-2 в качестве острого орошения.
Расход острого орошения в К-2 регистрируется расходомером поз. 44а. Для поддержания температурного режима колонны К-2 предусмотрена подача в качестве острого орошения фр.130 – 180С. Расход фр.130 – 180С измеряется поз. 31а и регулируется клапаном – регулятором поз 31ж с коррекцией по температуре верха К-2 поз. 30а
Предусмотрена возможность работы блока по старой схеме в этом случае:
- часть головного погона К-1 из Е-1 подается в качестве острого орошения. Расход флегмы измеряется расходомером 49а и регулируется клапаном – регулятором поз.49ж с коррекцией по температуре верха К-1 поз. 28а;
- балансовый избыток головного погона К-1 из Е-1 выводится в емкость Е-6;
-часть головного погона К-2 из Е-3 насосами Н-2 подается в К-2 в качестве острого орошения. Расход флегмы К-2 измеряется расходомером поз. 44а и регулируется клапаном – регулятором поз.44ж с коррекцией по температуре верха колонны К-2 поз. 30а;
-балансовый избыток из Е-3 через клапан – регулятор поз. 43ж уровня поз 43а;
-головной погон К-2 подается в качестве острого орошения в К-2. Расход измеряем прибором поз. 31а и регулируется клапаном - регулятором поз. 31ж.
Из атмосферной колонны К-2 осуществляется вывод четырех фракций:
фр.130-180 °С фр.180-230 °С фр.230-290 °С фр.290-360 °С в виде боковых погонов поступающих соответственно в отпарные колонны К-6 К-7 К-9 а фр.290-360 °С выводится непосредственно из колонны К-2.
Фр.130-180 °С с 11 и 13 тарелок колонны К-2 поступает в отпарную колонну К-6 на первую тарелку. Под нижнюю тарелку отпарной колонны К-6 подается перегретый в печи П-1 водяной пар. С верха отпарной колонны К-6 пары возвращаются под 10 тарелку колонны К-2 температура паров измеряется термопарой поз. 5а с выводом на щит в операторной.
С низа колонны К-6 фр.130-180°С насосом Н-10 прокачивается через воздушный холодильник АТ-33 водяной холодильник Т-34 где охлаждается до температуры 40 °С и выводится с установки в качестве компонента бензина. Температура фр.130-180°С после АТ 34 измеряется термопарой поз. 21а и регулируется клапаном поз.21е установленном на линии оборотной воды.
С целью снижения нагрузки на конденсаторы Т-23 часть фракции 130-180С подается вместе с острым орошением на верхнюю тарелку колонны К-2. где установлен объемный счетчик поз 60а.
Фракция 180-230 °С с 21 и 23 тарелок колонны К-2 поступает в отпарную колонну К-7 на первую тарелку. Под нижнюю тарелку отпарной колонны К-7 подается перегретый в печи П-1 водяной пар. С верха отпарной колонны К-7 пары возвращаются под 20 тарелку колонны К-2 температура паров измеряется термопарой поз. 6а с выводом на щит в операторной.
С низа колонны К-7 фр.180-230°С насосом Н-11 прокачивается через воздушный холодильник АТ-35 водяной холодильник Т-36 где охлаждается до температуры 40 °С и выводится с установки в качестве компонента керосина. Температура фр.180-230°С после АТ 36 измеряется термопарой поз. 20а и регулируется клапаном поз.20е установленном на линии оборотной воды.
Расход фр.180-230°С регистрируется расходомером поз. 58а и регулируется клапаном поз. 58ж.
Фракция 230-290 °С с 31 и 33 тарелок колонны К-2 поступает в отпарную колонну К-9 на первую тарелку. Под нижнюю тарелку отпарной колонны К-9 подается перегретый в печи П-1 водяной пар. С верха отпарной колонны К-9 пары возвращаются под 30 тарелку колонны К-2 температура паров измеряется термопарой поз. 7а с выводом на щит в операторной.
С низа колонны К-9 фр.230-290°С насосом Н-12 прокачивается через сырьевые теплообменники АТ-37 Т-38 где охлаждается до температуры 60 °С и выводится с установки в качестве дизельного топлива.
Расход фр.230-290°С регистрируется расходомером поз. 62а и регулируется клапаном поз. 62ж.
Температура фр.230-290°С после АТ 38 измеряется термопарой поз.18а.
Вывод фр.290-360 °С осуществляется с 42 тарелки колонны К-2 с температурой до 330 °С которая забирается насосом Н-13 прокачивается через ребойлер АТ-41 теплообменник нагрева нефти АТ-14 и с температурой не более 75 °С выводится с установки. Расход фракции измеряется расходомером поз. 55а и регулируется клапаном поз. 55 ж. Температура контролируется термопарой поз. 17а с выводом на щит операторной.
В электроразделителях ЭР 2 ЭР 3 измеряется уровень раздела фаз поз. 38а 40а а также уровень жидкости поз. 37а 39а с выводом на щит КИП и А в операторной. Расход фр. 180-230С и фр. 230-290С после ЭР-2 ЭР-3 контролируется объемным счетчиком поз. 61а.
Мазут с низа колонны К-2 насосом Н-21 прокачивается через змеевики печи П-3 где нагревается до температуры 400 °С и поступает в вакуумную колонну К-10. Расход мазута контролируется расходомером поз. 46а и регулируется клапаном регулятором поз. 46ж с коррекцией по уровню К-2 поз. 45а.
Температура по высоте колонны К-2 измеряется термопарами поз. 8а 9а 10а 11а с выводом на щит в операторной.
Давление в К-2 измеряется манометром поз. 63а и регулируется клапаном поз. 63ж установленном на линии УВГ из Е-3.
В колонне К-2 предусмотрено острое и два циркуляционных орошения:
-е циркуляционное орошение - под отбором фр.130-180°С в К-6;
-е циркуляционное орошение - под отбором фр.180-230°С в К-7.
-е циркуляционное орошение – под отбором фр. 230-290°С в К-9
С 15-й тарелки колонны К-2 первое циркуляционное орошение насосом Н-3 прокачивается через теплообменник нагрева нефти АТ-7 где утилизирует свое тепло далее через воздушные холодильники АТ-26 где охлаждается до температуры 60 - 75 °С и подается двумя вводами на 14 тарелку колонны К-2.
Температура 1 ЦО измеряется на выходе из К-2 термопарой поз. 11а и после теплообменников на входе в К-2 термопарой поз.12а. Расход 1 ЦО регистрируется расходомером поз 50а и регулируется клапаном поз. 50ж.
Вывод второго циркуляционного орошения осуществляется с 25 тарелки
К-2 которое насосом Н-4 прокачивается через теплообменники нагрева нефти АТ-83 утилизирует свое тепло охлаждаясь в воздушном холодильнике АТ-19 и с температурой 90-100 °С подается параллельно пятью вводами на 24-ю 25-ю и 26-ю тарелки К-2.
Температура 2 ЦО измеряется на выходе из К-2 термопарой поз. 13а и после теплообменников на входе в К-2 термопарой поз.14а. Расход 2 ЦО регистрируется расходомером поз 51а и регулируется клапаном поз. 51ж.
С 35-й тарелки колонны К-2 третье циркуляционное орошение насосом
Н-5 прокачивается через теплообменники где охлаждается до температуры 120-130 °С и подается двумя вводами на 34 тарелку колонны К-2.
Температура 3 ЦО измеряется на выходе из К-2 термопарой поз. 15а и после теплообменников на входе в К-2 термопарой поз.16а. Расход 3 ЦО регистрируется расходомером поз 52а и регулируется клапаном поз. 52ж.
Спецификация приборов приведена в таблице 6.1
Таблица 6.1 – Спецификация приборов КИП и А
Контролируемые параметры
Наименование и тип прибора
3 ЦО К2; перетоков К2 – К6; К2 – К7;
К2 – К9; нефти на выходе из печи низа К1 К2; верха К1 К2;
Термоэлектрический преобразователь ТХА 2088
Нормирующий преобразователь П 282
вх. сигнал 0-100 мВ;
вых. сигнал 4-20 мА
Показывающий вторичный прибор ВМК – 100
Устройство ручного управления 11 – 11 – 000
Электропневмопреобразователь
Уровень К1 К2 К6 К7 К9;
Уровнемер буйковый пневматический РВ 5072
вых. сигнал 02 – 10 кгссм2
Преобразователь пневматический
Прибор вторичный показывающий 382
Устройство ручного управления
Продолжение табл. – 6.1
Расход топливного газа к форсункам печи; пара в К1 К2;
отбензиненной нефти в К1 К2; 123 ЦО К2; оборотной воды на теплообменники;
острого орошения К1 К2;
Диафрагма камерная ДКС
Дифманометр пневматический РВ 2710
Прибор вторичный показывающий 382.6Т
Устройство ручного управления 11 – 11 – 000
Объемный счетчик TRU 021
вых. сигнал о – 5 мА
Объемный счетчик ТQI – 021
Вторичный показывающий
вых. сигнал 0 – 5 мА
Давление на выкиде насосов.

