3.6.1 Расчет энергозатрат для обогрева печи гидроочистки на проектируемой установке

Расход теплоты найдем по формуле:

Q = G•c•?t (21)

Где: G - массовый расход, кг/ч; с - средняя удельная теплоемкость, Дж/кг•К.

Q = 4.060•10⁵•3.134•100 = 1.272•10⁸ кДж/ч

Печь обогревается поступающим в нее потоком мазута, поэтому необходимо рассчитать расход мазута, необходимого для такого количества теплоты:

Gм =Q/Qм (22)

Qм = 41 МДж/ч, тогда

Gм = 127200/41=3102,4 кг/ч

Затраты на мазут найдем следующим образом:

Зм = Gм • Цм = 3102,4•5500 = 17 063,2 руб/ч (23)

В год энергозатраты на обогрев печи гидроочистки составят = 141 726 939,2 руб.

Где: Цм - цена мазута за тонну = 5500 руб.

Для того, чтобы сравнить энергозатраты проектируемой установки с существующими, по технологическим регламентам была определена суммарная нагрузка на печах по всем установкам.

Q сум = 128,52 ГДж/ч, тогда:

Gм = 128520/41 = 3134,6 кг/ч

Зм = Gм • Цм = 3134,6•5500 = 17 240,5 руб/ч

В год энергозатраты на обогрев печей гидроочисток составляют = 143 199 593 руб

Из сравнения двух расчетов видно, что проектируемая печь менее энергоемка. Следовательно от внедрения в строительство такой установки экономия составит 1 472 653,8 руб/год.

3.6.2 Расчет энергозатрат для колонн проектируемой установки

Для того чтобы рассчитать энергозатраты нужно рассчитать тепловой баланс колонны, который можно записать в следующем виде: [7]

(24)

Где - расход теплоты, получаемый кипящей жидкостью от конденсирующегося греющего пара в кубе-испарителе, кДж/ч; - расход теплоты, отнимаемой охлаждающей водой от конденсирующихся в дефлегматоре паров, кДж/ч; Gf, Gd,Gw - массовые расходы питания, дистиллята, кубового остатка, кг/ч; - соответствующие удельные энтальпии, кДж/кг.

Далее из этого уравнения получаем:

(25)

Где - средние удельные теплоемкости, Дж/кг•К; - соответствующие температуры, ⁰С

Расход теряемой теплоты рассчитывается по формуле:

(26)

Окончательное уравнения для расчета теплоты в кубе-испарителе примет следующий вид:

(27)

Таким образом, зная температуры, удельные теплоемкости и расходы потоков можно посчитать количество теплоты, получаемое кубом.

Количество тепла, получаемое кубом для колонны стабилизации:

Qd= Qгаза+ Qрефлюкса

Qг = 106,2 •1,648••2,163=0,378• кДж/ч

Qреф = 106,2•4,200••2,744=1,224• кДж/ч

Qd=1.602• кДж/ч

Qд=2,456••1,1=2,7016•кДж/ч

Qw=171.7•329000•2.902=16.393•кДж/ч

Qf=38.75••120•2.584=12.0156•кДж/ч

Qk=9.868•кДж/ч

Количество тепла, получаемое кубом для первой колонны разделения:

Qd=102,6•93000•2,654=2,532• кДж/ч

Qд=7,445••1,1=8,1895•кДж/ч

Qw=185,2•236000•2.873=12.557•кДж/ч

Qf=32.9••171,7•2.902=16,393•кДж/ч

Qk=7,65•кДж/ч

Количество тепла, получаемое кубом для третьей колонны:

Qd=113,6•48000•2,528=1,378• кДж/ч

Qд=3,95••1,1=4,35•кДж/ч

Qw=164,9•188000•2.699 =8,367•кДж/ч

Qf=185,2•236000•2.873=12.557•кДж/ч

Qk=1,709•кДж/ч

В сумме со всех трех колонн нагрузка равна 19,22• кДж/ч

Для того, чтобы учесть увеличение загрузки по сырью примем коэффициент запаса Кз=1,5, тогда нагрузка будет составлять 28,83•10⁷ кДж/ч

Регламентые нормы по нагрузкам в существующих колоннах составляют 34,16•кДж/ч

Таким образом, мы может узнать количество энергозатрат по двум вариантам.

По базовому варианту энергозатраты составили:

= 341600/41=8331.7 кг/ч

З=*Цм=8.337*5500=45824.3руб/ч

В год энергозатраты на обогрев печей отпарных колонн составляют = 380 616 635, 8 руб/год

По проектируемому варианту энергозатраты составили:

З=321 212 705, 2 руб/год

Из сравнения двух расчетов видно, что проектируемая печь менее энергоемка. Следовательно от внедрения в строительство такой установки экономия составит 59 403 930, 58 руб/год.

Проектируемый вариант выгоднее, это вытекает из разницы в энергозатратах, мы экономим таким образом: 60 876 566,4 руб/год

Заключения и выводы

В завершении экспериментальной части научно-исследовательской работы можно сделать вывод о том, что предлагаемый вариант схемы гидроочистки широкой бензиновой фракции актуален для реализации. Это подтверждает тот факт, что полученные значения выходов продуктовых потоков по модели адекватны значениям выходов продуктов материального баланса. Также наглядно видно, что кривые разгонок по модели удовлетворяют заводским данным. По результатам проведенного анализа можно сделать вывод о возможности гидроочистки широкой бензиновой фракции. Экономически проект обоснован.

