Показать все связанные файлы
Медико-биологические и социальные основы здоровья.4..docxЛекция Основы тригонометрии.docxбилеты Основы бух.уч 2.docТеоретические и методические основы организации продуктивных видПРАВОВЫЕ ОСНОВЫ ПП.pdf0 основы СР. семинары.docТема 1. Первая помощь — содержание, объем, организационные и юриТема 8.1 Основы охраны труда.docxТеоретические основы. Практическая 1.pdfС. Рубинштейн. Основы общей психологии.doc
Основы гидроочистки топлив
Моторные топлива — бензин, керосин, дизельное топливо — в основном получаются в процессе переработки нефтей. В зависимости от состава нефтей и способа их переработки моторные топлива могут различаться качеством, не всегда соответствующим требованиям ГОСТа на товарную продукцию.
Основные реакции гидрирования углеводородов: насыщение алкеновых связей, насыщение ароматических связей, крекинг алканов, деалкилирование алкилбензолов, крекинг цикланов, гидроизомеризация алканов, гидроизомеризация цикланов.
Сернистые соединения взаимодействуют также с металлическими и окиснометаллическими катализаторами, переводя их в сульфидную форму. В зависимости от состава катализатора это приводит к его активированию или вызывает отравление или дезактивацию.
Основные реакции азотсодержащих соединений. Удаление азотистых соединений из бензиновых, керосиновых и дизельных фракций имеет весьма важное значение в повышении качества последних. Катализаторы риформинга весьма сильно дезактивируются при работе на сырье с любым содержанием азотистых соединений как основного, так и неосновного характера. Наличие азотистых соединений в керосиновых и дизельных фракциях является причиной низкой стабильности цвета и при хранении вызывает образование нерастворимых осадков. Гидрогенолиз азотистых соединений сопровождается выделением свободного аммиака.
В промышленности для данных процессов широко применяются алюмокобальтмолибденовые (АКМ) или алюмоникельмолибденовые (АНМ) катализаторы.
Промышленный алюмокобальтмолибденовый катализатор обладает весьма высокой избирательностью. Реакций разрыва связей С-С или насыщения ароматических колец в его присутствии практически не протекают. Он обладает высокой активностью в реакциях разрыва связей С-S и высокой термической стойкостью, вследствие чего имеет длительный срок службы. Важным преимуществом данного катализатора является стойкость к потенциальным каталитическим ядам. Кроме того, этот катализатор обладает приемлемой активностью в реакциях насыщения непредельных соединений, разрыва связей углерод — азот, углерод — кислород, и практически используется для гидроочистки всех нефтяных фракций. Алюмоникельмолибденовый катализатор менее активен в реакциях насыщения непредельных соединений, зато более активен в отношении насыщения ароматических углеводородов (10-50% по сравнению с АКМ) гидрирования азотистых соединений (на 10- 18% выше, чем с АКМ).
Расход водорода на реакцию. Расход водорода на реакцию при гидроочистке является величиной переменной, зависящей от многих факторов: содержания насыщенных, ненасыщенных и ароматических углеводородов, структуры гидрируемых компонентов сырья, парциального давления водорода, температуры и времени контакта сырья с катализатором, углеводородного состава сырья и степени превращения.
При гидроочистке дизельных топлив водород расходуется также на расщепление компонентов сырья с образованием газообразных и более низкокипящих углеводородов и на частичное гидрирование конденсированных ароматических углеводородов. Из общего расхода водорода на гидрирование сернистых соединений определенного вида сырья приходится примерно 50%, остальной pacxoд водорода составляют прочие реакции.
Увеличение объемной скорости жидкого сырья или уменьшение продолжительности контакта при парофазном процессе ведет к снижению жесткости гидроочистки; интенсивность всех каталитических и термических реакций понижается, в результате расход водорода на реакцию падает.