icon 6 - АСУТП1.doc

6 Контроль и управление технологическим процессом
Современные химико-технологические процессы характеризуются сложностью и высокой скоростью протекания а также чувствительностью к отклонению режимных параметров от нормальных значений.
С увеличением нагрузок аппаратов мощностей машин сложности и масштабов производства с повышением давлений температур и скоростей химических реакций ручной труд даже в механизированном производстве невозможен.
Автоматизация приводит к улучшению основных показателей эффективности производства: увеличению количества улучшению качества и снижению себестоимости выпускаемой продукции повышению производительности труда. Внедрение автоматических устройств обеспечивает высокое качество продукции сокращение брака и отходов уменьшение затрат сырья и энергии уменьшение численности основных рабочих снижение капитальных затрат на строительство зданий (производство организуется под открытым небом) удлинение сроков межремонтного пробега оборудования.
Внедрение специальных автоматических устройств способствует безаварийной работе оборудования исключает случаи травматизма предупреждает загрязнение атмосферного воздуха и водоёмов промышленными отходами.
Комплексная автоматизация аппаратов предполагает не только автоматическое обеспечение нормального хода этих процессов с использованием различных автоматических устройств (контроля регулирования сигнализации и др.) но и автоматическое управление пуском и остановом аппаратов для ремонтных работ и в критических ситуациях.
- Описание функциональной схемы автоматизации.
- Измерение технологических параметров.
На стадии атмосферной перегонки нефти необходимо контролировать следующие технологические параметры:
На установке ЭЛОУ-АВТ используются в основном пневматические приборы с унифицированным выходным сигналом от 02 до 1 кгссм2.
Проектом предусматривается контроль параметров процесса с помощью ломиконта Ш 711.
Преобразователь измерительный цифровой многоканальный Ш 711 предназначен для преобразования выходных унифицированных аналоговых сигналов первичных преобразователей (датчиков) в кодированный электрический сигнал обеспечивающий обмен информацией с ЭВМ терминальными печатающими устройствами по стандартным интерфейсам.
Также Ш 711 обеспечивает следующие функции:
-преобразование кодированного сигнакла в аналоговый сигнал постоянного тока масштабное преобразование выходного кодированного сигнала;
-сравнение результатов преобразования в кодированный сигнал с заданными значениями (уставками);
- программирование режимов работы сигнализацию отклонений;
-индикацию результатов преобразования кодированного цифрового сигнала и данных программирования на встроенном цифровом индикаторе.
Поскольку заменить всю систему пневматических датчиков на электрические экономически не выгодно была необходимость добавить систему искробезопасных цепей для связи имеющейся пневматической системы измерения параметров с ломиконтом Ш 711 устанавливаем преобразователи пневмоэлектрические и электропневматические.
Перепад давления после диафрагмы измеряется местным прибором – дифманометром РВ 2710 который имеет унифицированный выходной пневматический сигнал от 02 до 10 кгссм2. Этот сигнал проходит преобразование в электрический посредством пневмоэлектрического преобразователя ППДУ и поступает на устройство связи с объектом (УСО) ломиконта Ш 711. Здесь сигнал проходит через входную гальваническую развязку РГ1 далее через АЦП сигнал поступает сигнал поступает на контроллер в блок алгоритмических преобразований где анализируется измерительная информация вырабатывается управляющее воздействие. Отсюда сигнал уходит по разным направлением:
- на цифровой индикатор который выведен на щит в операторной ;
- на сигнализирующее устройство при этом сигнал проходит цифродискретный преобразователь (ЦДП) который имеет встроенную гальваническую развязку и необходим для бесшумной работы системы управления;
-управляющий сигнал проходит обратное преобразование на ЦАП и через выходную РГ2 подается на станцию управления (устройство ручного управления).
Со станции управления выходит унифицированный электрический сигнал от 4 до 20 мА.
Существует возможность регулирования параметра минуя ломиконт Ш 711.Для этого после преобразователя ППДУ сигнал заводится на станцию управления. При этом происходит дублирование цепи регулирования что повышает надежность работы системы также дублируется индикация и регистрация параметров т.к. существовавшие до нововведений приборы остались.
Так как систему управления блоком атмосферной трубчатки остается неизменной а для регулирования технологических параметров используются регулирующие клапана с пневматическим исполнительным механизмом и для управления клапаном используется пневмопозиционер нам необходимо преобразовать электрический сигнал в унифицированный пневматический. Для этой цели служит электро пневмопреобразователь ЭПП – 3 с выходным пневматическим сигналом от 02 до 10 кгссм2.
Для определения расхода используются массовые расходомеры типа
TURBOQANT ” которые вырабатывают (генерируют) электрические импульсы приборы – счетчики на щите в операторной просто подсчитывают их количество.
Импульсные сигналы выходящие с TURBOQANTа ” не требуют дополнительных преобразований их сразу заводят на ломиконт. Здесь они проходят через входящую РГ1 импульсно – цифровой преобразователь (ИЦП) и поступает на контролер где и подсчитывается результаты которые выводятся на цифровой индикатор.
Для определения температуры по всей стадии атмосферной переработки нефти используют термоэлектрические преобразователи (термопары) ТХА с диапазоном измерений от 0 до 1200С. В виду того что ломиконт Ш 711 работает с унифицированными токовими сигналами а выходной сигнал термопары от 0 до 100 мВ используем нормирующий преобразователь П 282 после которого сигнал поступает на УСО ломиконта Ш 711.
Для измерений давления используется датчик РВ 1501 с унифицированным выходным пневматическим сигналом от 02 до 10 кгссм2. Для преобразования сигнала в электрический используем пнемоэлектрический преобразователь ППЭ – ДУ после которого сигнал поступает на УСО Ш 711.
Для измерений уровня используется буйковый уровнемер РВ 5072 установленный непосредственно на аппарате. Унифицированный выходной пневматический сигнал проходит через пнемоэлектрический преобразователь
ППЭ – ДУ и далее на УСО ломиконта Ш 711. [1534]
Описание системы контроля и автоматизации описано поверх описания технологической схемы.
Обезвоженная и обессоленная нефть из электродегидраторов второй сту- пени тремя параллельными потоками поступает:
-й поток через теплообменники АТ-16 АТ-13 АТ-10;
-й поток через теплообменники АТ-17 АТ-14 АТ-11;
-й поток через теплообменники АТ-18 АТ-15 АТ-12.
Теплоносителями являются соответственно:
-для теплообменников АТ-10 11 17 – гудрон колонны К-10;
-для теплообменников АТ-13 – третье циркуляционное орошение колонны К-2;
-для теплообменника АТ-14 – фракция 290-360 0С выводимая из колонны К-2;
-для теплообменников Т-121816 – первое нижнее ЦО К-10;
-для теплообменника АТ-15 – вакуумный газойль (фр.360-5500С).
Для выравнивания температур по потокам нефть после теплообменников АТ-13 14 12 направляется в теплообменники АТ-10 11 где дополнительно нагревается за счет тепла гудрона колонны К-10 и с температурой до 260 °С поступает двумя потоками на 19 тарелку колонны К-1.
Температура нефти на входе в К-1 измеряется термопарами поз. 2а 3а с выводом показаний на щит операторной и ломиконт Ш 711
Для защелачивания кислых агентов полученных в результате гидролиза неотмытых на блоке ЭЛОУ солей в линии входа обессоленной нефти в колонну К-1 через распределительные форсунки подается 05-2% водный содо-щелочной раствор.
В нижнюю часть колонны К-1 подается перегретый до температуры 400 °С в печи П-1 водяной пар расход которого контролируется расходомером 48а и регулируется клапаном 48ж. Температура низа колонны К-1 поддерживается не выше 260 °С и регулируется подачей "горячей струи" (отбензиненная нефть) которая с низа К-1 насосом Н-7 двумя потоками прокачивается через печь П-1 нагревается частично испаряется и возвращается в колонну К-1 с температурой до 360°С.
Расход горячей струи” измеряется расходомером поз.59а с выводом на щит операторной.
Температура дымовых газов на входе в конвекционную зону измеряется поз. 23а.
Температура отбензиненной нефти на выходе из печи регулируется клапаном – регулятором поз. 25ж установленням на линии подачи газообразного топлива к форсункам печи. Расход топлива измеряется расходомером поз. 25а с выводом на щит в операторной.
Расход горячей струи” перед колонной К-1 измеряется расходомером поз.27а и регулируется клапаном поз. 27ж с коррекцией по температуре низа колонны поз 26а.
С верха колонны К-1 головной погон с температурой не выше 160°С в паровой фазе отводится в конденсаторы воздушного охлаждения АТ-28 где пары конденсируются и охлаждаются до температуры не более 60 °С и поступают в емкость Е-1.
В емкости Е-1 происходит отстой воды которая через клапан – регулятор поз. 32ж уровня раздела фаз поз. 32а сбрасывается в емкость Е-20. Часть головного погона из емкости Е-1 насосом Н-8 в виде острого орошения подается на верх колонны К-1.
Данный проект предусматривает вывод головного погона К-1 из Е-1 в Е-6 (блок стабилизации) при этом головной погон К-1 прокачивается через теплообменник АТ 31.
Температура нестабильного бензина после АТ 31 измеряется термопарой поз. 19а и регулируется клапаном – регулятором поз 19е установленным на линии подачи оборотной воды. Имеется возможность для снижения температуры вЕ-1 включать в работу теплообменник АТ 31 на доохлаждение головного погона К-1 перед Е-1.
С низа колонны К-1 остаток (отбензиненная нефть) насосом Н-7 прокачивается через печь П-1 где нагревается до температуры 375°С и поступает в атмосферную колонну К-2.
Расход отбензиненной нефти контролируется прибором поз. 42а и регулируется клапаном – регулятором поз. 42ж с коррекцией по уровню в колонне К-1 поз 41а.
Температура отбензиненной нефти на выходе из П1 измеряется термопарой поз. 24а и регулируется клапаном регулятором поз.25ж установленном на линии подачи газообразного топлива к форсункам печей. Расход топлива измеряется расходомером поз. 25а с выводом на щит в операторной.
Расход нефти перед К-2 контролируется расходомером поз. 54ж с выводом на щит в операторной.
В нижнюю часть колонны К-2 из пароперегревателя печи П-1 подается перегретый до температуры 400 °С водяной пар. Расход пара контролируется расходомером 53а и регулируется клапаном поз. 53ж.
С верха колонны К-2 головной погон в паровой фазе и водяные пары отводятся в воздушные конденсаторы АТ-27 где конденсируются и охлаждаются до температуры 60 °С и поступают в водоотделитель Е-3 в которой присходит отстой воды и вывод ее через клапан – регулятор поз. 33ж уровня раздела фаз поз. 33а.
Температура нестабильного бензина после АТ 27 измеряется термопарой поз. 4а с выводом на щит операторной.
По проектируемой схеме работы блока часть головного погона К-2 из Е-3 насосами Н-2 подается в качестве острого орошения в колонну К-1.
Расход флегмы измеряется расходомером поз 29а и регулируется клапаном поз. 29ж с коррекцией по температуре верха К-1 поз. 28а.
Балансовый избыток бензина в емкости Е-3 подается насосом Н-2 через клапан – регулятор уровня поз. 44ж в Е-3 поз. 43а подается в К-2 в качестве острого орошения.
Расход острого орошения в К-2 регистрируется расходомером поз. 44а. Для поддержания температурного режима колонны К-2 предусмотрена подача в качестве острого орошения фр.130 – 180С. Расход фр.130 – 180С измеряется поз. 31а и регулируется клапаном – регулятором поз 31ж с коррекцией по температуре верха К-2 поз. 30а
Предусмотрена возможность работы блока по старой схеме в этом случае:
- часть головного погона К-1 из Е-1 подается в качестве острого орошения. Расход флегмы измеряется расходомером 49а и регулируется клапаном – регулятором поз.49ж с коррекцией по температуре верха К-1 поз. 28а;
- балансовый избыток головного погона К-1 из Е-1 выводится в емкость Е-6;
-часть головного погона К-2 из Е-3 насосами Н-2 подается в К-2 в качестве острого орошения. Расход флегмы К-2 измеряется расходомером поз. 44а и регулируется клапаном – регулятором поз.44ж с коррекцией по температуре верха колонны К-2 поз. 30а;
-балансовый избыток из Е-3 через клапан – регулятор поз. 43ж уровня поз 43а;
-головной погон К-2 подается в качестве острого орошения в К-2. Расход измеряем прибором поз. 31а и регулируется клапаном - регулятором поз. 31ж.
Из атмосферной колонны К-2 осуществляется вывод четырех фракций:
фр.130-180 °С фр.180-230 °С фр.230-290 °С фр.290-360 °С в виде боковых погонов поступающих соответственно в отпарные колонны К-6 К-7 К-9 а фр.290-360 °С выводится непосредственно из колонны К-2.
Фр.130-180 °С с 11 и 13 тарелок колонны К-2 поступает в отпарную колонну К-6 на первую тарелку. Под нижнюю тарелку отпарной колонны К-6 подается перегретый в печи П-1 водяной пар. С верха отпарной колонны К-6 пары возвращаются под 10 тарелку колонны К-2 температура паров измеряется термопарой поз. 5а с выводом на щит в операторной.
С низа колонны К-6 фр.130-180°С насосом Н-10 прокачивается через воздушный холодильник АТ-33 водяной холодильник Т-34 где охлаждается до температуры 40 °С и выводится с установки в качестве компонента бензина. Температура фр.130-180°С после АТ 34 измеряется термопарой поз. 21а и регулируется клапаном поз.21е установленном на линии оборотной воды.
С целью снижения нагрузки на конденсаторы Т-23 часть фракции 130-180С подается вместе с острым орошением на верхнюю тарелку колонны К-2. где установлен объемный счетчик поз 60а.
Фракция 180-230 °С с 21 и 23 тарелок колонны К-2 поступает в отпарную колонну К-7 на первую тарелку. Под нижнюю тарелку отпарной колонны К-7 подается перегретый в печи П-1 водяной пар. С верха отпарной колонны К-7 пары возвращаются под 20 тарелку колонны К-2 температура паров измеряется термопарой поз. 6а с выводом на щит в операторной.
С низа колонны К-7 фр.180-230°С насосом Н-11 прокачивается через воздушный холодильник АТ-35 водяной холодильник Т-36 где охлаждается до температуры 40 °С и выводится с установки в качестве компонента керосина. Температура фр.180-230°С после АТ 36 измеряется термопарой поз. 20а и регулируется клапаном поз.20е установленном на линии оборотной воды.
Расход фр.180-230°С регистрируется расходомером поз. 58а и регулируется клапаном поз. 58ж.
Фракция 230-290 °С с 31 и 33 тарелок колонны К-2 поступает в отпарную колонну К-9 на первую тарелку. Под нижнюю тарелку отпарной колонны К-9 подается перегретый в печи П-1 водяной пар. С верха отпарной колонны К-9 пары возвращаются под 30 тарелку колонны К-2 температура паров измеряется термопарой поз. 7а с выводом на щит в операторной.
С низа колонны К-9 фр.230-290°С насосом Н-12 прокачивается через сырьевые теплообменники АТ-37 Т-38 где охлаждается до температуры 60 °С и выводится с установки в качестве дизельного топлива.
Расход фр.230-290°С регистрируется расходомером поз. 62а и регулируется клапаном поз. 62ж.
Температура фр.230-290°С после АТ 38 измеряется термопарой поз.18а.
Вывод фр.290-360 °С осуществляется с 42 тарелки колонны К-2 с температурой до 330 °С которая забирается насосом Н-13 прокачивается через ребойлер АТ-41 теплообменник нагрева нефти АТ-14 и с температурой не более 75 °С выводится с установки. Расход фракции измеряется расходомером поз. 55а и регулируется клапаном поз. 55 ж. Температура контролируется термопарой поз. 17а с выводом на щит операторной.
В электроразделителях ЭР 2 ЭР 3 измеряется уровень раздела фаз поз. 38а 40а а также уровень жидкости поз. 37а 39а с выводом на щит КИП и А в операторной. Расход фр. 180-230С и фр. 230-290С после ЭР-2 ЭР-3 контролируется объемным счетчиком поз. 61а.
Мазут с низа колонны К-2 насосом Н-21 прокачивается через змеевики печи П-3 где нагревается до температуры 400 °С и поступает в вакуумную колонну К-10. Расход мазута контролируется расходомером поз. 46а и регулируется клапаном регулятором поз. 46ж с коррекцией по уровню К-2 поз. 45а.
Температура по высоте колонны К-2 измеряется термопарами поз. 8а 9а 10а 11а с выводом на щит в операторной.
Давление в К-2 измеряется манометром поз. 63а и регулируется клапаном поз. 63ж установленном на линии УВГ из Е-3.
В колонне К-2 предусмотрено острое и два циркуляционных орошения:
-е циркуляционное орошение - под отбором фр.130-180°С в К-6;
-е циркуляционное орошение - под отбором фр.180-230°С в К-7.
-е циркуляционное орошение – под отбором фр. 230-290°С в К-9
С 15-й тарелки колонны К-2 первое циркуляционное орошение насосом Н-3 прокачивается через теплообменник нагрева нефти АТ-7 где утилизирует свое тепло далее через воздушные холодильники АТ-26 где охлаждается до температуры 60 - 75 °С и подается двумя вводами на 14 тарелку колонны К-2.
Температура 1 ЦО измеряется на выходе из К-2 термопарой поз. 11а и после теплообменников на входе в К-2 термопарой поз.12а. Расход 1 ЦО регистрируется расходомером поз 50а и регулируется клапаном поз. 50ж.
Вывод второго циркуляционного орошения осуществляется с 25 тарелки
К-2 которое насосом Н-4 прокачивается через теплообменники нагрева нефти АТ-83 утилизирует свое тепло охлаждаясь в воздушном холодильнике АТ-19 и с температурой 90-100 °С подается параллельно пятью вводами на 24-ю 25-ю и 26-ю тарелки К-2.
Температура 2 ЦО измеряется на выходе из К-2 термопарой поз. 13а и после теплообменников на входе в К-2 термопарой поз.14а. Расход 2 ЦО регистрируется расходомером поз 51а и регулируется клапаном поз. 51ж.
С 35-й тарелки колонны К-2 третье циркуляционное орошение насосом
Н-5 прокачивается через теплообменники где охлаждается до температуры 120-130 °С и подается двумя вводами на 34 тарелку колонны К-2.
Температура 3 ЦО измеряется на выходе из К-2 термопарой поз. 15а и после теплообменников на входе в К-2 термопарой поз.16а. Расход 3 ЦО регистрируется расходомером поз 52а и регулируется клапаном поз. 52ж.
Спецификация приборов приведена в таблице 6.1
Таблица 6.1 – Спецификация приборов КИП и А
Контролируемые параметры
Наименование и тип прибора
3 ЦО К2; перетоков К2 – К6; К2 – К7;
К2 – К9; нефти на выходе из печи низа К1 К2; верха К1 К2;
Термоэлектрический преобразователь ТХА 2088
Нормирующий преобразователь П 282
вх. сигнал 0-100 мВ;
вых. сигнал 4-20 мА
Показывающий вторичный прибор ВМК – 100
Устройство ручного управления 11 – 11 – 000
Электропневмопреобразователь
Уровень К1 К2 К6 К7 К9;
Уровнемер буйковый пневматический РВ 5072
вых. сигнал 02 – 10 кгссм2
Преобразователь пневматический
Прибор вторичный показывающий 382
Устройство ручного управления
Продолжение табл. – 6.1
Расход топливного газа к форсункам печи; пара в К1 К2;
отбензиненной нефти в К1 К2; 123 ЦО К2; оборотной воды на теплообменники;
острого орошения К1 К2;
Диафрагма камерная ДКС
Дифманометр пневматический РВ 2710
Прибор вторичный показывающий 382.6Т
Устройство ручного управления 11 – 11 – 000
Объемный счетчик TRU 021
вых. сигнал о – 5 мА
Объемный счетчик ТQI – 021
Вторичный показывающий
вых. сигнал 0 – 5 мА
Давление на выкиде насосов.