Приложение А

Патентный поиск

Таблица А.1 - Источник патентов

Страна	Индекс МПК	Период, за который просмотрена патентная документация	Наименование источника документации
Россия	С 08 L 95/00	2000-2010	1. http://ru-patent.info/

Таблица А.2 - Список патентов

Страна	Индекс МПК	Номер патента или заявки	Название изобретения	Дата публикации
Россия	C10G59/02	2313564	Способ получения высокооктанового бензина	27.12.2007
Россия	B01J23/44 B01J21/06 B01J35/10 C10G45/10	Пат. 2322292	Катализатор гидроочистки нефтяных фракций и способ его приготовления	20.04.2008
Россия	B 01 J 23/42	Пат.2219999	Способ гидроочистки углеводородных фракций и катализаторы гидроочистки углеводородных фракций	27.12.2003
Россия	C10G7/02	Пат. 2264432	Способ получения бензиновых фракций (варианты)	20.11.2005

Приложение Б

Маркетинговые исследования

Моторные бензины

Основными качественными показателями моторных бензинов являются:

· Испаряемость и смесеобразование

· Детонационная стойкость

· Склонность к неуправляемому воспламенению (калильное зажигание)

· Нагарообразование и склонность к отложениям

· Химическая стабильность (индукционный период)

· Коррозионная активность

· Экологичность

· Токсичность

Основными характеристиками влияющим на данные показатели являются:

· Фракционный состав бензина, определяемый температурами начала и конца кипения, выкипания 10, 50 и 90 % бензина

· Углеводородный состав (учитывая и их строение)

· Содержание серы, кислородсодержащих соединений, растворённых смол, металлов

Моторные бензины подразделяются на автомобильные (А) и авиационные (Б). Авиационные бензины отличаются тем, что включают больше лёгких фракций и имеют более высокое октановое число. Различают также летние и зимние сорта автомобильных бензинов. В зимних сортах больше легкокипящих фракций, что улучшает холодный пуск двигателя. В основу классификации бензинов положено так называемое октановое число. Бензины с большим числом обладают более высокой стойкостью к детонации и позволяют проектировать двигатели с более высокой степенью сжатия. Кроме октанового показателя, качество бензина определяется уровнем его очистки от механических примесей, содержанием кислот, щелочей, органических и сернистых соединений. Поскольку бензины, производимые в России и других государствах СНГ, часто бывают невысокого качества, автоводителям следует проявлять разборчивость, покупая горючее, а также следить за состоянием фильтра тонкой очистки, который непременно должен быть в топливной системе. Рекомендуется через каждые 10.000-15.000 километров пробега заменять этот фильтр, ежегодно промывать топливный бак.

Основные компоненты высококтановых бензинов получают гидроочисткой, каталитическим крекингом и риформингом. Дополнительно используются различные присадки и антидетонаторы. Их использование ограничено стандартами, ограничено содержание свинца (токсичный тетраэтилсвинец), марганца и железа (нагарообразующие трикарбонилмарганец и ферроцен), смолообразующего монометиланилина (до 1,3 %). Так же возможно применение добавок повышающие октановое число смешения. Таким добавками являются кислородсодержащие соединения (спирты и эфиры). Так например: октановое число этилового спирта около 120 пунктов, а МТБЭ около 130 пунктов. Однако их содержание ограничено из-за низкой теплотворной способности и температуры кипения до 15 %. Часто для повышения октанового числа используют побочный продукт нефтехимии толуол с ОЧИ 115 пунктов.

В России применяются следующие марки автомобильных бензинов:

АИ-80 (А-76) («нормаль»)

АИ-92 («регуляр»)

АИ-95 («премиум»)

АИ-98 («супер»)

Бензин А-72 практически не вырабатывается ввиду отсутствия техники, эксплуатируемой на нем. На Российском рынке встречаются различные по качествам бензины, например, на МНПЗ по техническим условиям выпускаются бензины марок АИ-92ЭК, АИ-95ЭК с повышенными экологическими показателями. Большинство бензинов в России производят по государственным стандартам - ГОСТ 2084-77 и ГОСТ Р51105-97 и ТУ 38.001165-97. Требования к качеству автобензина по ГОСТ 2084-77 можно найти в справочниках. ГОСТ 2084-77 определяет выработку так называемых зимних и летних бензинов (название присваивается в зависимости от показателей испаряемости). Зимний бензин применяется в северных и северо-восточных регионах круглогодично, в остальных областях - в период с 1 октября по 1 апреля. Летние бензины, соответственно, применяются с 1 апреля по 1 октября, а в южных регионах их использование возможно круглый год. Что касается ГОСТ 2084-77, то его параметры по выработке автомобильного бензина, особенно по отношению к экологическим характеристикам, весьма отличаются от международных норм. Для того чтобы повысить конкурентоспособность бензинов российского производства и улучшить их качество до уровня европейских стандартов, был разработан ГОСТ Р 51105-97 "Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Неэтилированный бензин. Технические условия". Он был введен в действие с 1 января 1999 года.

Таблица Б.1 - Характеристики автомобильных бензинов (ГОСТ 2084-77)

Показатели	А-72	А-76 неэтил.	А-76 этил.	АИ-91	АИ-93	АИ-95
1	2	3	4	5	6	7
Детонационная стойкость: октановое число, не менее:
моторный метод	72	76	76	82,5	85	85
исследовательский метод	Не нормируется	91	93	95
Массовое содержание свинца, г/дм3, не более	0,013	0,013	0,17	0,013	0,013	0,013
Фракционный состав: температура начала перегонки бензина, °С, не ниже:
летнего	35	35	35	35	35	30
зимнего	Не нормируется
10 % бензина перегоняется при температуре, °С, не выше:
летнего	70	70	70	70	70	75
зимнего	55	55	55	55	55	55
50 % бензина перегоняется при температуре, °С, не выше:
летнего	115	115	115	115	115	120
зимнего	100	100	100	100	100	105
90 % бензина перегоняется при температуре, °С, не выше:
летнего	180	180	180	180	180	180
зимнего	160	160	160	160	160	160
Конец кипения бензина, °С, не выше:
летнего	195	195	195	205	205	205
зимнего	185	185	185	195	195	195
Остаток в колбе, %, не более	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
Остаток и потери, %, не более	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
Давление насыщенных паров бензина, кПа:
летнего, не более	66,7	66,7	66,7	66,7	66,7	66,7
зимнего	66,7-93,3	66,7-93,3	66,7-93,3	66,7-93,3	66,7-93,3	66,7-93,3
Кислотность, мг КОН/100 см3, не более	3,0	1,0	3,0	3,0	0,8	2,0
Содержание фактических смол, мг/100см3, не более:
на месте производства	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0
на месте потребления	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0
Индукционный период на месте производства бензина, мин, не менее	600	1200	900	900	1200	900
Массовая доля серы, %, не более	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10
Цвет	-	-	Желтый	-	-	-

Нормы и требования к качеству автомобильных бензинов и характеристики испаряемости по ГОСТ Р 51105-97 приведены в таблице.