Расход водорода на растворение и потери его через неплотности системы. В схему гидроочистки моторных топлив после реактора и системы теплообмена продуктов реакции с сырьем включен сепаратор для разделения циркулирующего водородсодержащего газа и гидрогенизата. Давление сепарации зависит от перепада давления в системе циркуляции водородсодержащего газа, температура — от выбранного варианта схемы теплообмена: 40-50°С при холодной сепарации гидрогенизата и 160-230 °С при горячей. Растворимость водорода также зависит от природы жидкой фазы и ее количества. С уменьшением плотности растворителя, например в ряду дизельное топливо — керосин — бензин, растворимость водорода возрастает. Чем больше образуется при сепарации жидкой фазы, тем больше расходуется водорода на растворение. Количество растворенного водорода в процессе гидроочистки можно определить расчетом газового баланса на ЭВМ. Однако в некоторых случаях необходимо иметь предварительные данные по общему расходу водорода. Как показал опыт эксплуатации установок гидроочистки, водородсодержащий газ теряется через неплотности системы, а также через сальниковые уплотнения компрессоров циркуляционного газа. Эти потери не зависят от вида перерабатываемого сырья, на их величину влияет состояние оборудования и культура эксплуатации установок. Утечка водорода на установках гидроочистки составляет 0,009-0,02% (масс.) на сырье.2. Требования к качеству сырья и целевым продуктам. Параметры процессаГидроочистку дизельных топлив проводят для повышения их качества путем удаления сернистых, смолистых, непредельных соединений и других примесей, ухудшающих эксплуатационную характеристику топлив. В результате гидроочистки повышается термическая стабильность, снижается коррозионная агрессивность топлив, уменьшается образование осадка при хранении, улучшаются цвет и запах топлива.2.1 Эксплуатационные свойстваВажнейшими характеристиками дизельных топлив являются: воспламеняемость, фракционный состав, нагарообразование, вязкость, температура помутнения и др.
Воспламеняемость — склонность дизельного топлива к самовоспламенению, определяется периодом запаздывания его воспламенения и является почти таким же важным свойством, как и антидетонационная характеристика бензинов для карбюраторных двигателей. Период запаздывания зависит от цетанового числа.
Цетановое число — показатель самовоспламеняемости топлива, численно равный такому содержанию, в % (об.), цетана в смеси с α-метилнафталином, при котором самовоспламенение этой смеси и сравниваемого с ней испытуемого топлива одинаково. При высоком цетановом числе период запаздывания самовоспламенения достаточно короткий, топливо при впрыске его в камеру сгорания воспламеняется почти сразу, давление в цилиндре двигателя нарастает плавно, и он работает без стуков. При низком цетановом числе период запаздывания большой, впрыскиваемое в цилиндр топливо сразу не воспламеняется, а накапливается, и затем воспламеняется вся масса топлива. В этом случае давление в цилиндре нарастает скачкообразно, появляется детонация (стуки). Цетановые числа дизельных топлив зависят от их углеводородного состава.
Фракционный состав определяется конструктивными особенностями двигателя и условиями эксплуатации. Нефтеперерабатывающая промышленность выпускает дизельные топлива двух видов: легкие маловязкие топлива для быстроходных двигателей с частотой вращения вала 800-1000 об/мин и более; тяжелые высоковязкие топлива для тихоходных двигателей с частотой вращения вала до 600-700 об/мин.
Фракционный состав топлива оказывает влияние на степень его распыления, полноту сгорания, дымность выхлопа, нагароотложение и разжижение картерного масла. При высоком содержании легких фракций увеличивается давление сгорания. Утяжеленное топливо хуже распыляется вследствие повышения поверхностного натяжения топлива.
Содержание легких фракций в дизельном топливе характеризуется температурой вспышки. Дизельные топлива, содержащие значительное количество легких фракций, быстрее испаряются, пожароопасны и непригодны для применения в закрытых помещениях.
Высокотемпературные свойства дизельных топлив характеризуются их склонностью к нагарообразованию при сгорании топлива и повышенному отложению осадков в двигателе.
Нагарообразование зависит от химического состава топлив: наличия в нем смол, непредельных углеводородов, кислородных и сернистых соединений. В результате сгорания сернистых соединений образуются оксиды серы. При работе дизелей на топливах, содержащих смолистые вещества и углеводороды, склонные к окислению, наблюдается повышенное нагарообразование на деталях двигателя и закоксование отверстий распылителей форсунок, резко падает мощность и повышается износ двигателя. Наличие в топливе кислородсодержащих соединений характеризуется содержанием фактических смол. В связи с этим предусматривается ограничение содержания в дизельном топливе смол и непредельных углеводородов.