icon 7,8 - Опасные и вредные производственные факторы.doc

Агрегатное состояние при н.у.
Плотность при 20°С кгм³
СnH2n+2(от С20 и выше)+
полицикли-ческие СnH2n+
полицикличес-кие арены
Таблица 7.1 - Основные физико-химические свойства веществ
Таблица 7.2 - Пожаровзрывоопасные токсические свойства сырья полупродуктов готовой продукции и
отходов производства.
Наименование сырья полупродуктов готовой продукции и
Класс опас-ности (ГОСТ 12.1. 007- -76)
Концентра-ционный предел воспламене-ния%
Характеристика токсичности (воздействия на организм человека)
Предельно-допустимая (ПДК) вред-ных веществ в воздухе рабочей зоны произв.поме-щений (ГОСТ 12.1. 005-88) мгм3
Может вызвать хронические дерматиты экземы кожи
Жирный газ; углеводородный газ
Вызывает обморожение судороги потерю сознания ослабляет дыхание
Раздражает слизистую оболочку и кожу человека. Вызывает головокружение потерю сознания.
Раздражает слизистую оболочку и кожу человека Действует на центральную нервную систему
Продолжение табл. 7.2
Мазут (различные марки)
Раздражает незначительно слизистую оболочку кожи и глаз. При неполном сгорании как топливо возможное выделение 34-бенз(а)пирен
Бесцветный газ с запахом тухлых яиц. Является ядом для центральной нервной системы.
Сероводород в смеси с углеводородами
Едкий натр (NaOH) содо-щелочной раствор
Едкое вещество. При попадании на кожу вызывает химические ожоги при длительном воздействии может вызвать язвы и экземы. Действует на слизистые оболочки глаз и кожи.
Тяжелый остаток производства полипропилена
Пары продукта обладают наркотическими свойствами вызывают головокружение растройство нервной системы.
Водный аммиак негорючая невзрывоопасная жикость. Газообразный аммиак - газ с резким запахом взрывоопасен токсичен и горюч. Вызывает слезотечение острое раздражение глаз ожоги слизистых оболочек удушие головокружение.
Деэмульгатор (2% водный раствор)
% водный раствор деэму-льгатора ОЖЖ не токсичен при попадании на кожу рук или лица раздражение не вызывает и легко смывается водой
Нефтерастворимый концен-трированный деэмульгатор содержит алкилбензол: тем-пература начала кипения
(-167оС). Смывается горячей мыльной водой. Вызывает лег-кие раздражения кожи и глаз.
Таблица 7.4 - Взрывопожарная и пожарная опасность санитарная характеристика производственных зданий помещений и наружных установок.
Наименование производственных зданий помещений наружных установок.
Категория взрыво-пожарной и пожар-ной опасности помещений и зданий (ОНТП 24-86)
Классификация зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования (ПУЭ).
Группа производ-ственных процес-сов по санитарной характеристике (СНИП 2.09.04-87)
Класс взрывоопасной или пожаро-опасной зоны
Категория и группа взрывоопасных смесей
Блок электродегидраторов
Блок теплообменников и кон цевых холодильников №1 и №2
Блоки колонн К-1 К-2 К-3 К-4 К-5 К-6 К-7 К-8 К-9 К-10
Холодные насосные №1 и №2 горячая насосная
Блок электродвигателей
Постаменты блока тепло-обменников и конденсаторов воздушного охлаждения
Продолжение табл. 7.4
Вакуумный блок с насосной на отметках 0000 6000 и выше
Блок печей подогрева
Блок утилизации тепла
Насосные №1 и №2 блока утилизации тепла.
Анализаторные №12 и площадки для счетчиков
Насосная пожаротушения
Класс по санитарной характеристике - 1. Ширина санитарно-защитной зоны – 1000 м .