Таблица Б.2 - Нормы и требования к качеству автомобильных бензинов по ГОСТ Р 51105-97

Показатели	Нормаль-80	Регуляр-91	Премиум-95	Супер-98
Октановое число, не менее: моторный метод	76,0	82,5	85,0	88,0
Октановое число, не менее: исследовательский метод	80,0	91,0	95,0	98,0
Содержание свинца, г/дм3, не более	0,010
Содержание марганца, мг/дм3, не более	50	18	-	-
Содержание фактических смол, мг /100 см3, не более	5,0
Индукционный период бензина, мин, не менее	360
Массовая доля серы, %, не более	0,05
Объемная доля бензола, %, не более	5
Испытание на медной пластине	Выдерживает, класс 1
Внешний вид	Чистый, прозрачный
Плотность при 15 °С, кг/м3	700-750	725-780	725-780	725-780

Производство, потребление и экспорт бензина

Всего в России насчитывается 27 основных нефтеперерабатывающих заводов, более 40 мини-НПЗ и 20 ГПЗ производят бензин. В 2007 году всеми производителями было выработано более 50 млн. тонн бензинов, из них 70% -- бензины автомобильных марок. При этом 16 млн. тонн бензинов было экспортировано. Импорт бензинов в РФ давно незначителен, несмотря на упорные прогнозы аналитиков, предсказывающие его рост, и составляет чуть более 9 тыс. тонн в 2007 году. Основную долю занимает АИ-92 -- около 18 млн т. (51 %), АИ-80 -- около 10 млн. т. (29 %), на АИ-95 приходится до 4 млн т. (11 %), прямогонный бензин около 3 млн. т. (8 %), на АИ-98 приходится меньше процента всего производства. В том числе производство МТБЭ составляет около 700 тыс. т.

Ниже в таблице Б.3 приведены данные по производству автобензинов в 2001-2002 гг.

Таблица Б.3 - Производство автомобильного бензина на российских предприятиях по компаниям

Предприятие, компания	Производство	Доля от РФ
	2001	2002	2002/2001,%	2001	2002	2002/2001,%
ЮКОС	4 713,30	5 079,80	107,78%	17,07%	17,53%	102,69%
Башнефтехим	4 584,60	4 651,60	101,46%	16,60%	16,05%	96,68%
ЛУКОЙЛ	3 917,60	4 389,40	112,04%	14,19%	15,15%	106,76%
Сибнефть	3 018,20	3 149,20	104,34%	10,93%	10,87%	99,42%
ТНК	2 492,60	2 577,40	103,40%	9,03%	8,89%	98,53%
Московский НПЗ	1 872,50	1 948,20	104,04%	6,78%	6,72%	99,14%
Славнефть	1 806,20	1 718,50	95,14%	6,54%	5,93%	90,66%
Сургутнефтегаз	1 704,80	1 634,70	95,89%	6,17%	5,64%	91,37%
Газпром	1 185,20	1 328,90	112,12%	4,29%	4,59%	106,84%
СИДАНКО	556,7	590	105,98%	2,02%	2,04%	100,98%
Роснефть	328,8	367,4	111,74%	1,19%	1,27%	106,47%
Группа Альянс	289,9	303,5	104,69%	1,05%	1,05%	99,75%
Татнефть	76	62,2	81,84%	0,28%	0,21%	77,98%
Независимые	1 035,10	1 125,00	108,69%	3,75%	3,88%	103,56%
Прочие	30	52,2	174,00%	0,11%	0,18%	165,79%
РОССИЯ, ВСЕГО	27 611,50	28 978,00	104,95%	100,00%	100,00%	100,00%

На первом месте находятся компании ЮКОС и Башнефтехим, на доли которых приходится по 17-16% от общего объема производства бензина в России, второе место занимает ЛУКОЙЛ с 15%, и на третьем месте идут компании ТНК и Сибнефть (по 9-10%). Остальные компании производят около 30% от общего объема автобензинов.

Анализ региональной структуры показывает, что производство подавляющего объема автобензина (~43%) приходится на Приволжский федеральный округ, за ним следуют Центральный и Сибирский федеральные округа (20% и 19% соответственно), Северо-Западный и Южный ФО (по 6-8%). Явным аутсайдером по производству бензина является Уральский федеральный округ (~1,5%), но в 2002г. он продемонстрировал наибольшие темпы прироста.

Одной из основных причин такого положения является особенность местонахождения НПЗ, которые преимущественно сконцентрированы в европейской части России. Так, предприятия Приволжского, Центрального и Северо-Западного федеральных округов ежегодно производят около 70% от всего объема российских автобензинов.

На 2007 год внутреннее потребление бензина в стране составляет около 29 млн т. в год, рост потребления несмотря на существенный рост автомобильного парка (8 %) составляет около 1,5 % в год. Структура потребления повторяет структуру производства с меньшими долями экспортных прямогонного и 80 бензинов: АИ-92 -- 62 %, АИ-80 -- 24 %, АИ-95 -- 14 %. Причём прирост потребления отмечается прежде всего за счёт высокооктановых (АИ-95) бензинов, происходит постепенное замещение ими низкооктановых. Основным потребителем АИ-80 является грузовой, малотоннажный и внутригородской пассажирский транспорт.

Рисунок Б.1 - поставки автомобильных бензинов с российских НПЗ на внутренний рынок в 1999-2002 год, млн.т

В 1999-2000гг. из-за роста цен на бензин и неокончательного восстановления российской экономики после кризиса 1998 г. наблюдался некоторый спад потребления бензина. В 2001-2002гг., когда кризисные явления в экономике были в целом преодолены, и наметился рост реальных доходов россиян, потребление бензина стало уверенно возрастать (прирост поставок бензина на внутренний рынок в 2002 г. составил около 10%).