Указанная цель успешно достигается при гидроочистке сернистых дизельных фракций на АКМ или АНМ катализатора при следующих параметрах процесса:
Для обеспечения требований к гидроочищенному дизельному топливу по температуре вспышки и содержанию сероводорода большое значение имеет правильно подобранный режим стабилизационной колонны. Например, рекомендуется следующий режим:
Ниже приведены состав и свойства отгона:
Фракционный состав: перегоняется при температуре, РС
Выход отгона зависит от содержания легких фракций в исходном сырье и составляет 0,5-1,5% (масс.).
Состав углеводородного газа второй ступени сепарации зависит как от характеристики сырья и состава свежего водородсодержащего газа, так и рабочего давления в сепараторе. Состав углеводородного газа стабилизации в основном также зависит от состава свежего водородсодержащего газа. Выход газа колеблется в пределах 0,97-2,3% (масс.) на сырье.
Сероводород получается в результате очистки циркуляционного водородсодержащего и углеводородных газов от сероводорода. Содержание углеводородов в сероводороде, уходящем с установки, не превышает 2% (об.). Выход сероводорода зависит от содержания серы в сырье, глубины очистки сырья и газов и колеблется в пределах 0,5-2,5% (масс.) на сырье. Количество и состав отдуваемого водородсодержащего газа зависит от режима процесса и концентрации водорода в свежем водородсодержащем газе. В качестве «отдува» в топливную сеть сбрасывается очищенный циркуляционный газ.3. Установки гидроочисткиНа отечественных нефтеперерабатывающих предприятиях гидроочистку средних дистиллятов проводят преимущественно на установках Л-24-5, Л-24-6, Л-24-7, ЛЧ-24-2000 и ЛК-6У.3.1 Установка Л-24-63.1.1 Описание установки Л-24-6
Установка Л-24-6 состоит из двух самостоятельных блоков для одновременной переработки двух видов сырья.
Характерной особенностью установки является наличие раздельной системы циркуляции водородсодержащего газа в обоих блоках. Это дает возможность «каскадного» использования его в другом блоке, перерабатывающем сырье, для которого не требуется высокая концентрация водорода в циркуляционном газе.
При гидроочистке в качестве свежего водорода применяется избыточный водородсодержащий газ с установки каталитического риформинга или технический водород со специальных водородных установок.
Смесь сырья с водородсодержащим газом, нагретую в теплообменнике и печи, подвергают гидроочистке в реакторах над АКМ катализатором. Избыточную теплоту реакции отводят путем введения реакторы так называемого холодного циркуляционного газа.
Из реакторов газо-продуктовая смесь после охлаждения поступает сепаратор высокого давления. Выделившийся газ, очищенный абсорбере раствором МЭА, вновь возвращается в цикл.
Для поддержания заданной концентрации водорода на входе блок часть циркуляционного газа отдувается и добавляется соответствующее количество свежего водорода.
Гидрогенизат из сепаратора высокого давления после дросселирования направляется в сепаратор низкого давления и после подогрева в теплообменнике — в стабилизационную колонну.
Дизельное топливо при выходе из колонны разделяется на два потока: один из них, пройдя печь, в виде рециркулята возвращается в колонну, а второй после охлаждения поступает на защелачивание и водную промывку.
Очищенное дизельное топливо выводится с установки. Верхний гродукт колонны стабилизации охлаждается в конденсаторе-холодильнике и разделяется в сепараторе на углеводородный газ, отгон и воду; часть отгона возвращается в колонну на орошение, а другая теть после защелачивания и водной промывки выводится с установки.
На ряде заводов внедрен узел отдува сероводорода из бензина чищенным углеводородным газом. Углеводородный газ подвергается раздельной очистке от сероводорода раствором МЭА: газ из сепааратора низкого давления очищается в абсорбере под давлением ) 0,5 МПа; газ из бензинового сепаратора очищается от сероводорода при 0,13 МПа, затем используется как топливо для печей.
Насыщенный раствор МЭА регенерируется в отгонной колонне, из которой уходит смесь сероводорода и паров воды. После охлаждения в конденсаторе-холодильнике она разделяется в сепараторе. Сероводород выводится с установки для получения серной кислоты или элементарной серы, а вода подается на орошение в отгонную колонну. После отгонной колонны регенерированный раствор охлаждается в теплообменнике, холодильнике и возвращается в цикл. Температурный режим отгонной колонны поддерживается подачей пара в рибойлер.