icon 7,8 - ОТ, ГО.doc

Охрана труда – это система правовых социально-экономических организационных санитарно-гигиенических и лечебно-профилактических методов и способов направленных на сохранение здоровья и трудоспособности человека в процессе труда.
Функционирование предприятия в условиях рыночных отношений означает что несчастные случаи и заболевания вызывают большие экономические потери не только у государства но и у конкретных предприятий т. к. они влияют на рентабельность конкурентоспособность и прибыль трудового коллектива.
Неудовлетворительные условия труда неблагоприятно складываются на производительности качестве продукции себестоимости и уменьшает валовый национальный доход. Поэтому забота об охране труда ведение активной социальной политики становится важной проблемой для собственника руководителя предприятия государственных и профсоюзных органов.
1 Основные физико-химические свойства токсичность пожароопаснсть взрывоопасность веществ применяемых и получаемых на проектируемом или исследуемом производстве
Токсичность химических веществ определяется их строением физико-химическими свойствами концентрацией и путями проникания этих веществ в организм человека. По характеру токсичного действия промышленные яды делятся на нервные кровяные прижигающие и раздражающие кожу и слизистые оболочки аллергены и канцерогены.
Основные физико-химические свойства веществ перерабатываемых и производимых на производстве приведены в таблице 7.1 [15].
Нефтехимические вещества в большинстве своём горючи и опасны в пожароопасном отношении. Они способны загораться и самопроизвольно т. е. без импульса воспламенения а также образовывать с воздухом смеси способные воспламеняться от открытого пламени. Нефтехимические вещества являются взрывчатыми. Взрывоопасными могут являться смеси их паров с кислородом воздуха в определённых интервалах концентраций.
Характеристики токсичности и пожаро-взрывоопасности веществ приведены в таблице 7.2 [15].
2 Опасные и вредные производственные факторы
К вредным производственным факторам относятся различные выбросы в рабочую атмосферу и водоёмы. Загрязнение атмосферного воздуха происходит через: предохранительные и продувные клапаны дренажи неплотности аппаратов (углеводороды H2S)[15].
К вредным факторам относятся также шум и вибрация отрицательно влияющие на организм человека. Источниками шума и вибрации являются элементы вентиляционных систем воздушные холодильники эжекторы.
При длительном воздействии шума развивается профессиональная тугоухость которая может привести к потере слуха. Шум действует на центральную нервную систему ухудшает зрение ослабляет внимание и память человека что увеличивает возможность травм.
Вибрация оказывает сильное отрицательное влияние на центральную нервную систему и сердечно-сосудистую систему опорно-двигательный аппарат и может привести к тяжелейшему заболеванию – вибрационной болезни.
Большой опасностью производства является широкое применение электрического тока: в электродвигателях искусственном освещении в контрольно-измерительных приборах. При неисправности электротехнического оборудования или нарушения правил его эксплуатации могут происходить поражения электрическим током и электротравмы. Наиболее опасным видом электротравм является электрический удар при котором поражается центральная нервная система и происходит паралич дыхательных мышц и сердца. Электрические травмы могут проявляться в виде местных поражений ткани и органов контактных и дуговых ожогов электроофтольмии.
Опасностью является статическое электричество возникающее в результате трения двух диэлектриков друг о друга или диэлектриков о металлы. Нефть и нефтепродукты и нефтяные газы обладая низкой электропроводностью являются диэлектриками поэтому они способны накапливать электрические заряды.
В производственных условиях возникновение и накопление зарядов статического электричества происходит:
-При перекачке нефтепродуктов по трубопроводам.
-При транспортировке нефтяных газов по трубам и истечении их через отверстия.
-При передвижении людей по сухому изолирующему покрытию.
Отрицательное действие статического электричества проявляется в виде электрических разрядов электрических полей разрушения материалов.
Опасным фактором является также ионизирующее излучение усугубляющееся тем что органы чувств человека не реагируют на облучение. Последствия облучения могут проявляться в виде лучевой болезни.
Источником ионизирующего излучения являются контрольно-измерительные приборы и регулирующие приборы (регуляторы уровня уровнемеры и др.).
3 Классификация и категогрийность проектируемого
производства и его помещений
Значения метеофакторов в рабочей зоне представлены в таблице 7.3[15].
Классификация производственного объекта приведена в таблице 7.4[15].
Таблица 7.3 - Метеофакторы в рабочей зоне
Расчётная зимняя температура наружного воздуха
Глубина промерзания грунтов
4 Мероприятия по предотвращению вредных и опасных
производственных факторов
4.1 Вентиляция и отопление
Для удаления газовых вредностей достижения требуемой чистоты воздуха и удаления тепловыделений из помещений установки предусматривается приточно-вытяжная вентиляция.
В операторной машинном зале АСУТП бытовых помещениях выделений вредных веществ нет. Для предотвращения попадания вредных веществ снаружи предусматривается подпор воздуха в размере не менее пятикратного воздухообмена.
Приточная система вентиляции венткамеры обслуживает операторную бытовые помещения и состоит из центробежного вентилятора В-Ц4-70. Забор наружного воздуха ведётся с отметки 5-20 м. В зимнее время воздух нагревается в многоходовых калориферах до температуры 22 0С.
4.2 Вентиляция и отопление производственных помещений
Количество воздуха которое необходимо подать в помещение операторной определяется по формуле:
гдеK – кратность воздухообмена ч-1
V – объём рабочего помещения м3
Принимаем К = 6 ч –1; V= 800 м3 [17].
По таблице [17 (13) с.38] выбираем центробжный вентилятор взрывозащитного исполнения В-Ц4-70 .
Характеристика вентилятора:
- производительность 5800 м3ч;
- номер вентилятора 5.00;
- напор 2 мм вод. ст.;
- частота оборотов 1500 обмин
- тип электродвигателя 4A90L4
Расход теплоты на вентиляцию в зимнее время можно определить по формуле:
QВ = W*CВ*(tВ.П-tН)*10003600 Вт(7.2)
гдеW – объём приточного воздуха м3ч
CВ – объёмная теплоёмкость воздуха равная 1257 кДж м3*град;
tВ.П. –температура нагретого воздуха подаваемого в помещение
tН – температура наружного воздуха 0С; принимается что в осенне-зимний период средняя температура наружного воздуха равняется минус 7 0С.
QВ = 5800*1257*(22-(-7))*10003600 = 58730 Вт
Площадь поверхности отопительных приборов определяется по формуле:
где экм – эквивалентный квадратный метр – площадь поверхности нагрева прибора отдающая 506 ВТ теплоты при разности средней температуры теплоносителя и температуры воздуха в помещении равной 645 0С[17].
H=58730506=116 м2 экм
Принимаем калорифер марки КВ08Б-ПУЗ площадь поверхности нагрева которого 1896 м2 [17]. Тогда число калориферов будет следующее:
Принимаем 5 штук калориферов.
4.3 Аварийная вентиляция
Аварийная вентиляция представляет собой самостоятельную вентиляционную установку и имеет большое значение для обеспечения безопасности эксплуатации взрывоопасных и пожароопасных производств. Аварийная вентиляция предусматривается для помещений в воздухе рабочей зоны которых возможно поступление большого количества вредных веществ и предназначена для быстрого удаления из помещения значительных объемов воздуха с высоким содержанием токсичных и взрывоопасных веществ возникающих при нарушениях технологического процесса и авариях. При превышении предельно-допустимых концентраций опасных газов в помещениях аварийная вентиляция должна автоматически включаться и выключаться когда эта концентрация вернется в допустимые пределы. Кроме того предусмотрен дистанционный пуск устройствами расположенными у входных дверей снаружи помещения.
4.4 Контроль чистоты окружающей воздушной среды
Предусматривается периодический контроль чистоты воздуха – один раз в сутки что позволяет выявлять и предотвращать загрязнение воздуха [17].
5 Меры предупреждения загрязнения атмосферы
Для предупреждения загрязнения атмосферы на установке предусматриваются следующие мероприятия:
-герметизация оборудования;
-сжигание газовых выбросов;
-установку газоанализаторов определения СО контроля за полнотой горения.
5.1 Мероприятия по защите водоёмов от промышленных стоков
Наименование промышленных стоков и меры их обезвреживания представлены в таблице 7.5 [15].
Таблица 7.5 – Промышленные стоки
Периодичность сбразования
Условие и место захоронения
Норма выброса на единицу сырья кгт
Солевой раствор с блока электродегидраторов
Собирается в отстойнике далее сбрасывается в систему канализации
Цех очистки промстоков
ная вода от котлов утилизаторов
Сбрасывается в канализацию
5.2 Освещение помещений
Производственное помещение оперпторной освещается естественным и искусственным светом. По зрительным условиям работы относится к IV разряду (работы малой точности).
Естественное освещение осуществляемое через световые проёмы стенах здания или световых фонарях (верхний свет) приближённо рассчитывают исходя из отношения площади световых проёмов к площади пола (световой коэффициент). Световой коэффициент принимается равным 15 [17]:
где SОК - площадь оконных проёмов м2
SП – площадь пола м2.
SОК = 15*200 = 40 м2
Площадь одного окна 5 м2 тогда число оконных проёмов:
Расчёт общего естественного освещения включает расчёт количества светильников определяемого по методу светового потока по формуле:
n = E*S*R(F*U*Z)(7.5)
где – E – минимально допустимая освещённость рабочих поверхностей
S – освещаемая площадь равная 200 м2;
F – световой поток одной лампы мм зависящий от мощности
Для универсального светильника (по таблице 11 [17]) мощность лампы 200 Вт а значение светового потока F = 2510 лм.
К – коэффициент запаса принимается 13 (по таблице 8 [17]).
Z – поправочный коэффициент зависящий от конструкции светильника принимается для типа У равным 082 (по таблице 9 [17]).
U – коэффициент использования осветительной установки зависящий от типа светильника коэффициента отражения потолков и стен а также показателя і.
Значение показателя и определяется по формуле:
і = а*в(h*(а+в))(7.6)
где а в – длина и ширина помещения м
h – высота подвески светильника от уровня рабочего места (08 м от пола) м.
При высоте помещения 4 м и расстояние светильника до потолка 14 м высота подвески светильника от уровня рабочего места составляет:
і = 20*10(18*(20+10) = 37
Принимаем U = 058 [17].
n = 50*200*13(2510*058*082) = 109
Принимаем n = 12 шт.
Мощность электроосветительной установки с учётом местного освещения определяется по формуле:
N = (n*w+0.1*n*w)1000 кВт(7.7)
где n – расчётное количество ламп для освещения данного помещения
w – мощность одной лампы Вт
1*n*w – дополнительная мощность ламп местного освещения Вт
N = (12*200+01*12*200)1000=242 кВт
Принимаем двухрядную систему размещения светильников.
Исходя из количества светильников расстояние между ними выбираем равным 3 м.
5.3 Мероприятия по борьбе с шумом и вибрацией
Для устранения или уменьшения вибрации машин и оборудования и производимого ими шума используем следующие методы:
Жёсткое крепление вибрирующих деталей и узлов устранение излишних зазоров в сочленении механизмов.
Изоляция фундамента оборудования от грунта с помощью воздушных разрывов.
Снижение уровня шума производимого при движении газа по трубопроводам путём увеличения площади поперечного сечения газоходов плавными поворотами газоходов.
Уровень звукового давления создаваемого гидроэжекторной вакуумсоздающей системой в контрольных точках на расстоянии 1 метра не превышает значений приведённых в таблице 7.5.2 [15].
Таблица 7.6 - Звуковое давление
Среднегеометрические частоты октановых полос Гц
Уровень звукового давления дБ не более
Гидроэжекторная система не является источником шума и вибрации в зоне обслуживания при соблюдении требований и правил монтажа и эксплуатации. В качестве средств индивидуальной защиты от шума используются шлемы закрывающие ушную раковину снаружи. Для защиты от вибрации предусматривается виброизолирующая обувь и перчатки.
5.4 Меры защиты от статического электричества
Основными мерами защиты от статического электричества являются:
Предотвращение накопления зарядов на металлическом оборудовании достигается путём заземления всех металлических частей на которых могут появиться разряды (насосы колонны трубопроводы). При наличии заземления образующиеся заряды статического электричества отводятся в землю и не накапливаются в таком количестве которое может вызывать искру.
Ослабление электризации в диэлектрических жидкостях путём заполнения ёмкостей без образования свободнопадающих струй т. е. под уровень жидкости; надо избегать перемешивания бензина или керосина воздухом или газом.
Устранение взрывоопасной смеси. В местах образования и накопления зарядов поддерживают горячую среду в смеси с воздухом вне пределов воспламенения (взрываемости) что достигается посредством вентиляции.
Для отвода статического электричества накапливающегося на человеке предусматривается:
-устройство электропроводящих полов или заземлённых зон рабочих площадок заземление ручек дверей поручней лестниц или рукояток приборов аппаратов;
-обеспечение рабочих токопроводящей обувью.
5.5 Меры электробезопасности
К таким мерам относятся:
-обеспечение недоступности токоведущих частей находящихся под напряжением;
-электрическое разделение сети;
-устранение опасности поражения при появлении напряжения на корпусах различных частях электрооборудования что достигается применением малых напряжений использованием двойной изоляции защитным заземлением занулением защитным отключением и блокировочных систем и т. д.[17].
Для устранения перехода напряжения на нетоковедущие части вследствие пробоя изоляции применяют защитное заземление и зануление.
Для заземления используется внутренний контур заземления образованный открыто проложенной по внутреннему периметру помещений стальной полосой нулевые жилы питающих кабелей и т. п. В качестве заземлителей используется наружный контур заземления проложенный при строительстве фундамента здания.
Расчёт заземляющего контура проводится исходя из условия что общее сопротивление заземляющего контура RЗЗУ должно быть менее 40 Ом.
Общее сопротивление защитного заземляющего устройства определяется по формуле:
RЗЗУ = RЗ*RП(RП*n*NЗ+ RЗ* NП) Ом(7.8)
где RЗ – сопротивление заземлителя в качестве которого используют стержни Ом
RП – сопротивление полосы соединяющей заземлители Ом
n – количество заземлителей;
NЗ – коэффициент экранирования заземлителя принимаем 09 [17].
NП - коэффициент экранирования соединяющей полосы принимаем равным 07.
Сопротивление заземлителя определяем по формуле:
RЗ = p(2*п*l)*(ln2*ld+0.5*ln(4*t+l)(4*t-l)) Ом(7.9)
где p – удельное сопротивление грунта Ом*м; зависит от типа грунта: для сугменка 150 Ом*м;
для стержней составляет 5 м;
d – диаметр заземлителя м; для стержней составляет 002 м;
t – расстояние от середины забитого в грунт заземлителя до уровня земли м; при этом учитывается что расстояние от верхнего конца заземлителя до уровня земли должно быть не менее 05 м.
Сопротивление полосы соединяющей заземлители определяем по формуле:
RП = p(2*П*l)*(ln2*l2b*T) Ом(7.10)
где примерно равна периметру здания т. е. 60 м.
B – ширина полосы; равняется 003 м при прокладке внутри здания;
T – глубина заземления от уровня земли м; обычно равна 05 м.
Количество заземлителей защитного заземляющего устройства определяется по формуле:
n = 2* RЗ(4*NЗ);(7.11)
где 4 – допустимое общее сопротивление Ом;
– коэффициент сезонности.
Определим сопротивление заземлителя:
RЗ = 150(2314*5)*(ln2*5002+0.5*ln(4*3+l)(4*3-l)) = 318 Ом
Определим сопротивление полосы соединяющей заземлители:
RП = 150(2*3.14*60)*(ln2*6020.03*0.5) = 52 Ом
Определим количество заземлителей:
n = 2* 318(4*09) = 177 шт.
Принимаем 18 штук заземлителей.
Определим сопротивление защитного заземляющего устройства:
RЗЗУ = 318*52(52*18*09+ 318*07) = 155 Ом
Поскольку RЗЗУ4 Ом то защитное устройство сможет обеспечить эффективную защиту от поражения электрическим током.
5.6 Пожаробезопасность
Причины пожара следующие:
Нарушение правил эксплуатации установки.
Проведение огневых и сварных работ.
Неисправность оборудования.
Неосторожное обращение с огнём.
Самовозгорание самовоспламенение и др.
Причину пожара обычно устанавливают исследовательские лаборатории.
Территорию надо поддерживать в чистоте убирать стружки прилитые вещества; иметь наружный пожарный трубопровод и гидранты с хорошим доступом их проверяют один раз в год. Расстояние от гидранта до здания 5 м от проезжей части гидрант располагается не менее чем на 25 м [17].
Большую опасность представляет нарушение герметичности вакуумной колонны т. к. возможно образование взрывоопасных ситуаций в самой колонне.
Предъявляются повышенные требования к эксплуатации:
Удаляемые из колонны пары анализируют на содержание воздуха.
Предусмотрено гашение вакуума инертными газами.
Важное значение имеет надёжность насосов. Внезапная их остановка ведёт к падению вакуума и часть продукта может уйти в канализацию при этом при загрязнении стоков могут возникнуть пожары поэтому предусматриваются резервные насосы на горячей циркуляции.
На каждой площадке в специальных стеллажах находятся пожарные краны с быстросмыкающимися гайками.
Для ликвидации возможных загораний колонна оборудуется стационарным паропроводом.
5.6.1 Способ и необходимые средства пожаротушения
В качестве средств пожаротушения на установке предусмотрено:
-стационарная система паротушения печей насосных наружной аппаратуры горячей насосной;
-установка стационарного автоматического пенотушения;
-лафетные установки;
-сухотрубы с кольцевой разводкой воды по высоте аппаратов колонного типа;
-дренчерная установка орошения ёмкостей;
-паровая завеса печей опор и колонны К-10;
-огнетушители порошковые и углекислотные различных марок;
-пожарные лопаты носилки паровые шланги.
Стояки стационарной системы паротушения оборудованы штуцерами для подключения паровых шлангов.
Для тушения пожаров применяют следующие способы:
При загорании наружной арматуры:
-прекращение подачи к источнику огня горючей жидкости газа путём отключения и освобождения трубопровода аппарата узла в дренажные ёмкости с последующим сбросом из них давления на факел;
-срыв пламени с помощью огнетушителей паром сильной струёй воды;
-покрытие очага пожара пеной;
-накрытие очага пожара кошмой асбестовым полотном или засыпка песком;
-охлаждение рядом расположенных аппаратов водой от колец орошения лафетных стволов сухотрубов с разводкой по колоннам от системы оборотного водоснабжения.
При загорании в помещении насосных:
-прекращение подачи к источнику огня горючей жидкости;
-накрытие очага пожара кошмой или засыпка песком;
-подача пара по системе паротушения при закрытых дверях и отключенной системе приточно-вытяжной вентиляцией;
При загораниях в операторной:
-сбивание пламени с помощью углекислотных огнетушителей кошмы асбестового полотна;
При загорании на электрооборудовании:
-сбивание пламени с помощью углекислотных огнетушителей кошмы асбестового полотна.
Стационарная установка автоматического пожаротушения оборудована пожарными рукавами с стволами ГПС – 600.Подача огнетушащего раствора пенообразователя через электрозадвижку насосами на смешение с водой из противопожарного водоёма и подаётся насосами в направлении вакуумной насосной и др.
В качестве огнетушащего средства в стационарной пенной установке применяется воздушно-механическая пена средней кратности получаемая из 6% водяного раствора пенообразователя ПО – 1.
В качестве пенообразующих аппаратов для получения воздушно-механической пены из раствора пенообразователя ПО – 1в стационарной пенной установке применяются генераторы пены типа ГВП-600 применяемые для объёмного пенотушения .Снижение давления в линиях нагнетания насосов сигнализируется на щите КИП с самозапуском резервных насосов. Максимальный уровень пенообразователя сигнализируется на щите КИП [17].
Для сигнализации о возникновении пожара проектом предусматриваются:
-ручные и автоматические пожарные извещатели для сооружений с нормальной средой;
-автоматические тепловые извещатели ДПС-038 с искробезопасным прибором ПИО в насосной производственных стоков.
Сигналы от пожарных извещателей поступают на станцию пожарной сигнализации устанавливаемую в диспетчерской в ЦДП. Общий сигнал от станции пожарной сигнализации по кабелям комплексной сети подаётся на станцию пожарной сигнализации НПЗ.
Расчётное количество воды необходимое для тушения пожара на установке составляет 2426 лсек в том числе на передвижную технику 50 лсек и на пенотушение в резервуарном парке 226 лсек. Тушение установки предусмотрено от локального узла пожаротушения в составе водяной насосной двух резервуаров по 2000 м3 каждый для неприкосновенного запаса воды.
На установке запроектированы кольцевые сети с пожгидрантами. В дополнение к стационарной системе пожаротушения имеется пожрезервуар на 250 м3 для передвижной техники.
В промпарке на резервуарах установлены пеногенераторы с сухотрубами и узлами присоединения выведенными за ограду для возможности подключения пожарной техники и подачи пенораствора во время пожара.
Наименование стоков системы канализации их количество и условия обезвреживания приведены в таблице 7.7 [15].
Таблица 7.7 – Сточные воды
Удельная норма выброса на единицу сырья готовой продукции тг
Количество образования сточных вод м3ч
Условия (метод) обезвреживания
Периодичность выбросов
Установленная форма содержания загрязнений в стоках
Промышленные стоки системы канализации
Направляются в цех очистки промстоков
В первую систему канализации
Содержание нефтепродуктов мгм3не более 300
Во вторую систему канализации
Содержание нефтепродуктов мгм3не более 5500
8 Пылегазовые отходы
В таблице 7.8 [15] приведена характеристика выбросов в атмосферу
Таблица 7.8 – Выбросы в атмосферу
Количество образования выбросов по видам тчас
Метод обезвреживания
Установленная форма содержания загрязнений в выбросах
За счёт эффекта рассеивания
Неорганизованные выбросы через неплотности оборудования
При пуске и остановке установки допускаются разовые сбросы углеводородного газа в факельную систему завода
При нормальном пуске и остановке установки-12 при аварийной – 7300 гсек
При пуске или остановке установки
1 Организационная структура гражданской обороны
нефтеперерабатывающего завода
2 Основные техногенные опасности производства
процесса первичной переработки нефти
Установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ является газоопасным взрывоопасным и пожароопасным крупнотоннажным производством.
Процессы входящие в состав установки характеризуются:
-применением токсичных пожароопасных взрывоопасных нефтепродуктов;
-осуществление процессов обезвоживания и обессоливания при высоком давлении – 18 МПа атмосферной и вакуумной перегонки при высокой температуре – до 420 0С;
-применением электрического тока высокого напряжения в электродегидраторах – до 30 кВт;
-применение в качестве реагентов деэмульгатора растворов соды щёлочи сжиженного аммиака для приготовления аммиачного раствора.
Практически все перерабатываемые получаемые и применяемые на характеризуемой установке нефтепродукты и реагенты по своим физико-химическим свойствам являются пожароопасными взрывоопасными и вредными веществами.
Основными газоопасными местами на установке являются:
-блок электродегидраторов;
-насосные блоков АТ ВП и ВБ;
-надземные подземные и полуподземные лотки колодцы приямки и другие углублённые места.
Особенностями производства ЭЛОУ-АВТ с точки зрения газовой опасности является комбинирование нескольких технологических процессов. Возможность образования взрывоопасных смесей в производственных помещениях обуславливается наличием работающих под высоким давлением аппаратов возможностью их разгерметизации и утечки легковоспламеняющихся веществ и газов.
При работе установки а также при подготовке некоторых аппаратов или отдельных блоков к ремонту возможно выделение следующих пожароопасных и взрывоопасных веществ: углеводородных газов и паров нефтепродуктов.
3 Прогнозирование масштабов зоны возможного заражения
СДЯВ в случае аварии (разрушения) на химически
На установке ЭЛОУ-АВТ для приготовления раствора аммиачной воды подаваемой в шлемовые трубы К-1 К-2 имеется изотермическая ёмкость с аммиаком которая вмещает 10т аммиака. Высота поддона 05м. Случилось разрушение этой ёмкости при следующих метеоусловиях: температура воздуха 20ºС скорость ветра 1мс инверсия.
Рассчитать глубину зоны возможного заражения от аварии с выбросом СДЯВ.
Вычислить площадь зоны возможного заражения.
Вычислить длительность вредного воздействия СДЯВ.
Оценить возможные людские потери в зоне заражения.
Определить степень химической опасности объекта.
Находим эквивалентное количество NH3 по первичному облаку:
Qе1=K1*K3* K5* K7*Q0 (8.1)
гдеK1 – коэффициент зависящий от условий хранения NH3 (D1);
K3 – коэффициент равный отношению пороговой токсичности C
K5 – коэффициент учитывающий вертикальную устойчивость воздуха (при инверсии = 1);
K7 – коэффициент учитывающий температуру воздуха (D1);
Q0 – количество выброшенного NH3 при аварии
Qе.1= 001*004*1*1*10 = 0004 т
Определим время испарения NH3:
T = (h*d)(K2*K4* K7)(8.2)
гдеh – толщина слоя NH3 м; h = H – 02
H – высота поддона м;
d – удельный вес NH3 тм (D1);
K2 – коэффициент зависящий от физико-химических свойств NH3 (D1);
K4 – коэффициент учитывающий скорость ветра (D3)
T = (05 - 02)*06810(0025*1*1) = 8172 ч
Принимаем Тпред = 4 ч
Определим эквивалентное количество аммиака по вторичному облаку:
Qе.2 = (1 - K1)*K2*K3*K4*K5*K6*K7*Q0 (h*d)(8.3)
гдеK6 – коэффициент зависящий от времени N что прошло с момента начала аварии:
K6 = T08 = 408 = 303
Qе2 = (1 - 001)*0025*004*1*1*303*1*10(05 - 02)*0681 = 0147 т
Определение глубины зоны заражения от первичного облака.
Экстрагируя (по данным таблицы D2) находим глубину зоны заражения от первичного облака при Qе1=0004т r1=017км.
Определим глубину зоны заражения от вторичного облака по таблице D2 интерполяцией:
r2 = 125+((316 - 125)(05 - 01)*0047) = 147 км
Полная глубина зоны заражения:
r = r’+0.5 r” = 147+0.5*0.17 = 1555 км
Гранично-возможное значение глубины переноса воздушными массами:
гдеN- время от начала аварии час
V- скорость переноса переднего фронта загрязнённого воздуха (D5).
Сравнивая r c rгр. окончательно определяем глубину зоны возможного заражения:
Определим площадь возможного заражения:
S = 872*10-3* r2*φ(8.5)
гдеr – глубина зоны заражения км;
φ- угловой размер зоны возможного заражения;
(при V=1мс φ = 180 град.)
S = 872*10-3*162*180 = 4 км2
Зона загрязнения не выходит за пределы санитарно-защитной зоны объекта (НПЗ) и согласно таблице D7 относится к IV степени химической опасности.
4 Основные мероприятия направленные на повышение
устойчивости объекта в чрезвычайных ситуациях
Предотвращение взрывов и пожаров решается путём исключения образования токсичной и горючей среды в помещениях и в атмосфере на территории технологической установки следующими техническими решениями:
-устройство во взрывоопасных и пожароопасных помещениях приточно-вытяжной вентиляции;
-сброс с предохранительных клапанов в закрытую факельную систему;
-устройство во взрывоопасных помещениях и на территории установки автоматических газоанализаторов п.д.к и довзрывных концентраций с сигнализацией персоналу по предельным показаниям;
-устройство систем аварийной вентиляции в помещениях и их автоматического выключения по предельным показаниям автоматических газоанализаторов;
-устройства газоанализаторов в системах канализации.
Предотвращение образования в горючей среде источников воспламенения предусматривается посредством:
-применения взрывозащищённого электрооборудования;
-устройства паровых завес печей огневого нагрева;
-устройства систем молниезащиты и защиты от статического электричества;
-устройства во взрывоопасных помещениях необходимой площади взрывных проёмов;
-разбивки установки на блоки с возможностью оперативного отключения «аварийного» блока от смежных с ним;
-обеспечение зданий и помещений необходимыми и безопасными путями эвакуации людей;
-устройства организаций против растекания разливов горючей среды и организованной эвакуации её с технологических площадок в канализацию.
Пожаротушение на установке предусматривает:
-устройство гарантированной системы противопожарного водоснабжения с расходом 170лс и напором не менее 60 м. вод.ст.;
-устройство полустационарных систем пожаротушения на наружных установках;
-обеспечение системой связи и оповещения персонала газоспасательной и пожарной служб предприятия.
5 Индивидуальные и коллективные средства
Работники установки в качестве защитной одежды от воздействия нефтепродуктов химреактивов тепла печей применяют индивидуальную спецодежду: хлопчатобумажные костюмы рукавицы защитные приспособления защитные очки резиновые технические перчатки резиновые сапоги ботинки подбитые гвоздями не дающими искры.
Все работники имеют индивидуальные фильтрующие противогазы марки БКФ защищающие органы дыхания от паров углеводородов и кислых газов. Также на установке находятся шланговые противогазы марок ПШ-1 или ПШ-2 которые применяются при содержании О2 в воздухе менее 18%(об.) и содержании вредных паров и газов более 05%(об.) при работе внутри аппаратов ёмкостей а также в колодцах лотках и других заглублённых местах. Кроме того на установке в специальном опломбированном шкафу хранится аварийный комплект газоспасательных средств защиты: фильтрующие противогазы марки М шланговые противогазы и др. К средствам коллективной защиты относятся убежища.
Таблица 8.1 – Средства индивидуальной защиты
Предельно допустимая концентрация в воздухе рабочей
высоких концентрациях вызывает
Фильтрую-щий противогаз марки БКФ ГОСТ 12.4122-83
противогазы марки ПШ-1 ТУ-6-16-2053-76
Фильтрующие противогазы марки М
Убежища представляют собой сооружения обеспечивающие наиболее надёжную защити укрываемых в них людей от воздействия всех поражающих факторов отравляющих веществ высоких температур и вредных газов в зонах пожаров а также от обвалов и обломков разрушенных зданий (сооружений) при взрывах.
В убежищах люди могут находиться длительное время. На Лисичанском НПЗ имеются как встроенные так и отдельно стоящие убежища. Под встроенные убежища используются подвальные и полуподвальные этажи производственных общественных зданий.
Каждое убежище имеет не менее двух входов расположенных в противоположных сторонах а встроенное убежище имеет аварийный выход.