Как было раньше отмечено, российский рынок автобензинов монополизирован ВИНК, которые занимают определенные сегмент, вследствие чего структура поставок фактически не меняется.

Рисунок Б.2 - Структура поставок автобензинов в РФ по компаниям-поставщикам

Как видно из рисунка 1.2, самые сильные позиции по поставкам автобензинов на внутренний рынок имеет ЮКОС (около 18%), затем идут Башнефтехим и ЛУКОЙЛ (15-16%). На долю остальных компаний приходится около 50% рынка. Из независимых предприятий больше всего поставок автобензинов на внутренний рынок производит Салаватнефтеоргсинтез (2,17%). Рассматривая внутреннее потребление автобензинов в региональном аспекте, надо отметить, что на первом месте по потреблению автобензина находится Центральный ФО (28%), на втором месте Приволжский ФО (24%), затем идут Сибирский и Южный федеральные округа (по 12-14%). Меньше всего автобензинов потребляется в Уральском (9,4%) и Дальневосточном (~3%) федеральных округах. Потребление автобензинов в областях, как и в случае с федеральными округами, неравномерно. Наибольшее потребление автобензинов наблюдается в Московской области, включая Москву, Ленинградской и Самарской областях, Краснодарском крае. Такое положение обусловлено высоким уровнем жизни населения в указанных локальных рынках.

Рисунок Б.3 - Структура потребления автобензинов РФ по конечным потребителям

В Российской Федерации основным потребителем автобензинов являются легковые автомобили, на долю которых приходится свыше 50% всех поставок.

Крупный сегмент рынка также составляют пассажирские автобусные и грузовые перевозки (по 17-19%). На сельское хозяйство приходится порядка 7%. Доля прочих незначительна (около 2%).

Определенные объемы автобензинов переадресуются на другие региональные рынки и на экспорт. В этом рынке принимает участие, ограниченное количество трейдерских фирм, преимущественно местных.

Экспортно-импортные операции

Анализ географии и динамики изменений экспортных операций показал, что имеет место относительная стабильность в направлении и уровне сбыта автобензинов.

Рисунок Б.4 - Структура экпорта автобензинов по мировым рынкам в 2002г

Основным экспортным рынком является рынок Северо-Западной Европы (около 60-70%). Вторым по значимости является рынок Закавказья и Азии (~12-15%), третьим - рынок Средиземноморья (~ 9%), сделавший очень серьезный прорыв в 2002г. В 2002г. экспорт автобензинов составил около 3,5 млн. т, а прирост экспорта составил почти 30% в сравнении с предыдущим периодом. Надо отметить, что на экспорт преимущественно поставляют низкооктановые бензины (до 90%). Высокооктановые бензины фактически идут на рынки Монголии, Закавказья и Азии.

Цены на бензин

Таблица Б.4 - Российские цены на бензин, на конец периода, руб./л.

	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
АИ-80	6,52	7,58	9,06	12,46	13,32	15,75	17,01	17,41
АИ-92	7,88	9,80	11,29	14.41	16.79	18.68	20.31	20,11
АИ-95	9,16	10,97	12,49	15,54	18,02	20,15	21.90	22.84

Рисунок Б.5 - Российские цены на бензин

Динамика цен

Рисунок Б.6 - Индексы потребительских цен и цен производителей по Российской Федерации

Значительную составляющую цены автомобильного бензина составляют налоги. Только акцизная составляющая в 2008--2009 годах c учетом обложения акциза НДС АИ>80 около 3,1 руб/л, АИ<=80 около 2,2 руб. Актуальная цена -- 20,50 (АИ-92, дек.2008) Для сравнения в Германии акциз (на 2007 год) составляет €0.6545 за литр (около 23 руб./л.), ставка НДС 19% -- акцизная нагрузка около 27 руб/л. Цена 40,14 р/л (АИ-92, 11.дек.2008). В США средняя полная налоговая нагрузка (на 2007 год) на бензин включая акциз и разновидности налога с продаж (НДС в США нет) составляет около 47 центов за галлон (3,5 руб/л). Цена 12,31 р/л (АИ-92, 11.дек.2008).

Приложение В

Стандартизация

В таблице В.1 приведены стандарты, которые были использованы при написании данной работы-проекта.

Таблица В.1 - Стандарты, регламентирующие состав и форму работы

Обозначение стандарта	Название
1	2
ГОСТ 7.32-2001	Отчет о НИР
ГОСТ 7.1-2003	Библиографическая запись
ГОСТ 8.417-2002	Единицы физических величин
GOST 7.82-2001	Библиографическое описание электронных ресурсов
СТП 017-97	Положение о выпускной квалификационной работе
ОНТП 24-86/МВД РФ	Основные нормы технологического проектирования
СТП 017-97	Положение о выпускной квалификационной работе
ГОСТ 2.001-93 (1995)	Единая система конструкторской документации. Общие положения
ГОСТ 2.105-95	ЕСКД. Общие требования к текстовым документам
ГОСТ 2.102-68 (1995)	ЕСКД. Виды и комплектность конструкторских документов
ГОСТ Р 12.3.047-98.ССБТ	Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.
ГОСТ 12.1.005-88	Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.007-76	Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ГОСТ Р 51330.9-99 (МЭК 60079-10-95)	Часть 10. Классификация взрывоопасных зон.
ПУЭ	Правила устройства электроустановок. Шестое издание, переработанное и дополненное с изменениями.
ВУПП-88	Ведомственные указания по противопожарному проектированию
СНиП 2.09.02-85	Производственные здания
СНиП 2.01-97	Пожарная безопасность зданий и сооружений
СНиП 2.09.04-87	Административные и бытовые здания
У-КА-03-88	Часть А и КИП
У-ЭТ-05-90	Часть электротехническая
ПБ 09-170-97	Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

Приложение Г

Охрана труда и окружающей среды

Процесс гидроочистки моторных топлив связан с переработкой легковоспламеняющихся жидкостей при избыточном давлении до 5,5 МПа и температуре до 425⁰С. Процесс протекает в среде водорода. По взрыво- и пожарной опасности установки гидроочистки относятся к категории А. К наиболее опасным местам на установках относятся:

· реакторный блок;

· блок стабилизации гидрогенизата;

· блок очистки водородсодержащего газа;

· блок очистки углеводородных газов;

· блок регенерации МДЭА;

· блок защелачивания бензина-отгона

· блок печей;

· помещение компрессорной;

· насосная сырья и очистки газов;

· «горячая» насосная;

· насосная стабилизации и насосная «Н2S»

· места установок регулирующих клапанов на газообразных продуктах и топливном газе;

· места отбора газообразных проб для лабораторных анализов;

· факельная система установок;

· канализационные колодцы, где возможно скопление паров углеводородов и аммиака.