При потере активности катализатора проводится его газовоздушная или паровоздушная регенерация. 3.1.2 Основное оборудование
Реактор с аксиальным вводом сырья сверху вниз. Корпус реактора изнутри футерован; реактор не имеет защитного стакана. Диаметр реактора 2600 мм.
Продуктово-сырьевые теплообменники кожухотрубчатые, одноходовые по трубному пространству, уплотнения сильфонные на плавающей головке. Диаметр корпуса 800 мм.
Трубчатые печи шатрового типа со сварным змеевиком в зоне огневого нагрева.
Колонные аппараты различного диаметра с желобчатыми тарелками или насадкой из колец Рашига.
Холодильники высокого давления типа «труба в трубе» для готового продукта, установленные на открытой площадке.
Поршневые компрессоры марки 5ВП-16/70.3.1.3 Экономические показатели
На гидроочистку 1 т сырья расходуется:
Принципиальная технологическая схема установки Г–24/1 представлена на рисунке 1.
Исходное сырье – прямогонное дизельное топливо из резервуаров сырьевого парка забирается насосом Н–1 (Н–4) и подается в тройник смешения потока, где смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом (ВСГ), поступающего с выкида циркуляционных компрессоров В – 1(В–2). Расход сырья в тройник смешения регулируется клапаном, установленном на линии подачи сырья от насоса Н–1 (Н–4) в тройник смешения. При понижении расхода сырья до 2,5 м3/ч закрывается клапан-отсекатель 173-1, установленный на сырьевой линии до тройников смешения. Для предотвращения попадания сырья обратным ходом в линию водородсодержащего газа при аварийных остановках компрессоров, циркулирующий ВСГ входит в тройник смешения через обратный клапан (Рис. 1).
Газосырьевая смесь из тройника смешения поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-1/1, где нагревается до температуры 120÷140 С за счет тепла гидроочищенного топлива, откачиваемого с установки. Из теплообменника Т-1/1 газосырьевая смесь поступает в межтрубное пространство теплообменника Т-2/1, где нагревается до температуры 200-230С за счет тепла продуктов реакции из реактора Р-1, которые проходят через трубное пространство Т-2/1. Температура нагрева регистрируется.
Окончательный нагрев газосырьевой смеси до температуры реакции 280-4000С осуществляется в трубчатой печи П-1 с горелками беспламенного горения.
Рисунок 1 – Технологическая схема установки Г-24/1 Газосырьевая смесь проходит вначале через конвекционную часть печи (18 труб), затем нагревается в радиантной части (20 труб).
Температура газосырьевой смеси на выходе из печи П-1 регулируется, клапаном установленным на линии подачи топливного газа к форсункам печи. ПАЗ печи предусматривает отсечение подачи топливного газа клапаном – отсекателем.
Нагретая газосырьевая смесь из печи П-1 поступает в верхнюю часть реактора Р-1, заполненного катализатором. В реакторе под давлением 2,5-4,5 МПа и температуре 2804000С на поверхности катализатора происходит гидрирование серо-, азото-, кислородосодержащих органических соединений и непредельных углеводородов. Так как эти реакции протекают с выделением тепла, то температура в реакторах может повышаться. Температура и давление по высоте слоя катализатора, на входе и выходе из реактора регистрируется. По изменению перепада давления в реакторе определяют степень закоксованности катализатора. Допускается перепад давления в реакторе не более 6 кгс/см². Увеличение перепада давления по слою катализатора с одновременным увеличением содержания серы в гидроочищенном топливе указывает на снижение активности катализатора.
Горячая смесь продуктов реакции и водородсодержащего газа (гидрогенизат) выходит снизу реактора Р-1, проходит через трубное пространство теплообменника Т-2/1, где отдает часть тепла газосырьевой смеси и с температурой не более 300 0С поступает в высокотемпературный сепаратор высокого давления Е-1/1.
Температура ввода гидрогенизата из теплообменника Т-2/1 в сепаратор Е-1/1 регулируется клапаном, который установлен на линии подачи гидрогенизата из реактора Р-1 в сепаратор минуя теплообменник Т-2/1 (на байпасных линиях теплообменников).
В сепараторе Е-1/1 происходит отделение водородсодержащего газа от жидкой фазы (гидрогенизата).