icon 9 - Экономика.doc

9 Экономика организация и планирование производства
-калькуляция себестоимости действующего производства приведенная к объёму переработки 4.5 млн. тг и представлена в таблице 9.1;
-стоимость основных производственных фондов
-стоимость вводимого оборудования 4312843 грн
в т.ч. 2 клапана КИП 2883928 грн;
в т.ч. трубопроводы и арматура 1428915 грн
- численность работающих – 61 чел
в том числе основных рабочих 58 чел:
оператор технологической установки 6 разряд – 6 чел.
оператор технологической установки 5 разряд – 38 чел.
оператор технологической установки 4 разряд – 14 чел.
Таблица 9.1 – Калькуляция себестоимости на объем переработки нефти
Наименование показателя
Затраты на 1 т переработки
Сода каустическая 100 %
Сода кальцинированная 100 %
Отчисления соцстраху
Содержание оборудовния
- в т.ч. аммортизация
- в т.ч. текущий ремонт
Внутризаводская перекачка
Продолжение табл. – 9.1
Итого: цеховая себестоимость
Общезаводские расходы
Итого затраты на обработку
Производственная себестоимость
Себестоимость на 1т
Таблица 9.2 – Калькуляция себестоимости продукции
Затраты на обработку
Мазут на дальнейшую переработку
2 Обоснование проектируемых мероприятий
Данное техническое решение предусматривает снижение потерь ценных бензиновых фракций С5+ с газовой сдувкой газ которой является топливом для печей данной установки. Это обусловлено утяжелением бензиновых фракций поступающих в емкость орошения Е-1 в случае подачи бензина К-2 в качестве острого орошения К-1. В результате этого легкие бензиновые фракции эффективнее абсорбируются жидкой фазой т.е. бензином К-2. Сравнение результатов приведены в таблице 9.3.
Таблица 9.3 – Сравнение результатов работы отбензинивающей колонны К-1 с собственным орошением (вариант 1) и с орошением бензином К-2 (вариант 2)
Производительность установки по
Расход газовой сдувки из емкости Е-6
бензина К-1 К-2 на печи.
Расход бензина К-1 кгч
Расход бензина К-2 кгч
Расход суммарного бензина подаваемого на стабилизацию кгч
Фракционный состав бензина К-1 по
Фракционный состав бензина К-2 по ГОСТ – 2177 С
Фракционный состав суммарного бензина К-1+К-2 по ГОСТ – 2177 С
Давление в колонне К-1 кгсм2
Температура в кубе К-1 С
Тепловая нагрузка на конденсаторы
3 Расчёт единовременных затрат на внедрение
проектируемых мероприятий
В расчете единовременных затрат на внедрение проектируемых мероприятий учитываем затраты на приобретение запорной арматуры и трубопроводов на приобретение необходимы приборов КИП и А на монтаж трубопроводов и клапанов а также транспортные расходы.
Расчет затрат сводим в таблицу 9.4
Таблица 9.4 – Единовременные затрат
Наименование статей затрат
Затраты на приобретение клапанов и приборов КИП и А
Затраты на приобретение запорной арматуры трубопроводов
Затраты на монтажные работы
Затраты на транспортные расходы
4 Расчет на переработку сырья проектируемого производства
На проектируемом производстве изменится две статьи калькуляции себестоимости продукции:
- расходы на содержание и эксплуатацию оборудования 9.5:
12843*015+5304815=5951741 грн
62742+5951741=322225941 грн
- снижение цены топлива печей за счет уменьшения сжигания ценных бензиновых фр.С5 и выше на 052%:
984455*77277931*(100-052)100=846560649 грн
С увеличением количества прямогонного бензина и уменьшения фр.С5 и выше снижаем себестоимость данных продуктов нефтепереработки что будет видно из таблицы 9.6.
Таблица 9.5 – Калькуляция себестоимости на объем переработки нефти
Продолжение табл. – 9.5
Таблица 9.6 – Калькуляция себестоимости продукции
5 Расчет технико-экономических показателей
Объем переработки до и после внедрения мероприятий составляет:
Стоимость переработки 1 т сырья составляет:
Снижение себестоимости переработки после внедрения мероприятий будет составлять:
ΔС=68995-68999=-004 грн или
Производительность труда основных рабочих составляет:
где Q – объем производства т
N – численность основных рабочих чел
Экономический эффект от внедрения мероприятий составляет:
Ээф= С0- С1=310494385599-310477384274=17001325 грн
где С0 – Себестоимость продукции до внедрения грн
С1 – Себестоимость продукции после внедрения грн
Срок окупаемости будет равен:
где ОПФ – стоимость внедряемых мероприятий грн
Ээф – экономический эффект грн
Ток=12*031*30=112 дн
В результате внедрения планируемых мероприятий экономический эффект составит 17001325 грн а срок окупаемости вложенных средств составит 112 дней.
Основные технико-экономические показатели сводим в таблицу 9.7.
Таблица 9.7 – Технико-экономические показатели
Численность работающих
в т. ч. основных рабочих
Себестоимость переработки сырья
Себестоимость переработки 1т
Капитальные единовременные затраты
Экономический эффект
Экономический эффект без учета единовременных затрат