К токсичным веществам 4 класса опасности относятся:

· сырье - прямогонная бензиновая фракция;

· гидрогенизат;

· углеводородный газ (топливный газ);

К токсичным веществам 2 класса опасности относятся:

· 10% раствор щелочи;

· отработанная щелочь;

· сероводород (присутствует в небольших количествах в топливном газе и сырье);

Более подробное рассмотрение в таблице Г.1 (см. ниже).

Мероприятия по технике безопасности.

На установках всех типов принята комплексная автоматизация технологического процесса с выносом на щит управления всех параметров, характеризующих безопасную работу оборудования. Предусматривается автоматическая блокировка работы взаимосвязанного оборудования:

· при уменьшении подачи сырья до 40% закрывается электрозадвижка на линии нагнетания сырьевых насосов, останавливаются сырьевые насосы, прекращается подача топлива в реакторную печь, т.е. предотвращается попадание водорода в сырьевую линию при остановке сырьевых насосов, а также прогар труб в печи;

· при уменьшении расхода циркуляционного газа до 70% закрывается электрозадвижка на линии нагнетания сырьевых насосов, останавливаются сырьевые насосы, прекращается подача топлива в реакторную печь, таким образом, трубы печи предохраняют от прогара;

· при уменьшении подачи раствора МЭА в абсорбер циркуляционного газа на 70% закрывается электрозадвижка на линии нагнетания насоса подачи раствора МЭА, насос останавливается- ликвидируется опасность попадания водорода в помещение насосной.

Безаварийная работа компрессоров циркуляционного газа обеспечивается автоматической блокировкой ряда параметров, характеризующих его работу. При достижении критических показателей компрессор останавливается. Остановка компрессоров также связана с достижением максимального уровня жидкости в сепараторах, установленных на всасывающей линии компрессора. Для защиты змеевиков печей от прогара и предупреждения образования взрывоопасной смеси в камерах печей дополнительно к уже рассмотренным мероприятиям предусматривают автоматическое прекращение отопления печей при падении давления топливного газа перед печами и снижении давления воздуха после воздуходувки. Кроме автоматических блокировок на установках имеется сигнализация отклонения технологических параметров от оптимальных: при изменении подачи свежего газа, повышении температуры на входе из реактора и печей, повышении и понижении уровня жидкости в колоннах. В целях защиты трубчатых печей от непредвиденного прекращения горения с последующей непроизвольной подачей в них топлива при падении давления топливного газа и мазута перед печами включается световая и звуковая сигнализация. По всем трубчатым печам предусматривается дистанционное управление электрозадвижкой на топливе со щита оператора. Во избежание разрушения при хлопках трубчатые печи оборудованы соответствующим числом взрывных клапанов. Прекращение подачи воздуха для КИП сопровождается включением сигнализации, кроме того, на случай прекращения подачи воздуха принято соответствующее исполнение автоматического регулятора (подача воздуха открывается или закрывается), исключающее повышение температуры и давления в аппаратах с газообразными продуктами, изменение уровня жидкости и отключающее установку от общезаводских коммуникаций. Для предотвращения взрыва в компрессорной установлен сигнализатор на концентрацию водорода на 20% ниже среднего предела взрываемости. О загазованности помещения компрессорной сообщает сигнализатор предельно допустимой концентрации сероводорода. На случай пожара на установке предусмотрена дистанционная остановка компрессоров и насосов по группам опасности. В первую очередь останавливаются компрессоры и сырьевые насосы (1 группа), затем насосы блока стабилизации(2 группа), насосы систем МЭА (3 группа) и, наконец, вспомогательные насосы (4 группа). Также дистанционно останавливаются двигатели воздушных холодильников и ступенчато (в течение 20 мин) открывается электрозадвижка аварийного сброса. Для быстрого прекращения подачи газа на всасывающих и нагнетательных линиях поршневых компрессоров, а также на трубопроводах, которые соединяют компрессоры с атмосферой, установлены приводы с дистанционным управлением. Пожарная безопасность установок обеспечивается следующими мероприятиями:

· сооружения и здания на территории выполнены 2й степени огнестойкости;

· разрывы между зданиями, сооружениями и аппаратурой удовлетворяют требованиям противопожарных норм;

· постамент под аппараты воздушного охлаждения имеет несгораемые перекрытия и поребрик высотой 140 мм, насосная по периметру ограждена барьером высотой 150 мм;

· освобождение аппаратуры от газообразных продуктов и паров нефтепродуктов осуществляется в закрытую систему;

· аппараты с взрывоопасной, горючей и токсичной средой имеют двойную систему сброса от предохранительных клапанов на факел и в атмосферу, принятые установочные давления клапанов с разрывом в 0.3 МПа от рабочего технологического давления уменьшают потери и предотвращают загрязнение атмосферы;

· на воздушниках открытых емкостей установлены огнепреградители;

· технологический процесс осуществляется в герметически закрытой аппаратуре под избыточным давлением.

Основные правила безопасного ведения процесса.

Характерными особенностями процесса гидроочистки являются следующие:

· применение высоких температур и давлений в аппаратах и трубопроводах (и в системе в целом);

· использование горючих и токсичных продуктов (нефтепродукты и их пары, углеводородные газы, сероводород, насыщенный сероводородом раствор МЭА, SO₂, и СО в дымовых газах регенерации, наличие угарного газа в составе инертного газа);

· применение водородсодержащего газа;

· возможность образования взрывоопасных смесей паров нефтепродуктов и водорода с воздухом;

· вероятность образования пирофорных соединений;

· применение продуктов, замерзающих при температурах ниже о⁰С (воды, мазута, конденсата, рефлюкса);

· наличие огневых подогревателей;

· использование тока высокого напряжения (380 и 6000В);

· разновысотное размещение аппаратов, оборудования и трубопроводов.