Выделившийся газ из высокотемпературного сепаратора высокого давления Е-1/1 выходит сверху и после охлаждения оборотной водой в межтрубном пространстве холодильника Т-3/1 до температуры не более 50 0С поступает в сепаратор высокого давления Е-2/1, где происходит отделение водородсодержащего газа от жидкой углеводородной фазы, образовавшейся после охлаждения в холодильнике Т-3/1.
Водородсодержащий газ сверху из сепаратора Е-2/1 поступает в низ абсорбера К-3 для очистки раствором моноэтаноламина от сероводорода. После очистки в абсорбере К-3 ВСГ через сепаратор Е-3 поступает на всас компрессора В-1(В-2) и далее в тройник смешения.
Гидрогенизат с низа сепаратора Е-1/1 самотеком поступает в отпарную колонну К-1/1.
Уровень жидкости в сепараторе Е-1/1 регулируется клапаном, который установлен на линии гидрогенизата из Е-1/1 в К-1/1.
Накопившийся в низу сепаратора Е-2/1 конденсат выводится в сепаратор С-3 или на 13 тарелку колонны К-1/1. Уровень жидкости в сепараторе Е-2/1 поддерживается клапаном, который установлен на линии гидрогенизата из Е-2/1.
В отпарной колонне К-1/1 происходит отгон легких углеводородов, растворенных углеводородных газов и сероводорода за счет подачи перегретого водяного пара и снижения давления. В колонне К-1/1 имеются 13 тарелок S-образного типа. Подача сырья предусмотрена на 13, 10 и 7 тарелки.
В низ колонны К – 1/1 подается перегретый водяной пар. Схема получения перегретого водяного пара имеет следующий вид: от паровой гребенки печи П-1 острый водяной пар с давлением до 12 кгс/см² поступает в змеевики пароперегревателей в печи П-1, где нагревается до температуры 240 0С. Далее перегретый пар через маточник подаётся под нижнюю тарелку колонны К-1/1. Расход перегретого пара в колонны регулируется клапаном, установленном на линии подачи пара в К-1/1.
Отогнанные в отпарной колонне К-1/1 легкие фракции, уходящие вместе с водяным паром сверху колонны с температурой до 180 0С поступают в межтрубное пространство холодильников Т-5/1, Т-5/2, где происходит конденсация и охлаждение. Далее сконденсированный продукт и углеводородный газ с температурой до 50 0С поступают в сепаратор С-3.
С низа отпарной колонны К-1/1 гидроочищенное топливо, содержащее следы воды самотеком поступает в колонну вакуумной сушки К-2/1. Так же возможен вывод продукта помимо колонны К-2/1 напрямую в товарный парк. Уровень в К-1/1 регулируется клапаном, который установлен на перетоке гидрогенизата из К-1/1 в К-2/1.
В колонне К-2/1 происходит испарение воды под вакуумом. Вакуум создается с помощью двухступенчатого эжектора Э-1. На эжектор подается острый пар.
Оборотная вода подается в холодильник эжектора для охлаждения и конденсации паров из К-2/1 и стекает по барометрической трубе, опущенной под слой воды, в ящик барометрической трубы Е-31/1 для обеспечения гидрозатвора.
Готовое гидроочищенное топливо с низа колонны вакуумной осушки К-2/1 поступает на прием насоса Н-5 (Н–8) и прокачивается насосом через трубное пространство теплообменника Т-1/1, где охлаждается, нагревая газосырьевую смесь, проходящую через межтрубное пространство Т-1/1.
После теплообменника Т-1/1 гидроочищенное топливо охлаждается в межтрубном пространстве холодильника Т-8/1 до температуры не более 60 0С.
Далее гидроочищенное дизельное топливо выводится в резервуары товарного парка.3.2.2 Режим работы реактора
В реакторе на поверхности катализатора происходит гидрирование серо-, азото-, кислородосодержащих органических соединений и непредельных углеводородов. Так как эти реакции протекают с выделением тепла, то температура в реакторах может повышаться. Температура и давление по высоте слоя катализатора, на входе и выходе из реактора регистрируется. По изменению перепада давления в реакторе определяют степень закоксованности катализатора. Допускается перепад давления в реакторе не более 6 кгс/см². Увеличение перепада давления по слою катализатора с одновременным увеличением содержания серы в гидроочищенном топливе указывает на снижение активности катализатора.