icon Документ Microsoft Word.doc

6 Контроль и управление технологическим процессом
Современные химико-технологические процессы характеризуются сложностью и высокой скоростью протекания а также чувствительностью к отклонению режимных параметров от нормальных значений.
С увеличением нагрузок аппаратов мощностей машин сложности и масштабов производства с повышением давлений температур и скоростей химических реакций ручной труд даже в механизированном производстве невозможен.
Автоматизация приводит к улучшению основных показателей эффективности производства: увеличению количества улучшению качества и снижению себестоимости выпускаемой продукции повышению производительности труда. Внедрение автоматических устройств обеспечивает высокое качество продукции сокращение брака и отходов уменьшение затрат сырья и энергии уменьшение численности основных рабочих снижение капитальных затрат на строительство зданий (производство организуется под открытым небом) удлинение сроков межремонтного пробега оборудования.
Внедрение специальных автоматических устройств способствует безаварийной работе оборудования исключает случаи травматизма предупреждает загрязнение атмосферного воздуха и водоёмов промышленными отходами.
Комплексная автоматизация аппаратов предполагает не только автоматическое обеспечение нормального хода этих процессов с использованием различных автоматических устройств (контроля регулирования сигнализации и др.) но и автоматическое управление пуском и остановом аппаратов для ремонтных работ и в критических ситуациях.
Описание функциональной схемы автоматизации приведено поверх описания технологической схемы.
Измерение технологических параметров.
На стадии атмосферной перегонки нефти необходимо контролировать следующие технологические параметры:
Для измерения расхода в данном дипломном проекте используется метод переменного перепада давлений. В трубопроводе в котором необходимо измерить расход вещества устанавливается диафрагма. На ней при протекании через неё вещества образуется перепад давления который однозначно зависит от расхода вещества (зависимость квадратичная). Данный перепад давления измеряется местным прибором – дифманометром « Сапфир 22ДД » который имеет унифицированный выходной электрический сигнал 4-20мА который подаётся в ЭВМ. Все сигналы которые подаются в ЭВМ проходят через входную гальваническую развязку РГ-1. Это необходимо для того чтобы защитить ЭВМ от возможных коротких замыканий в измерительной схеме. Далее сигнал через АЦП подаётся в блок алгоритмических преобразований где анализируется измерительная информация вырабатываются управляющие воздействия принимаются решения о достоверности измерительной информации и т.д. обработанный в алгоблоке сигнал через ЦАП и выходную гальваническую развязку (назначение тоже что и у РГ-1) подаётся на операторский пульт. На пульте оператора есть возможность регистрировать результаты измерений в случае необходимости перевести процесс на ручное управление сигнализировать предельные отклонения технологических параметров выводом сигнала с алгоблока через ЦДП в схему сигнализации.
В случае когда ЭВМ формирует регулирующее воздействие на технологический процесс сигнал с устройства ручного управления подаётся на регулирующий клапан.
Так как производство атмосферной перегонки нефти является пожаровзрыоопасным то для регулирования технологических параметров используются пневмоклапаны. В виду того что выходной сигнал ЭВМ является электрическим на уровне 4-20мА необходимо использовать электропневмопреобразователи ЭПП-63 выходной сигнал которого составляет 02-1кгссм² подаётся на регулирующий пневмоклапан.
Для определения количества вырабатываемого продукта используется счётчик-расходомер нефтепродуктов типа СМ-22 предназначенный для измерения объёмного количества протекающей жидкости и преобразования расхода в токовый унифицированный сигнал 4-20мА.
Для определения температуры по всей стадии атмосферной перегонки нефти используются термоэлектрические преобразователи типа ТХК 0434 с диапазоном измерений от 0 до 400°С. В виду того что ЭВМ работает с унифицированными токовыми сигналами а выходной сигнал термопары 0-100мВ необходимо использовать нормирующий преобразователь мВ в мА типа Ш-703.
Для измерения давления используется измерительный преобразователь давления « Сапфир 22ДИ »установленный по месту выходной сигнал которого через гальваническую развязку РГ-1 подаётся в алгоблок ЭВМ.
Для измерения перепада давления используется местный измерительный преобразователь разности давления «Сапфир 22ДД» выходной сигнал которого через гальваническую развязку РГ-1 подаётся в алгоблок ЭВМ.
Для измерения уровня используется буйковый уровнемер «Сапфир 22ДУ» установленный непосредственно на аппарате унифицированный выходной сигнал которого через гальваническую развязку РГ-1 подаётся в алгоблок ЭВМ.
Приборы и средства автоматизации используемые в данном дипломном проекте приведены в таблице 6.1.
Технологический параметр
Наименование и тип прибора
Техническая характеристика
паров К-7-К-2 в К-6К-2-К6(пере-ток)парыК-6-К-2
НЦО К-2бензина в Е-3
параК-2679неф-ти в печимазута из К-2орошения К-2 «острого» верхн.бензина из Е-3 в Т-15а ВЦО К-2СЦО К-2НЦО К-2 фр.130-180 из К-6фр.180-230 из К-7фр.230-290 из К-9фр.ДТ из К-2
Термоэлектрический пре-образователь ТХК 0343
Нормирующий преобра-зователь Ш-703
Дифманометр «Сапфир 22ДД»
Измерительный преобра-зователь давления
Счётчик расходомер неф-тепродуктов тип СМ
Измерительный преобра-зователь разности давле-ний «Сапфир 22ДД»
Инерционность 40 сек
Входящ. сигнал 0-100мВ
Выходящ.сигнал 4-20мА
2.3. Блок атмосферной перегонки нефти
Обезвоженная и обессоленная нефть из электродегидратров второй ступени тремя параллельными потоками поступает:
-й поток через теплообменники Т-6 Т-71 Т-72 Т-73;
-й поток через теплообменники Т-51 Т-52 Т-101 Т-102;
-й поток через теплообменники Т-63 Т-641 Т-642 Т-651 2.
Теплоносителями являются соответственно:
Для теплооменника Т-6 – фракция 290-360оС выводимая из колонны К-2;
Для теплообменников Т-71 3 – гудрон колонны К-10 при работе вакуумного блока или мазут колонны К-2 при работе без вакуумного блока;
Для теплообменника Т-72 – третье циркуляционное орошение колонны К-2;
Температура нефти после теплообменника Т-72 измеряется термопарой (поз.0630) с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ.
Для теплообменников Т-51 2 – третье циркуляционное орошение К-2 или гудрон колонны К-10 выводимый с установки при работе вакуумного блока ;
Для теплообменников Т-101 2 –циркуляционное орошение третьего пакета колонны К-10 при работе вакуумного блока или мазут колонны К-2 при работе без вакуумного блока .
Температура нефти после Т-102 измеряется термопарой (поз.0586) с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ.
Для защиты аппаратов от превышения давления на линиях №10 и № 22 первого и второго потоков до клапанов регуляторов (поз.1162 поз.0949) установлены ППК с направлением сбросов в факельную емкость Е-36.
Для теплообменников Т-63 Т-641 2 Т-651 2 – вакуумный газойль (циркуляционное орошение третьего пакета колонны К-10) при работе вакуумного блока или мазут колонны К-2 при работе без вакуумного блока .
Температура нефти после Т-652 измеряется термопарой (поз. 151) с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ.
Для выравнивания температур по потокам нефть после теплообменников Т-73 Т-102 Т-652 параллельно направляется в теплообменники Т-661 Т-662 где дополнительно нагревается за счет тепла гудрона колонны К-10 при работе вакуумного блока или за счет тепла мазута колонны К-2 при работе без вакуумного блока и с температурой до 260оС поступает двумя потоками на 19 тарелку колонны К-1. Температура нефти на входе в колонну К-1 измеряется термопарами (поз.0300 0301) с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ.
Для снижения давления в колонне К-1 предусмотрена возможность подачи обессоленной и обезвоженной нефти из трубопровода нефти после ЭДГ-12 - 52 на 11-ю тарелку К-1. Расход обессоленной и обезвоженной нефти регулируется клапаном (поз.62) с регистрацией показаний на щите КИП.
Для защелачивания кислых агентов полученных в результате гидролиза неотмытых на блоке ЭЛОУ солей в линию входа обессоленой нефти в К-1 через распределительную форсунку подается 05-20% водный содо-щелочной раствор.
В нижнюю часть колонны К-1 через клапан-регулятор расхода (поз. 0951) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ подается перегретый до температуры 400оС в печах П-11 и П-13 водный пар. Уровень куба колонны К-1 (поз.1009) регистрируется и регулируется клапанами-регуляторами (поз.0975 0976) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ с сигнализацией максимального и минимального уровня.
Температура низа колонны К-1 поддерживается не выше 260оС и регулируется подачей "горячей струи " (отбензиненная нефть ) которая с низа К-1 насосами Н-712 двумя потоками прокачивается через печь П-14 нагревается частично испаряется и возвращается в колонну К-1 с температурой не выше 360оС. Имеется возможность отбензиненную нефть после П-14 частично или полностью подавать в колонну К-2. Расход "горячей струи " в печь П-14 измеряется расходомером (поз.0013) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ. Расход отбензиненной нефти по потокам печи П-14 регулируется клапанами-регуляторами расхода (поз.14 15) а давление на входе в змеевики печи измеряется приборами (поз.74а 74б) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
Температура отбензиненной нефти на выходе из печи П-14 на каждом потоке (поз.134а 134б) и температура низа колонны К-1 (поз.1100) измеряются термопарами с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
Температура дымовых газов на входе в конвекционную камеру и на газоходе печи П-14 измеряется соответственно термопарами (поз. 133а-133к 133л) с выходом показаний на щит КИП и ЭВМ и сигнализацией (поз.133л). Температура отбензиненной нефти на входе в колонну К-1 после П-14 измеряется термопарой (поз.130) с коррекцией по температуре дымовых газов (на перевале) на входе в конвекционную камеру (поз.131в) и расходу газообразного топлива к форсункам печи (поз21). Регулирование производится контуром управления на ЭВМ.
С верха колонны К-1 головной погон с температурой не выше 160оС в паровой фазе отводится в конденсаторы воздушного охлаждения Т-151-5 где пары конденсируются и охлаждаются до температуры не более 90оС и поступают в емкость Е-1.
Температура жидкости сконденсированных паров колонны К-1 измеряются после АВО Т-151-5 и на общем коллекторе соответственно термопарами (поз.0692 0693 0694 0695 0683 0389) с выводом показаний на щите КИП и ЭВМ. Предусмотрен сброс неконденсируемых паров из линии вывода головного погона К-1 при заполнении колонны нефтью в факельный коллектор сбросов от контрольных ППК.
В емкости Е-1 происходит отстой воды который через клапан- регулятор уровня раздела фаз (поз.1010) сбрасывается в емкость Е-20 с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ. Часть головного погона из емкости Е-1 насосами Н-512 через клапан-регулятор расхода (поз.0955) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ в виде острого орошения подается на верх колонны К-1. Избыток головного погона из Е-1 и балансовое количество бензина из емкости Е-3 общим потоком поступает на доохлаждение в водяной холодильник Т-15А и далее в емкость Е-6. Имеется возможность для снижения температуры в емкости Е-1 включать водяной холодильник Т-15А на доохлаждение головного погона колонны К-1 перед емкостью Е-1. Температура верха К-1 измеряется термопарой (поз.0264) а температура головного погона после теплообменника Т-15А измеряется и регулируется подачей оборотной воды на теплообменник клапаном-регулятором температуры (поз.1101). Регулирование температуры верха колонны К-1 производится контуром управления на ЭВМ изменения подачи острого орошения клапаном-регулятором (поз.0955) с коррекцией по температуре верха (поз.0264) и давлению верха колонны (поз.95).
Предусмотрена сигнализация и блокировка от (поз.95) по превышению давления верха колонны К-1 с отключением подачи газообразного и жидкого топлива к форсункам печи П-14 клапанами-отсекателями (поз.2562 2563).
С низа колонны К-1 остаток (отбензиненная нефть ) насосами Н-31 23 двенадцатью потоками прокачивается через печи П-1123 где нагревается до температуры 375оС и поступает в атмосферную колонну К-2. Расход общего потока отбензиненной нефти измеряется диафрагмой (поз.0014) с сигнализацией минимального расхода а расход каждого потока отбензиненной нефти регулируется клапанами расхода (поз.2450-2453 2454-2457 2458-2461) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ. Температура отбензиненной нефти на выходе из печей П-1123 на всех потоках измеряется термопарами (поз.2112-2123) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
Давление на входе в змеевики печей П-1123 измеряется с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ (поз.2310-2313 2314-2317 2318-2321). Температура дымовых газов на перевалах печей П-1123 измеряется соответственно термопарами (поз.2401 2402 2404) с выводом показаний на щите КИП и ЭВМ и сигнализацией а температура дымовых газов на входе в конвекционную камеру и на газоходе печей измеряется соответственно термопарами (2020-2035 2094-2096 2036-2051 2098-2101 2052-2067 2102-2105) с выводом показаний на щите КИП и ЭВМ. Температура отбензиненной нефти из печей П-123 на входе в колонну К-2 измеряется термопарами (поз.2400 2403 2411) с коррекцией по температуре дымовых газов (на перевале) на входе в конвекционную камеру (поз.2401 2402 2404) и расходу газообразного топлива к форсункам печей (поз.2473 2472 2471) . Регулирование производится контуром управления на ЭВМ.
Предусмотрена возможность подачи отбензиненной нефти от Н-7 в линию от Н-3 и наоборот.
Температура подшипников электродвигателей Н-312 (поз.0217 0218 0221 0222) масла в картере подшипников насосов Н-3123 Н-712 (поз. 0241 0242 0230 0228 0231 0229 0232 0243) и горячего воздуха поддува от электродвигателей Н-312 (поз. 0219 0223) измеряется термопарами на щите КИП и ЭВМ с сигнализацией предельных показаний .
В нижнюю часть колонны К-2 из пароперегревателей печей П-11 и П-13 подается перегретый до температуры 400оС водяной пар . Температура пара на выходе из пароперегревателей печей П-11 П-13 и на общем коллекторе измеряется термопарами (поз. 134в 134д поз.134ж) а расход пара в колонну К-2 регулируется клапаном-регулятором (поз.0958) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
С верха колонны К-2 головной погон в паровой фазе и водяные пары отводятся в воздушные конденсаторы Т-171-6 где конденсируются и охлаждаются до температуры 90оС и поступают в водоотделитель Е-3. Температура головного погона на выходе из колонны К-2 температура конденсата после Т-17123456 и общего потока на входе в Е-3 измеряется соответственно термопарами (поз. 0274 0696 0697 0698 0699 17в 17v 0388) с выходом показаний на щит КИП и ЭВМ. Регулирование температуры верха колонны К-2 производится контуром управления на ЭВМ изменением подачи острого орошения от Н-412 клапаном-регулятором (поз.0953) с коррекцией по температуре верха (поз.0274) и давлению верха колонны (поз.0736).
Предусмотрена сигнализация и блокировка от (поз.0736) по превышению давления верха К-2 с отключением подачи газообразного и жидкого топлива к форсункам печей П-1123 клапанами-отсекателями (поз. 2556 2550 2557 2551 2558 2552).
Вода из емкости Е-3 через клапан-регулятор раздела фаз (поз.1012) выводится в емкость Е-20 с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
Балансовый избыток бензина через клапан-регулятор расхода (поз.0954) с коррекцией по уровню бензина в емкости Е-3 (поз.1014) подается насосами Н-41 Н-42 через водяной холодильник Т-15А в емкость Е-6 с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
Из атмосферной колонны К-2 осуществляется вывод четырех фракций: фр.130-180оС фр.180-230оС Фр.230-290оС Фр.290-360оС в виде боковых погонов поступающих соответственно в отпарные колонны К-6 К-7 К-9 а Фр.290-360оС выводится непосредственно из колонны К-2.
Фракция 130-180оС с 11 и 13 тарелок колонны К-2 через клапан-регулятор уровня колонны К-6 (поз.1015) с выводом показаний на щите КИП и ЭВМ поступает в отпарную колонну К-6 на первую тарелку. Под нижнюю тарелку отпарной колонны К-6 подается перегретый в печах П-11 и П-13 водяной пар расход которого регулируется клапаном-регулятором (поз.0959) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
С верха отпарной колонны К-6 пары возвращаются под 10 тарелку колонны К-2. С низа колонны К-6 Фр.130-180оС насосами Н-1212 прокачивается через воздушный холодильник Т-28 водяной холодильник Т-26где охлаждается до температуры 40оС и выводится с установки через гребенку смешения в качестве компонента бензина.
Температура перетока из К-2 в К-6 (поз.0287) возврата паров из К-6 в К-2 (поз.0286) и выводимой фракции фр.130-180оС после Т-28 (поз.0398) Т-26 (поз.0401) измеряется термопарами с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ. Температура выводимой фр.130-180оС из Т-26 регулируется регулятором (поз.1103) установленным на выходе оборотной воды из Т-26.
Имеется возможность выводить фр.130-180оС частично или полностью вместе с фр.180-230оС в электроразделители ЭР-2 ЭР-3 где происходит обезвоживание.
С целью снижения нагрузки на конденсаторы Т-171-6 часть фр.130-180оС подается вместе с острым орошением на верхнюю тарелку колонны К-2 . Расход фракции 130-180оС выводимой с установки регулируется клапаном-регулятором (поз.0962) и измеряется объемными счетчиками (поз.0015 0016).
Расход фракции 130-180оС выводимой вместе с фракцией 180-230оС в электроразделители регистрируется и регулируется клапаном-регулятором (поз.0962б). Расход фракции 130-180оС подаваемой вместе с острым орошением на верх колонны К-2 регистрируется и регулируется клапаном-регулятором (поз.0962а).
Показания расходов выводится с регистрацией на щите КИП и ЭВМ.
Предусмотрено исключение колонны К-6 и схем вывода фракции 130-180оС из технологической схемы установки с установкой заглушек на зимний период работы при отсутствии необходимости получения фракции 130-180оС как компонента бензина или фракции керосиновой прямогонной.
Фракция 180-230оС с 21 и 23 тарелок колонны К-2 через клапан-регулятор уровня К-7 (поз.1016) поступает в отпарную колонну К-7 на первую тарелку с выводом показаний на щите КИП и ЭВМ.
Подача водяного пара регулируется клапаном (поз.0960) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ. С верха К-7 пары возвращаются под двадцатую тарелку колонны К-2 температура которых измеряется и регистрируется (поз.0288) с выводом показаний на щите КИП и ЭВМ.
С низа К-7 фр.180-230оС насосом Н-18 Н-192 прокачивается через теплообменник Т-27 отдавая тепло утилизационной воде затем воздушный холодильник Т-33 водяной холодильник Т-29 и с температурой не выше 50оС выводится через гребенку смешения с установки вместе с фракцией 130-180оС или раздельно через электроразделители ЭР-23. Расход фракции 180-230оС регулируется регулятором расхода (поз.0964) установленным на линии выхода после Т-29 с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
Для улучшения отстоя воды из фр.180-230оС на линии выхода из ЭР-2 в ЭР-3 установлен клапан-регулятор перепада давления (поз.1161) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ. Для измерения плотности выводимой фракции на линии после ЭР-3 установлен поточный радиоизотопный плотномер (поз.0964 PL) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
Для предотвращения взрыва при образовании газовых пробок в электроразделителях ЭР-2 ЭР-3 установлены сигнализаторы уровня (поз.0086 0088) которые прекращают подачу напряжения на электроды электродвигателей при понижении уровня на 100 мм ниже верхней образующей и предусмотрена блокировка по отключению напряжения при открытии ворот защитного высоковольтного ограждения.
Уровень раздела фаз "вода-нефтепродукт" контролируется визуально через пробоотборники. По максимальному и минимальному уровню раздела фаз электродвигателя ЭР-3 имеется сигнализация (поз.1028).
Температура фр.180-230оС на линии перетока из К-2 в К-7 (поз.0289) и на выходе после Т-33 (поз.0409) из Т-29 (поз.0412) выводится на щит КИП и ЭВМ. Температура фр.180-230оС после Т-29 измеряется и регулируется клапаном-регулятором (поз.1102) установленным на выходе оборотной воды из Т-29.
Фракция 230-290оС с 31 и 33 тарелок колонны К-2 с контролем температуры термопарой (поз.0229) через клапан-регулятор уровня К-9 (поз.1017) поступает в отпарную колону К-9 на первую тарелку с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ.
Подача водяного пара в К-9 регулируется клапаном-регулятором (поз.0961) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ. С верха К-9 пары температура которых замеряется термопарой (поз.0291) с выводом показаний на щите КИП и ЭВМ возвращается под 30 тарелку колонны К-2. С низа К-9 фр.230-290оС насосами Н-1912 прокачивается через теплообменники Т-12 Т-11 где нагревает сырье стабилизатора К-8 затем охлаждается в воздушном холодильнике Т-34 и с температурой не более 60оС выводится через гребенку смешения с установки. На линии вывода фр.230-290оС после Т-34 установлен поточный радиоизотопный плотномер (поз.0963 PL) с выводом показаний на ЭВМ.
Расход фракции 230-290оС регулируется клапаном (поз.0963) с регистрацией на щите КИП и ЭВМ. Количество продукта измеряется объемными счетчиками (поз.0017 0018) с выводом на щит операторной и ЭВМ. Температура фр.230-290оС после Т-34 измеряется термопарой (поз.0017) с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ. После Т-34 предусмотрен отвод фракции 230-290оС в емкость Е-38 для периодической подпитки системы подачи охлаждающей и запорной жидкости к торцевым уплотнениям насосов.
При выводе керосиновой фракции как сырья установки гидроочистки дизельных топлив для получения топлива ТС-1 предусмотрена возможность вовлечения части фракции 230-290оС после Т-34 в линию керосиновой фракции с регулированием расхода клапаном-регулятором (поз.0963б) с выводом показаний расхода на щите КИП.
Для приготовления мазута различных марок имеется возможность часть фракции 230-290оС после Т-34 вовлекать в линию мазута после Т-67 а также в линию на вход в Е-12. Для предотвращения попадания мазута в фр.230-290оС на линии подачи дизтоплива в мазут установлен обратный клапан. Расход фр.230-290оС в мазут и в Е-12 регулируется клапаном-регулятором (поз.0963а) с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ.
Вывод фракции 290-360оС осуществляется с 39 тарелки колонны К-2 с температурой до 340оС которая забирается насосами Н-20 Н-152 прокачивается через ребойлер Т-20 теплообменник нагрева нефти Т-6 параллельно теплообменники нагрева жидкого и газообразного топлива Т-42 Т-43 воздушные холодильники Т-47 Т-471 и с температурой не более 75оС выводится через гребенку смешения дизельного топлива с установки. Расход фракции 290-360оС после Т-47 Т-471 регулируется регулятором расхода (поз.0973) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ. Количество фр.290-360оС измеряется объемными счетчиками (поз.0028 0029). Плотность измеряется поточным радиоизотопным плотномером (поз.0973 PL) c выводом на щит операторной и на ЭВМ. Имеется возможность вывода фр.290-360оС в качестве топлива для пароперегревателей ЭП-300.
Для приготовления мазута различных марок имеется возможность часть фракции 290-360оС после Т-47 Т-471 вовлекать в линию мазута после Т-671 в линию №99 на вход в Е-12 а также в коллектор гудрона перед Т-52. Для предотвращения попадания мазута в фр.290-360оС на линии подачи дизтоплива в мазут установлен обратный клапан. Расход фр.290-360оС в мазут регистрируется и регулируется клапаном-регулятором (поз.0973а) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
Предусмотрено смешение фракций 130-180оС с фракцией 180-230оС и фракции 230-290оС с фракцией 290-360оС в коллекторе гребенки смешения на выходе с установки. Температура фр.290-360оС на выходе из колонны К-2 измеряется ( поз.0660) с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ. Температура выводимой фракции 290-260оС после Т-47-х измеряется термопарами (поз.0512 0028) с выводом показаний на щите КИП и ЭВМ.
В колонне К-2 измеряется и регистрируется температура низа (поз.0293) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
Мазут с низа колонны К-2 насосами Н-21123 при работе вакуумного блока прокачивается через змеевики печи П-3 где нагревается до температуры 410оС и поступает в вакуумную колонну К-10. Расход мазута регулируется клапанами-регуляторами расхода по потокам печи П-3 (поз.2462-2467) с коррекцией по уровню колонны К-2 (поз.1013) а общий расход мазута в П-3 измеряется расходомером (поз.2200) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
При работе установки без вакуумного блока мазут с низа колонны К-2 с коррекцией по уровню (поз.1013) насосами Н-21123 прокачивается через теплообменники нагрева нефти с регулированием уровня по выводу мазута через расходомер (поз.54) клапан-регулятор (поз.10261) по следующей схеме:
- в Т-6612 Т-6512 Т-63 Т-1012 Т-6412 Т-713 обессоленную и обезвоженную нефть после блока ЭЛОУ;
- в Т-21 Т-61 сырую нефть до блока ЭЛОУ;
- в Т-39 циркулирующую воду схем утилизации теплофикации установки охлаждается в воздушных холодильниках Т-912Т-38 Т-38а Т-40 и с температурой не более 90оС выводится с установки. Имеется возможность поступления мазута от Т-651 на вход в Т-642 по байпасу Т-60 на вход в Т-40.
При работе установки на минимальной производительности при подготовке к работе вакуумного блока мазут по схеме
Н-21 Т-652 Т-651 Т-63 Т-672 Т-671 - не выводится. Также предусмотрена подача мазута при неработающем вакуумном блоке из Т-11 в воздушный холодильник Т-37 и выводом мазута с температурой до 90оС после Т-37 в линию мазута после Т-9 и Т-40. Температура мазута на выходе из Т-37 измеряется термопарой (поз.0574) с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ.
Для измерения плотности выводимой фракции на линии после Т-9 установлен поточный радиоизотопный плотномер (поз. 54 PL) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
Расход мазута по потокам на выходе из воздушных холодильников Т-40 Т –912 Т-671 Т-38 измеряется расходомерами соответственно (поз.0977 54 31 0984) объмными счетчиками (поз.0030-0031 0032-0033 0039-0040 0034-0035) и регулируется клапанами-регуляторами расхода (0977 10261 31 0984) с регистрацией на щите КИП и ЭВМ а температура измеряется соответственно термопарами (поз. 0583 0616 132в 0639) с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ.
Часть мазута после Т-40 или Т-9 отводится:
- на торцы типа " Тандем " насосом Н-21123 и Н-312 и поддерживается избыточное давление на торцы 5-8 кгссм2;
-на подпитку схемы жидкого топлива в емкость К-11.
Предусмотрена возможность производства мазута марки 40 марки 100 и топлива нефтяного высоковязкого на ТСБ с компонентов атмосферной части установки при неработающем вакуумном блоке или путем смешения в смесителе С-101 прямогонных фракций в зависимости от складывающейся производственной программы на предприятии :
-гудрона (фракции более 550оС) выводимого с колонны К-10 вакуумного блока в коллектор мазута установки ;
-фракций разбавителя (фр.195-310оС (360оС) 310оС (360оС) и выше) подаваемых по линии №99 с установки каталитического крекинга;
-фракций дизельного топлива 230-290оС 290-360оС выводимых с атмосферной части установки через расходомеры и клапана –регуляторы (поз.0963а поз.0973а) или без них.
-фракции вакуумного газойля (фракции 360-550оС) после Т-40 или
Подача фракций разбавителя и дизельного топлива осуществляется через емкость Е-12 и далее насосом Н-102 в смеситель С-101 или в линию мазута после Т-671. Подача фракций вакуумного газойля производится непосредственно в линию мазута на узле №13. Контроль качества смешения фракций с получением мазута производится на СТБ.
В колонне К-2 предусмотрено острое и три циркуляционных орошения:
-е циркуляционное орошение – под отбором фр.130-180оС в К-6; 2-е циркуляционное орошение – под отбором фр.180-230оС в К-7; 3-е циркуляционное орошение – под отбором фр.230-360оС в К-9.
С 15-й тарелки колонны К-2 первое циркуляционное орошение насосом Н-2212 прокачивается через теплообменник нагрева нефти Т-62 где утилизирует свое тепло далее через воздушные холодильники Т-3012 где охлаждается до температуры 60-72оС и подается двумя вводами на 14 тарелку колонны К-2. Температура первого циркуляционного орошения из К-2 после Т-3012 измеряется термопарами (поз.0384 0681 0682 0376) с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ. Расход первого циркуляционного орошения регулируется клапаном (поз. 0956) с регистрацией показаний на щите КИП и на ЭВМ.
Вывод второго циркуляционного орошения осуществляется с 25-й тарелки К-2 которое насосами Н-2312 прокачивается через теплообменники нагрева нефти Т-42 Т-41 Т-1А утилизирует свое тепло нагревая ее воздушный холодильник Т-32 и с температурой 70-85оС подается параллельно четырьмя вводами на 24-ю и 26-ю тарелки К-2.
Температура второго циркуляционного орошения из К-2 из Т-41 в Т-1А после Т-32 измеряется термопарами (поз.0383 0359 0373) с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ. Расход второго циркуляционного орошения на 24 и 26 тарелки К-2 регулируется клапанами-регуляторами (поз.0957 5) с регистрацией показаний на щите КИП и на ЭВМ.
С 35-й тарелки третье циркуляционное орошение колонны К-2 насосом Н-1512 прокачивается через теплообменники нагрева нефти Т-72 Т-52 Т-51 Т-3 утилизирует тепло нефти далее через теплообменник нагрева утилизационной воды Т-31 воздушный холодильник Т-46 и с температурой до 90-105оС возвращается на 34-ю тарелку К-2.
Температура третьего циркуляционного орошения из К-2 после Т-51 в Т-31 на выходе из Т-46 измеряется термопарами (поз.0385 0362. 0365. 0680) с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ. Расход третьего циркуляционного орошения регулируется клапаном (поз. 0989) с регистрацией показаний на щите КИП и ЭВМ.
Температура масла в картере переднего заднего подшипников насосов Н-151 (поз. 0233 0244) Н-152 (поз. 0234 0245) насосов Н-21123 (поз.0235 0236 0237) насосов Н-2312 (поз. 0238 0239) насоса Н-20 (поз.0240) насосов Н-1912 (поз. 0246 0247) измеряется термопарами с выводом показаний на щит КИП и ЭВМ с сигнализацией предельно допустимых значений.