Безопасность ведения процесса и нормальные условия труда обеспечиваются строгим соблюдением норм технологического режима, выполнением производственных инструкций по эксплуатации всего комплекса оборудования и трубопроводов, по технике безопасности, правил обращения с токсическими и газоопасными веществами.

Технологический и дежурный персонал установок, включает:

· старшего оператора технологических установок;

· оператора технологических установок;

· машиниста компрессорных установок, совмещающего профессию машиниста технологических насосов;

· слесаря по ремонту технологических установок.

Работники указанных специальностей обслуживают оборудование всех стадий пуска, эксплуатации и ремонта оборудования установки, включая пуско-наладочные работы.

В целях предупреждения аварий вахтенная бригада обязана постоянно контролировать расход различных веществ, давление, температуру, уровни жидкостей, состояние аппаратов, трубопроводов, насосов, компрессоров. При этом периодически необходимо проверять правильность работы КИП, сверяя показания датчиков и вторичных приборов, замеряя параметры образцовыми приборами и проверяя нулевую точку прибора. Обслуживающий персонал установки снабжается по установленным нормам спецодеждой, спецобувью, противогазами, защитными очками и рукавицами. Ремонт и стирку загрязненной одежды обеспечивает администрация предприятия. Для обеспечения защиты работающих от воздействия вредных факторов применяются индивидуальные средства защиты, к которым относятся:

· Спецодежда.

Нахождение на территории установки без установленной спецодежды запрещается. Хранение спецодежды в межрабочие перерывы осуществляется в гардеробах бытового помещения цеха.

· Спецобувь.

Защитная спецобувь состоит из химически устойчивых ботинок или сапог с жесткими носками, не должна иметь подковок и железных гвоздей. Защитную обувь рекомендуется носить работникам на рабочей площадке, за исключением административных помещений, столовой, душа.

· Защитные шлем - каски с подшлемниками.

Жесткие каски с подшлемниками необходимо носить всем работникам и посетителям на рабочей площадке и во всех помещениях, кроме административных комнат, столовой, душа.

· Защитные очки и маски.

Для защиты глаз от брызг, твердых частиц применяются защитные очки. При обслуживании печей, для защиты глаз от слепящей яркости света, ультрафиолетового и инфракрасного излучения, от сочетания излучений указанных видов в сочетании с воздействием твердых частиц, применяются защитные очки марки "Г". Защитные очки и противопылевые респираторы необходимо надевать всем работникам, которые назначены на выполнение работы, создающей пыль (шлифовка, полировка, скалывание, резка), и при операциях загрузки, выгрузки и просеивания катализаторов.

· Противогазы.

Для защиты органов дыхания работающих применяются личные фильтрующие противогазы с коробками марки "БКФ". Хранение личных фильтрующих противогазов при перерывах в работе осуществляется в специальном шкафу с обозначенными ячейками. При работе в закрытой аппаратуре используются шланговые противогазы ПШ-1, ПШ-2 для производства работ в загазованных помещениях. При ликвидации аварийных ситуаций там, где невозможно применение ПШ-1, ПШ-2 из-за размеров помещения, применяются аппараты сжатого воздуха АСВ-2. Кроме личных противогазов установка комплектуется аварийным запасом фильтрующих противогазов и шланговых ПШ-1, хранящихся в опломбированном ящике.

· Рукавицы.

Рукавицы хлопчатобумажные, КР и HYCRON защищают руки рабочих от механических повреждений и воздействий вредных веществ.

Кожаные перчатки следует носить при работе с паровыми шлангами.

· Ремни безопасности.

Ремни безопасности необходимы при работе на высоте более 1,3 метров над нулевой отметкой и при работах внутри аппаратов.

· Антифоны.

Применяются в помещении компрессорной и машинных залах для уменьшения вредного влияния шума на организм на 10-40 дб.

Каждый работающий на установке должен:

· находиться в спецодежде и каске;

· иметь при себе фильтрующий противогаз;

· содержать в чистоте и исправности спецодежду и защитные приспособления;

· своевременно принимать меры по замене вышедших из строя или отбракованных средств защиты.

Всем работникам установки с целью нейтрализации негативного воздействия вредных веществ выдается молоко, из расчета по 0,5 литра на одну рабочую смену. Для оказания первой неотложной медицинской помощи работающим, установка укомплектована медицинской аптечкой с необходимым набором медикаментов и размещается в операторной в специальном шкафу. При своевременном выявлении отклонений от заданных параметров режима и неполадок с оборудованием можно принять меры для предотвращения аварийных ситуаций и опасных моментов.

Охрана окружающей среды

Эксплуатация установки сопровождается выделениями и выбросами загрязняющих веществ в атмосферу. Выбросы от установки делятся на организованные и неорганизованные. Организованными выбросами являются сбросы дымовых газов от технологических печей установки через общую дымовую трубу. При сжигании комбинированного топлива в атмосферу с дымовыми газами выбрасываются загрязняющие вещества, такие как диоксид азота, оксид азота, сернистый ангидрид и другие. К неорганизованным выбросам относятся выбросы через утечки в уплотнениях аппаратов, запорной, регулирующей и предохранительной арматуры, фланцевых соединений, периодические выбросы при капитальном ремонте установки.

Более подробное описание выделений и выбросов в таблице Г.2 (см. ниже).