Оптимальный режим работы реактора:
Температура сырья на входе в реактор 320–360 °С
Давление на входе в реактор 4,0–4,5 МПа
Кратность циркуляции ВСГ 200–300 нм3/м3
Объемная скорость подачи сырья 2,0–4,0 ч-1 3.2.3 Характеристика производственной среды. Анализ опасностей и производственных вредностей
Установка Г-24/1 предназначена для гидроочистки масел или дизельного топлива путем деструктивной гидрогенизацией сернистых соединений на алюмокобальтмолибденовом катализаторе в среде водорода. По технологическим условиям (давление до 5.0МПа и температуре до 400°С), жидкая фаза в технологическом оборудовании, в основном, находится в перегретом состоянии, т.к. обращается в объеме аппаратов и трубопроводов при высоких температурах и давлениях, кроме того, в оборудовании присутствуют различные углеводородные газы.
Полная разгерметизация технологического оборудования с перегретой жидкостью сопровождается переходом большой части этой жидкости в парообразное состояние и образованием взрывопожароопасных облаков. Взрывы подобных облаков обладают большой разрушительной силой и сопровождаются серьезными последствиями.
Наиболее тяжелые последствия могут быть в результате аварии при мгновенной разгерметизации оборудования и выброса смеси водородсодержащих паров жидких углеводородов из технологических блоков. Образовавшееся углеводородное парогазовое облако, которое может содержать все количество вещества, находящегося в блоке, способно загореться или взорваться при наличии источника зажигания, в качестве которого, может выступать нагревательная печь.
При разливе жидких углеводородов происходит испарение углеводородов с поверхности разлития. Объем образующегося парогазового облака углеводородов значительно меньше, чем при разгерметизации оборудования с перегретой жидкостью и при наличии инициатора загорания выгорает по поверхности разлития, что может привести к перегреву емкостного оборудования, трубопроводов и металлоконструкций, находящихся в близи очага пожара.
Основными факторами опасности на установке являются:
— горючесть, взрывоопасность и токсичность продуктов, применяемых и получаемых на установке, наличие их в аппарате в большом количестве;
— возможность образования зарядов статического электричества при движении газов и жидкостей по трубопроводам и в аппаратах;
— наличие электротехнических устройств высокого напряжения;
— применение в технологическом процессе нагревательных печей, где продукт нагревается до высоких температур и находится под давлением;
— наличие насосов и компрессоров, нагнетающих токсичные и взрывоопасные продукты;
— наличие нагретых до высоких температур поверхностей
Характеристика вредных и взрывопожароопасных веществ, применяемых, обращаемых и получаемых на установке Г–24/1.3.2.4 Мероприятия по обеспечению безопасности производства
Для обеспечения безопасности производства каждый сотрудник проходит инструктаж.
Для обеспечения безаварийной работы установки и достижения минимального уровня взрывопожароопасности процесса предусмотрены следующие мероприятия:
— процесс осуществляется по непрерывной схеме и в герметичных аппаратах;
— все стадии технологического процесса непрерывны и склонны к устойчивому протеканию;
— вся технологическая схема установки разделена на 6 технологических блоков (№ 1, 2/1, 2/2, 2/3, 3, 4), которые, в случае возникновения аварии или инцидента, могут быть отключены друг от друга отсекателями, запорной арматурой, системой защиты и блокировок;
— при соблюдении правил эксплуатации процесс не обладает возможностью взрыва внутри технологической аппаратуры;
— для перемещения легковоспламеняющихся жидкостей применены герметичные центробежные насосы с двойным торцевым уплотнением типа «ТРЕМ»;
— применяемые, обращающиеся и получаемые вещества не обладают способностью быстро и спонтанно полимеризоваться, реагировать с водой, саморазогреваться и самовоспламеняться, не склонны к непроизвольному термическому разложению при высоких температурах и давлениях;
— не применяются продукты и теплоносители, несовместимые между собой;
— на установке отсутствуют открытые поверхности аппаратов и трубопроводов с температурой выше температуры самовоспламенения обращаемых веществ;
— контроль и управление процессом осуществляется автоматически и дистанционно из операторной с использованием электронной системы приборов;
— по параметрам, определяющим взрывопожароопасность процесса, предусмотрена противоаварийная автоматическая система защиты, предупредительная сигнализация и аварийная система блокировок;
— на аппаратах, где возможно повышение давления до максимально допустимого, установлены предохранительные клапаны;
— предусмотрены система аварийного освобождения аппаратов от нефтепродукта в аварийную емкость и аварийный сброс на факел;
— на наружной установке, где расположено оборудование, в котором обращаются взрывопожароопасные вещества, предусмотрены датчики загазованности, сигналы от которых поступают в операторную.