icon Заключение.doc

В представленном дипломном проекте рассмотрены состояние и перспективы развития процесса первичной переработки нефти на фракции разработка технологической схемы предложено новое техническое решение по изменению технологической схемы блока позволяющее получать большие количества светлых фракций. Приведены технологические расчёты автоматизирована схема ректификационного блока с использованием современных приборов контроля рассмотрены вопросы техники безопасности и охраны труда рассчитаны некоторые технико-экономические показатели.
In presented diploming project are considered condition and prospect of development of process of primary conversion of oil on factions technological scheme development offered new technical decision on changing technological scheme allowing get the greater amounts of light factions. Brought technological calculation automated scheme of rectified block with using the modern instruments of checking considered questions of safety and labor protection calculated some technical-economic factors.
В представленном дипломном проекте приведён анализ научно-технической литературы по методам первичной переработки нефти. На основе этого анализа предложена схема первичной переработки нефти конкретной нефти. Приведённые данные о ректификационных колоннах особенностях конструкций параметров работы позволили выбрать конструкцию провести технологические расчёты определить параметры колонны. Разработанная технологическая схема была автоматизирована с применением совершенных средств автоматизации. В проекте рассмотрены вопросы компоновки технологического оборудования охраны труда и гражданской обороны что позволяет избежать аварийных ситуаций. Рассчитаны необходимые параметры безопасной работы обслуживающего персонала.
В экономической части проекта рассчитаны себестоимость продукции с учётом предложенных мероприятий а также технико-экономические показатели.