64

ТАБЛИЦЫ

Таблица Г.1- Характеристика пожаро- и взрывоопасных и токсических свойств сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства

Наименование сырья, полупродуктов, готовой продукции, отходов производства	Класс опасности (ГОСТ 12.1.007)	Агрегатное состояние при нормальных условиях	Плотность паров (газа) по воздуху	Удельный вес для твердых и жидких веществ, г/см3	Растворимость в воде % масс	Возможно ли воспламенение или взрыв при воздействии на него воды кисло-рода	Температура, С	начала экзо-термического разложения
							кипения	плав ления	самовоспламенения	воспламенения	вспыш ки
1. Бензин-сырье	4	жидк.	-	0,720-0,750	-	нет	да	85-180	-	250-300	-	минус 30	-
2.Стабильный катализат	4	жидк.	-	0,750- 0,797	-	нет	да	35-205	-	370	-	минус 27	-
3. Водородсо держащий газ		газ	0,15-0,5			нет	да	минус 252	-	570	-	-
4. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны Углеводородный газ	4	газ	0,9-1,7	-	~ 0,001	нет	да	минус 15	-	230-470	-	-	-
5. Жидкие головки (отгон)	4	жидк.	-	0,550-0,570	~ 0,001	нет	да	минус 5	-	230-470	-	-	-
6.Сероводород	2	газ	1,19	-	260	нет	да	минус 59,5	минус 85,6	246	-	-	-
7.Четырех-хлористый углерод	2	жидк.	-	1,595	-	нет	нет	76,7	-	-	-	-	-
8.Инертный газ (азот)	-	газ	0,967	-	-	нет	нет	минус 195	-	-	-	-	-
9. Щелочной раствор - NaOH (применяется 1-3% водный раствор)	2	жидк.	-	1,000-1,050	-	нет		-	-	-	-	-	-

Продолжение таблицы Г.1

Наименование сырья,полупродуктов, готовой продукции, отходов производства	Пределы воспламенения	ПДК в воздухе рабочей зоны производственных помещений	Характеристика токсичности (воздействие на организм человека)	НТД
	Концентрационные, (% об.)	Температурные, С	Аэро-взвеси (г/см3) дисперсность
	нижний	верхний	нижний	верхний
I	15	16	17	18	19	20	21	22
1. Бензин-сырье	1,0	6,0	минус 30	24	-	100 мг/м3	При легком отравлении ощущается головная боль, головокружение, психическое возбуждение, беспричинная веселость, сухость во рту, тошнота. Вдыхание больших количеств паров бензина приводит к потере сознания и даже смерти	Справочник "Пожаровзрывобезопасность веществ и материалов и средства их тушения", А.Н. Баратов, А.Я. Корольченко, М.,Химия,1990г. Справочник "Вредные вещества в промышленности" т. 1,11. В. Лазарев. Декларация безопасности ООО "ПО "Киришинефтеоргсинтез"
I	15	16	17	18	19	20	21	22
2.Стабильный катализат	1,0	6,0	минус 27	3	-	100 мг/м3
З. Водородсодержащий газ	4,1	74,2	-	-	-	-	Водород-бесцветный, горючий газ, не имеющий запаха. При высоких концентрациях вызывает удушье вследствие недостатка кислорода	Справочник "Пожа-ровзрывоопасность веществ и материалов и средства их тушения", А.Н. Баратов, А.Я. Корольченко, М.,Химия,1990г. Справочник "Вредные вещества в промышленности", т Л, Н.В. Лазарев, Декларация безопасности ООО "ПО "Кириши-нефтеоргсинтез"
4.Углеводородный газ	1,3	16,0	-	-	-	300 мг/м3	Действует на центральную нервную систему, как наркотики. Легкое отравление вызывает головную боль, сонливость, головокружение, беспричинную веселость. Тяжелое отравление вызывает потерю сознания, судороги.	-"-
5.Жидкие головки	1.3	16,0	-	-	-	300 мг/м3	-"-	-"-
6.Сероводород	4,3	46,0	-	-	-	Змг/м3-для смеси сероводорода с углеводородами, 10 мг/м3 -для чистого сероводорода	При легких отравлениях наблюдается насморк, кашель металлический вкус во рту, жжение и боль в глазах, слезоточение и головная боль. При отравлении средней тяжести наблюдается посинение губ, головная боль, рвота, понос, повышенное сердцебиение, потеря сознания, отек легких. При высоких концент-рациях -1000 мг/м3-судороги, потеря сознания, смерть от остановки дыхания.
I	15	16	17	18	19	20	21	22
7.Четыреххлористый углерод						20 мг/м3	Является наркотиком, относящимся к печеночным ядам, т.к. при любом поступлении в организм вызывает тяжелые повреждения печени. При вдыхании -отравления, сопровождающиеся головной болью, головокружением, тошнотой, рвотой, спутанностью и потерей сознания. При высоких концентрациях возможны смертельные отравления. При попадании на кожу -дерматиты.
8. Инертный газ(азот)							Инертный газ без цвета и запаха. При высоких концентрациях вызывает удушье вследствие недостатка кислорода.	-"-
9. Щелочной раствор NaOH (применяется 1-3% водный раствор)						0,5мг/м3 (по щелочи)	Растворы щелочи при попадании на кожу вызывают химические ожоги, особенно опасно попадание щелочи в глаза.	-“-

Таблица Г.2 - Отходы при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу. Твердые и жидкие отходы

№№ п/п	Наименование отхода	Место складирования, транспорт	Периодичность образования	<...

Подобные документы

• Гидроочистка дизельного топлива

  Основы гидроочистки топлив. Использование водорода в процессах гидроочистки. Требования к качеству сырья и целевым продуктам. Параметры гидроочистки, характеристика продуктов. Описание установки гидроочистки Л-24-6. Технологическая схема установки Г-24/1.
  
  курсовая работа [305,2 K], добавлен 19.06.2010
  

• Модернизация узла теплообмена установки гидроочистки дизельных топлив на Омском НПЗ

  Назначение и химизм процессов гидроочистки. Тепловой эффект реакции. Классификация теплообменных аппаратов. Теплообменник типа "труба в трубе". Химический состав нержавеющей стали ОХ18Н10Т по ГОСТ 5632-72. Анализ вредных и опасных факторов производства.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 21.05.2015
  

• Установка гидроочистки дизельного топлива

  Технологический расчет реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива. Научно-технические основы процесса гидроочистки. Концентрация водорода в циркулирующем газе. Реакции сернистых, кислородных и азотистых соединений. Автоматизация процесса.
  