Согласно ГОСТ 12.1.044-91 на установке предусмотрены следующие средства пожаротушения:
— первичные средства пожаротушения (огнетушители – пенные ОХП-10, корюшковые ОПУ-10,ОПС-10г, углекислотные ОУ-5,ОУ-8; кошмы, ящики с песком, лопаты и т.д.);
— стационарная система пенотушения открытой насосной;
— водяная оросительная система колонных аппаратов;
— лафетные стволы на лафетных вышках (4 вышки);
— пожарные краны в помещении компрессорной.
— для печей предусмотрена система паротушения, а вокруг печей предусмотрена паровая завеса, включающаяся автоматически по сигналу загазованности на наружной установке.
Для предотвращения несчастных случаев, заболеваний и отравлений, связанных с производством, весь обслуживающий персонал установки обеспечивается следующими средствами защиты:
— специальной одеждой – хлопчатобумажные костюмы, рукавицы комбинированные, защитные очки, ботинки кожаные, диэлектрические калоши и перчатки для машинистов;
— резиновый фартук, резиновые перчатки для работы с раствором МЭА;
— фильтрующими противогазами марки «БКФ», защищающими органы дыхания от кислых и органических паров и газов (ГОСТ 12.4.041–2001);
— шланговыми противогазами ПШ-1, ПШ-2 отвечающие требованиям ГОСТ 12.4.041-2001, комплектом масок и спасательным поясом с веревкой для работы при высоких концентрациях газа в воздухе (более 0,5 % об. или при концентрации кислорода менее 18 % об.) или при работе внутри емкостей, колонн, колодцев и при ямках;
— аварийным запасом фильтрующих противогазов;
— медицинской аптечкой с необходимым набором медикаментов для оказания пострадавшему первой медицинской помощи.
В качестве защитной одежды на установке согласно ГОСТ 12.4.016-75 и ГОСТ 12.4.017-76 предусматривается комплект специальной одежды: х/б костюм, кожаные ботинки, рукавицы, куртка и брюки ватные.
Для предотвращения возникновения зарядов статического электричества, защиты от вторичных проявлений молнии предусмотрены следующие мероприятия:
— каждая система аппаратов, трубопроводов, представляет собой на всем протяжении непрерывную электрическую цепь, которая в пределах установки заземляется не менее, чем в двух местах;
— для защиты зданий и сооружений от прямых ударов молний, соглас-но РД 34.21.122–87, а также ПУЭ аппараты с толщиной стенок более 4 мм присоединены к защитному заземлению не более 4 Ом;
— для защиты людей от поражения электрическим током на установке, в соответствии с ПУЭ, предусмотрено защитное заземление и зануление электрооборудования;
— при вводе жидкости в аппараты по возможности исключено разбрызгивание (ввод под слой жидкости);
— скорость движения продуктов в аппаратах и трубопроводах не превышает значений, предусмотренных проектом.
— при нормальной эксплуатации установки все оборудование и коммуникации находятся при избыточном давлении нефтепродуктов и их паров, что исключает возможность образования в аппаратах и трубопроводах взрывоопасных смесей. При остановке установки аппараты и трубопроводы заполняются техническим азотом.Список использованных источников
- Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. — Уфа: Гилем, 2002. — 669 с.
- Черножуков Н.И. Очистка и разделение нефтяного сырья, производство товарных нефтепродуктов. – М.: Химия, 1978. – 423с.
- Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти. — М.: Химия, 1976. – 311 с.
- Аспель Н.Б., Демкина Г.Г. Гидроочистка моторных топлив. – М.: Химия, 1977.- 158 с.
- Танатаров М.А., Ахметшина М.Н. и др. Технологические расчеты установок переработки нефти.- М.: Химия, 1987г. – 351 с.
- Багиров И.Т. Современные установки первичной переработки нефти.- М.: Химия, 1974. — 237 с.
- Ластовкин Г.А. Справочник нефтепереработчика. — М., 1986. — 649 с.
- Эрих В.Н. Химия и технология нефти и газа. — М.: Химия, 1977. — 424 с.
- Каминский Э.Ф. Глубокая переработка нефти. — Уфа, 2001. — 385 с.