icon Описание технологической схемы.doc

4 Описание технологической схемы производства
1 Блок подогрева сырья и блок ЭЛОУ
Нефть поступает на прием сырьевого насоса Н-1 и тремя параллельными потоками прокачивается:
Первый поток нефти через теплообменники АТ-3 АТ-6 АТ-9.
Второй поток нефти проходит через теплообменники АТ-2 5 8.
Третий поток нефти проходит через теплообменники АТ-1 АТ-4 АТ-7.
Теплоносителями являются соответственно:
-АТ-1 – верхнее ЦО первого пакета вакуумной колонны К-10;
-АТ-2 АТ-5 – гудрон колонны К-10;
-АТ-3 АТ-8 – второе ЦО колонны К-2;
-АТ-4 – первое нижнее ЦО третьего пакета К-10;
-АТ-6 – второе нижнее ЦО К-10;
-АТ-7 – первое ЦО К-2;
-АТ-9 – третье ЦО К-2.
Нагретая нефть после теплообменников АТ-7 АТ-8 АТ-9 тремя параллельными потоками поступает в электродегидраторы первой ступени ЭДГ-11 - ЭДГ-31.
Нефть в электродегидраторы вводится в нижнюю активную зону переменного электрического поля через маточники которые создают равномерный поток нефти в электрическом поле снизу вверх.
Частично обессоленная и обезвоженная нефть из верхней части электродегидраторов 1-й ступени поступает в общий коллектор и тремя параллельными потоками подается в электродегидраторы второй ступени ЭДГ-12 - ЭДГ-32.
В линию нефти перед второй ступенью электродегидраторов насосом Н-2 из емкости Е-20 подается вода после смешения оборотной воды водного конденсата емкостей Е-136 на смешение с нефтью. В линию нефти из АТ-9 перед электродегидраторами первой ступени ЭДГ-11 - ЭДГ-31 насосом Н - 3 из емкости Е-7 подается горячая вода второй ступени электродегидраторов на смешение с нефтью.
Общий расход подаваемой на блок ЭЛОУ воды не должен превышать более десяти объемных процентов от расхода сырой нефти.
Соляной раствор из электродегидраторов первой ступени непрерывно дренируется в емкость Е-8 а соляной раствор из электродегидраторов второй ступени в емкость Е-7.
В отстойнике Е-8 происходит отстой соляного раствора и частично уловленной нефти. С низа емкости Е-8 соляной раствор поступает в воздушный холодильник ХК-44 после которого с температурой не выше 60 °С выводится с установки и сбрасывается в систему канализации. Предусматривается сброс уловленной нефти из емкости Е-7 (верхняя часть) в емкость Е-8.
В верхней части отстойника Е-8 имеется ловушка нефти откуда ловушечная нефть поступает на прием сырьевых насосов Н-1. В линию нефти на прием насосов Н-1 предусмотрена подача по отдельным линиям:
- технологического конденсата;
- некондиционных продуктов из гребенки темных и светлых нефтепродуктов;
- нефтепродуктов возврата с поточных анализаторов качества;
В линию всаса на насос Н-1 также предусмотрен сброс нефтепродуктов с анализаторов качества.
2 Блок атмосферной перегонки нефти.
Обезвоженная и обессоленная нефть из электродегидраторов второй ступени тремя параллельными потоками поступает:
-й поток через теплообменники АТ-16 АТ-13 АТ-10;
-й поток через теплообменники АТ-17 АТ-14 АТ-11;
-й поток через теплообменники АТ-18 АТ-15 АТ-12.
-для теплообменников АТ-10 11 17 – гудрон колонны К-10;
-для теплообменников АТ-13 – третье циркуляционное орошение колонны К-2;
-для теплообменника АТ-14 – фракция 290-360 0С выводимая из колонны К-2;
-для теплообменников Т-121816 – первое нижнее ЦО К-10;
-для теплообменника АТ-15 – вакуумный газойль (фр.360-5500С).
Для выравнивания температур по потокам нефть после теплообменников АТ-13 14 12 направляется в теплообменники АТ-10 11 где дополнительно нагревается за счет тепла гудрона колонны К-10 и с температурой до 260 °С поступает двумя потоками на 19 тарелку колонны К-1.
Для защелачивания кислых агентов полученных в результате гидролиза неотмытых на блоке ЭЛОУ солей в линии входа обессоленной нефти в колонну К-1 через распределительные форсунки подается 05-2% водный содо-щелочной раствор.
В нижнюю часть колонны К-1 подается перегретый до температуры 400 °С в печи П-1 водяной пар. Температура низа колонны К-1 поддерживается не выше 260 °С и регулируется подачей "горячей струи" (отбензиненная нефть) которая с низа К-1 насосом Н-7 двумя потоками прокачивается через печь П-1 нагревается частично испаряется и возвращается в колонну К-1 с температурой до 360°С.
С верха колонны К-1 головной погон с температурой не выше 160°С в паровой фазе отводится в конденсаторы воздушного охлаждения АТ-28 где пары конденсируются и охлаждаются до температуры не более 60 °С и поступают в емкость Е-1.
В емкости Е-1 происходит отстой воды. Часть головного погона из емкости Е-5 насосом Н-8 в виде острого орошения подается на верх колонны К-1. Избыток
головного погона из Е-5 и балансовое количество бензина из емкости Е-3 общим потоком поступают на доохлаждение в водяной холодильник АТ-31 и далее в емкость Е-6.
С низа колонны К-1 остаток (отбензиненная нефть) насосом Н-7 прокачивается через печь П-1 где нагревается до температуры 375°С и поступает в атмосферную колонну К-2
В нижнюю часть колонны К-2 из пароперегревателя печи П-1 подается перегретый до температуры 400 °С водяной пар. С верха колонны К-2 головной погон в паровой фазе и водяные пары отводятся в воздушные конденсаторы АТ-27 где конденсируются и охлаждаются до температуры 60 °С и поступают в водоотделитель Е-3.
Балансовый избыток бензина в емкости Е-3 подается насосом Н-6 через водяной холодильник АТ-31 в емкость Е-6.
Из атмосферной колонны К-2 осуществляется вывод четырех фракций:
фр.130-180 °С фр.180-230 °С фр.230-290 °С фр.290-360 °С в виде боковых погонов поступающих соответственно в отпарные колонны К-6 К-7 К-9 а фр.290-360 °С выводится непосредственно из колонны К-2.
Фр.130-180 °С с 11 и 13 тарелок колонны К-2 поступает в отпарную колонну К-6 на первую тарелку. Под нижнюю тарелку отпарной колонны К-6 подается перегретый в печи П-1 водяной пар. С верха отпарной колонны К-6 пары возвращаются под 10 тарелку колонны К-2. С низа колонны К-6 фр.130-180°С насосом Н-10 прокачивается через воздушный холодильник АТ-33 водяной холодильник Т-34 где охлаждается до температуры 40 °С и выводится с установки в качестве компонента бензина.
С целью снижения нагрузки на конденсаторы Т-23 часть фракции 130-180 подается вместе с острым орошением на верхнюю тарелку колонны К-2.
Фракция 180-230 °С с 21 и 23 тарелок колонны К-2 поступает в отпарную колонну К-7 на первую тарелку.
С верха К-7 пары возвращаются под двадцатую тарелку колонны К-2.
С низа К-7 фр.180-230 °С насосом Н – 11 прокачивается через теплообменник Т-35 36 отдавая тепло оборотной воде и с температурой не выше 50 °С выводится с установки вместе с фракцией 130-180 °С.
Фракция 230-290 °С с 31 и 33 тарелок колонны К-2 поступает в отпарную колонну К-9 на первую тарелку.
С верха К-9 пары возвращаются под 30 тарелку колонны К-2.
С низа К-9 фр.230-290 °С насосом Н-12 прокачивается через теплообменник Т-3738 где нагревает сырье стабилизатора К-8 и с температурой не более 60 °С выводится с установки.
Вывод фр.290-360 °С осуществляется с 39 тарелки колонны К-2 с температурой до 330 °С которая забирается насосом Н-13 прокачивается через ребойлер АТ-41 теплообменник нагрева нефти АТ-14 и с температурой не более 75 °С выводится с установки.
Мазут с низа колонны К-2 насосом Н-21 прокачивается через змеевики печи П-3 где нагревается до температуры 400 °С и поступает в вакуумную колонну К-10.
В колонне К-2 предусмотрено острое и два циркуляционных орошения:
-е циркуляционное орошение - под отбором фр.130-180°С в К-6;
-е циркуляционное орошение - под отбором фр.180-230°С в К-7.
-е циркуляционное орошение – под отбором фр. 230-290°С в К-9
С 15-й тарелки колонны К-2 первое циркуляционное орошение насосом Н-3 прокачивается через теплообменник нагрева нефти АТ-7 где утилизирует свое тепло далее через воздушные холодильники АТ-26 где охлаждается до температуры 60 - 75 °С и подается двумя вводами на 14 тарелку колонны К-2.
Вывод второго циркуляционного орошения осуществляется с 25 тарелки К-2 которое насосом Н-4 прокачивается через теплообменники нагрева нефти АТ-83
утилизирует свое тепло охлаждаясь в воздушном холодильнике АТ-19 и с температурой 70 - 85 °С подается параллельно пятью вводами на 24-ю 25-ю и 26-ю тарелки К-2.
3 Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина
Широкая бензиновая фракция НК-130 °С из емкости Е-6 насосом Н-9 прокачивается через теплообменники АТ-37 АТ-38 где нагревается за счет тепла фракции 230-290 °С и с температурой до 150°С поступает в стабилизационную колонну К-8 на 22 26 и 30 тарелки.
Несконденсированные пары и выделившийся из бензиновой фракции углеводородный газ из емкости Е-6 поступают в емкость Е-23.
В емкости Е-6 происходит отстой воды которая сбрасывается в емкость Е-20. С верха колонны К-8 пары головного погона углеводородные газы (С1-С4) отводятся в водяной конденсатор АТ-32 где происходит конденсация и охлаждение их до температуры 50 0С после чего головной погон поступает в емкость Е-2.
В емкости Е-2 происходит разделение жидкой и газообразной фаз а также разделение воды от газового конденсата.
Сжиженный газ (рефлюкс) насосом емкости выводится с установки.
Поддержание необходимого теплового режима К-8 достигается циркулирующей флегмой которая насосом Н-15 прокачивается через змеевик печи П-2 (левая сторона) где нагревается до температуры 230 0С частично испаряется и возвращается в колонну К-8.
С низа стабилизатора К-8 стабильный бензин поступает в ректификационную колонну К-3 на 19 29 и 37 тарелки.
Поддержание необходимого теплового режима К-3 достигается циркулирующей флегмой которая насосом Н-17 прокачивается через змеевик печи П-2 (правая сторона) где нагревается до температуры 230 0С частично испаряется и возвращается в колонну К-3
С верха колонны К-3 фракция НК-85 0С направляется в воздушный конденсатор АТ-29 и далее в сборник орошения Е-4. Температура верха 850С.
Из емкости Е-4 фр.н.к-85 0С насосом Н-16 в виде острого орошения подается на верх колонны К-3 а балансовый направляется в колонну К-4 на 25-ю 31-ю и 37-ю тарелки.
С низа колонны К-3 выводится фр.85-130 0С которая насосом Н-20 направляется через воздушный холодильник АТ-42 на выход с установки. Давление верха колонны К-3 поддерживается не более 50 кгссм2.
Поддержание теплового режима колонны К-4 производтся с помощью ребойлера АТ-41 теплом фракции 290-3600С колонны К-2 которая прокачивается насосом Н-13.
С верха колонны К-4 выводится фракция н.к.-620С которая поступает в воздушный конденсатор АТ-30 а затем в сборник орошения Е-5. Из емкости Е-5 часть фракции н.к.-620С насосом Н-18 подается в колонну К-4 в виде острого орошения. Балансовый избыток через водяной холодильник АТ-39 выводится с установки.
При необходимости удаления из фр н.к.-620С сероводорода включают в работу электроразделитель ЭР-1. фракция н.к.-620С направляется в нижнюю часть ЭР-1 где инжектируется щелочь и перемешивается с фр. н.к.-620С. После защелачивания фр. н.к.-620С с верха ЭР-1 выводится с установки.
С низа колонны К-4 фракция 62-850С через ребойлер АТ-40 прокачивается насосом Н-19 и выводится с установки.
4 Блок вакуумной перегонки мазута
Мазут с низа колонны К-2 насосом Н – 21 шестью потоками прокачивается в печь П-3 постоянство расхода в каждом потоке регулируется клапанами КИПиА. Температура продукта на выходе из печи (400 0С) регулируется подачей газообразного топлива. Выравнивание температур до заданного значения на выходе каждого потока регулируется корректировкой расхода в соответствующем потоке.
Поток мазута из печи П-3 по трансферному трубопроводу поступает между нижней сборной тарелкой 4-го пакета регулярной насадки и верхней тарелкой отгонной части К-10. Для уменьшения термического разложения мазута в печи в змеевики П-3 на входе в радиантную зону и в нижнюю часть колонны К-10 подается перегретый до 400 0С в пароперегревателе печи П-3 водяной пар.
Вверху колонны К-10 поддерживается остаточное давление 20 мм. рт.ст.
С верха колонны водяные пары и газы разложения поступают в поверхностные конденсаторы АТ 431 – 3 где водяные пары конденсируются а газы разложения отсасываются с помощью вакуумсоздающего устройства ВУ-1. Сконденсировавшиеся пары после поверхностных холодильников поступают в сборник Е-9. Сконденсировавшиеся пары в вакуумсоздающем устройстве поступают в емкость Е-10 а газы разложения поступают в глушитель выхлопа газов Е-11 а затем на сжигание к форсункам П-3. Для поддержания гидрозатвора в емкости Е-11 подается оборотная вода избыток которой сливается по переливной трубе.
Конденсат из верхней части АТ-431-3 поступает с температурой 30 0С в емкость Е-9 откуда водный слой откачивается насосом Н-26 в линию на прием насоса Н-1. Дизельное топливо из Е-9 сливается в емкость Е-10 с низа которой дизельное топливо откачивается насосом Н-28. Для создания разряжения в вакуумсоздающем устройстве ВУ-1 с помощью насоса Н-27 подается перегретое в теплообменнике дизельное топливо.
Верхняя секция насадки орошается первым циркуляционным орошением (1 ЦО.К-10).
Из кольцевого кармана тарелки под верхней секцией насадки отбирают поток 1 ЦО К-10 и компонента дизельного топлива (КДТ).Поток поступает на всас насо-
са Н-22 затем направляется двумя потоками:
- первый поток через теплообменники АТ-6 АТ-23;
- второй поток через теплообменники АТ-1 АТ-20.
Далее одним общим потоком через фильтр Ф-1 подается на орошение первого пакета. Избыток фр. До 3600С после воздушных холодильников АТ-23 20 выводится совместно с фр. 290-3600С.
Секция ректификации расположена под секцией легкого вакуумного газойля и состоит из второго пакета насадки. Часть фракции до 3600С от насоса Н-22 через фильтр Ф-2 подается на орошение второго пакета К-10.
Секция тяжелого вакуумного газойля расположена под секцией ректификации и состоит из третьего пакета. Под третьим пакетом расположена вторая тарелка для сбора жидкости представляющей собой фракцию 360-5500С вакуумного газойля.
В зоне третьего пакета К-10 осуществляется забор нижнего ЦО. Флегма с тарелки сбора жидкости под третьим пакетом насосом Н-23 прокачивается двумя потоками:
- первый поток через теплообменники АТ-18 АТ-12 АТ-21;
- второй поток через теплообменник АТ-16.
Далее одним общим потоком через фильтр Ф-3 подается на орошение третьего пакета. Для регулирования тампературы нижнего ЦО часть фракции 360-5500С после АТ-12 прокачивается через воздушный холодильник АТ-21 и смешивается с общим потоком нижнего ЦО поступающего через фильтр Ф-3 на орошение третьего пакета колонны К-10.
Вывод фр.360-5500С с установки осуществляется со второй тарелки сбора
жидкости под третьим пакетом К-10 насосом Н-24 прокачивается через теплообменники АТ-15 АТ-4 АТ-24 и выводится с установки.
Секция промывки расположена под секцией тяжелого вакуумного газойля и состоит из четвертого пакета насадки. Часть фр.360-550 0С от насоса Н-24 через фильтр Ф-4 подается на орошение четвертого пакета К-10.
Под четвертым пакетом колонны колонны К-10 расположена тарелка для сбора жидкости которая откачивается Н-25 в коллектор сырья К-10 перед печью П-3
С низа колонны К-10 гудрон (фр.>550 0С) насосом Н-29 прокачивается через теплообменники нагрева нефти АТ-10 АТ-11 АТ-17 АТ-5 АТ-2 АТ-22 и выводится с температурой 110 - 130 0С с установки.
Часть гудрона после теплообменника Т-7 возвращается в куб колонны К-10 в виде квенча.
Расход квенча регулируется клапаном. Температура квенча контролируется по прибору. Расход гудрона с установки регулируется клапаном.

icon Содержание.doc

Современное состояние процесса первичной переработки
1 Современное состояние нефтеперерабатывающей отрасли
2 Физико-химические основы процесса
2.1 Схема однократного испарения
2.2 Схема двухкратного испарения
2.3 Схема трёхкратного испарения
2.4 Перегонка с однократным и многократным испарением
2.5 Процессы сложной перегонки
2.6 Способы регулирования температурного режима
ректификационных колонн
2.7 Особенности перегонки с водяным паром
3 Технологическая и эксплуатационная характеристика процесса
3.1 Насадочные колонны
3.2 Тарельчатые колонны
3.3 Колонны с ситчатыми тарелками
3.4 Роторные колонны
Характеристика сырья реагентов целевой продукции
Новое техническое решение
Описание технологической схемы производства
1 Блок подогрева сырья и блок ЭЛОУ
2 Блок атмосферной перегонки нефти
3 Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина
4 Блок вакуумной перегонки мазута
1. Материальный расчет
2 Расчет теплового баланса
3 Расчет основных конструкционных размеров
3.1 Расчёт диаметра колонны
3.2 Выбор типа тарелок и расчёт числа теоретических тарелок
4 Механический расчет
4.1 Расчёт толщины гладкой цилиндрической обечайки
4.2 Расчёт толщины стенки верхнего днища
4.3 Расчёт толщины стенки нижнего днища
5 Расчёт диаметров основных штуцеров колонны с применением ЭВМ
Контроль и управление технологическим режимом
1 Основные физико-химические свойства токсичность
пожароопаснсть взрывоопасность веществ применяемых
и получаемых на проектируемом производстве
2 Опасные и вредные производственные факторы
3 Классификация и категогрийность проектируемого
производства и его помещений
4 Мероприятия по предотвращению вредных и опасных
производственных факторов
4.1 Вентиляция и отопление
4.2 Вентиляция и отопление производственных помещений
4.3 Аварийная вентиляция
4.4 Контроль чистоты окружающей воздушной среды
5 Меры предупреждения загрязнения атмосферы
5.1 Мероприятия по защите водоёмов от промышленных стоков
5.2 Освещение помещений
5.3 Мероприятия по борьбе с шумом и вибрацией
5.4 Меры защиты от статического электричества
5.5 Меры электробезопасности
5.6 Пожаробезопасность
5.6.1 Способ и необходимые средства пожаротушения
8 Пылегазовые отходы
1 Организационная структура гражданской обороны
нефтеперерабатывающего завода
2 Основные техногенные опасности производства
процесса первичной переработки нефти
3 Прогнозирование масштабов зоны возможного заражения
СДЯВ в случае аварии (разрушения) на химически
Экономика организация и планирование производства
2 Обоснование проектируемых мероприятий
3 Расчёт единовременных затрат на внедрение
проектируемых мероприятий
4 Расчет на переработку сырья проектируемого производства
5 Расчет технико-экономических показателей

icon Спецификация.doc

Пояснительная записка
Схема технологическая
Компоновка оборудования
Технико-экономические
Документация по сборочным
Атмосферная колонна.

Свободное скачивание на сегодня

Обновление через: 11 часов 6 минут
up Наверх