  курсовая работа [46,0 K], добавлен 06.11.2015
  

• Проект установки гидроочистки дизельного топлива

  Знакомство с функциями реактора гидроочистки дизельного топлива Р-1. Гидроочистка как процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Характеристика проекта установки гидроочистки дизельного топлива.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 12.01.2014
  

• Автоматизация объектов гидроочистки бензина на установке "Gexa"

  Общее описание установки. Технология и процесс гидроочистки, оценка его производственных параметров. Регламент патентного поиска, анализ его результатов. Принципы автоматизации установки гидроочистки бензина, технические средства измерения и контроля.
  
  дипломная работа [2,8 M], добавлен 29.04.2015
  

• Расчет нефтехимического блока переработки нефти и установки гидроочистки

  Характеристика нефти, фракций и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива. Расчет теплообменников разогрева сырья, реакторного блока, сепараторов.
  
  курсовая работа [178,7 K], добавлен 07.11.2013
  

• Топливно-химический блок нефтеперерабатывающего завода мощностью 8 млн. тонн нефти в год. Установка гидроочистки ДТ

  Физико-химические свойства нефти и ее фракций, возможные варианты их применения. Проектирование топливно-химического блока нефтеперерабатывающего завода и расчет установки гидроочистки дизельного топлива для получения экологически чистого продукта.
  
  курсовая работа [176,5 K], добавлен 07.11.2013
  

• Технология очистки дизельного топлива

  Изучение экстракционной технологии производства экологически чистого дизельного топлива. Описание технологической схемы получения очищенного топлива. Расчет реактора гидроочистки дизельной фракции, стабилизационной колонны и дополнительного оборудования.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 24.01.2012
  

• Проект реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива с увеличением производительности до 2450000 тонн в год по сырью

  Реконструкция установки гидроочистки дизельных топлив ЛЧ-24/2000 с увеличением производительности до 2450000 тонн в год по сырью. Расчет материального и энергетического балансов, технологический и механический расчет реакционного аппарата, оборудования.
  
  дипломная работа [674,0 K], добавлен 15.02.2017
  

• Гидроочистка прямогонных бензиновых фракций

  Задачи гидроочистки прямогонных бензиновых фракций. Структура производства товарных бензинов в разных регионах мира. Нормы по качеству бензина. Основные реакции гидрообессеривания. Катализаторы процесса и аппаратурное оформление установок гидроочистки.
  
  курсовая работа [603,5 K], добавлен 30.10.2014
  

• Гидроочистка бензинов первичной перегонки

  Общие закономерности и влияние основных параметров, характерных для всех гидрогенизационных процессов. Основные реакции гидроочистки бензинов первичной перегонки. Продукты, получаемые при гидроочистке. Определение срока службы промышленных катализаторов.
  
  отчет по практике [650,7 K], добавлен 19.06.2019
  

• Проект установки гидрооочистки/депарафинизации. Расчет реактора депарафинизации

  Установка гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива. Реакторное оборудование для нефтепереработки. Тепловой расчет реактора. Определение количества катализатора. Расчет номинальной толщины стенки обечайки, штуцеров, опоры. Выбор крышки и днища.
  
  курсовая работа [587,5 K], добавлен 09.04.2014
  

• Автоматизация процесса гидроочистки дизельного топлива

  Общая характеристика и описание схемы процесса гидроочистки ДТ. Выбор параметров контроля, регулирования, сигнализации, противоаварийной защиты и алгоритмов управления. Регуляторы и средства отображения информации. Контроль и регистрация давления.
  
  курсовая работа [71,2 K], добавлен 01.06.2015
  

• Проектирование трубчатого реактора пиролиза пропановой фракции

  Пиролиз нефтяного сырья как термодеструктивный процесс, предназначенный для получения низших олефинов. Знакомство с особенностями и проблемами проектирования трубчатого реактора пиролиза пропановой фракции. Рассмотрение принципа действия трубчатых печей.
  
  дипломная работа [865,3 K], добавлен 29.05.2015
  

• Этапы проектирования химического реактора

  Принципы и критерии проектирования химических реакторов. Сущность промышленного процесса каталитической гидродепарафинизации. Основные реакции гидрирования углеводородов, принципы гидроочистки. Расчет реакторов гидропарафинизации дизельного топлива.
  
  курсовая работа [123,9 K], добавлен 02.08.2015
  

• Материальный баланс нефтеперерабатывающего завода

  Составление материального баланса установок вторичной перегонки бензина, получения битумов и гидроочистки дизельного топлива. Расчет количества гудрона для замедленного коксования топлива. Определение общего количества бутан-бутиленовой фракции.
  
  контрольная работа [237,7 K], добавлен 16.01.2012
  

• Монтаж реактора реформинга

  Адиабатический реактор установки каталитического риформинга для превращения исходных бензиновых фракций. Принцип работы реактора риформинга. Приемка фундамента, оборудования и транспортировка. Расчет и выбор грузоподъемных средств и такелажной оснастки.
  
  курсовая работа [851,1 K], добавлен 01.06.2010
  

• Подбор технологии получения широкой фракции лёгких углеводородов на установке стабилизации конденсата с технологическим расчетом аппарата

  Основные положения процесса ректификации. Устройство ректификационной колонны. Характеристики исходного сырья и продукции. Технология получения конденсата газового стабильного на установке стабилизации конденсата. Расчет температуры стабилизатора.
  
  дипломная работа [751,3 K], добавлен 13.10.2017
  

• Проект реконструкции установки переработки нефти на химзаводе филиала ОАО "Красмаш" с разработкой реактора

  Назначение и область применения установки каталитического крекинга. Процессы, протекающие при переработке нефти. Технологический и конструктивный расчет реактора. Монтаж, ремонт и техническая эксплуатация изделия. Выбор приборов и средств автоматизации.
  
  дипломная работа [875,8 K], добавлен 19.03.2015
  

• Современные технологии переработки нефти и газа

  Характеристика современного состояния нефтегазовой промышленности России. Стадии процесса первичной переработки нефти и вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции. Термические процессы технологии переработки нефти и технология переработки газов.
  
  контрольная работа [25,1 K], добавлен 02.05.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам