Четырехходовой теплообменник разделен на 4 секции (ход) и исходное сырье проходит последовательно через все ходы. При разбивке труб по ходом располагают приблизительно равное количество трубок.

Кожухотрубчатые теплообменные аппараты могут быть смонтированы в блоки по два и более. Сдвоенные секции включаются в схему установки последовательно, т.е. оба теплоносителя последовательно проходят через каждый теплообменник.

Теплообменники с плавающей головкой нашли широкое применение в нефтяной промышленности, так как имеют ряд преимуществ по сравнению с теплообменниками жесткого или линзового типа.

Подвижная решетка, позволяет трубному пучку расширяться при изменении температуры независимо от корпуса. Поэтому температурные напряжения в корпусе отсутствуют, в пучке они создаются лишь за счет разности температур в трубах.

Преимущества теплообменников с плавающей головкой: трубный пучок можно легко удалить из корпуса и заменить новым при износе, трубки с наружной стороны доступны для чистки механическим путем, возможность установки любого количества перегородок.

Эффективность кожухотрубчатых теплообменных аппаратов повышается с увеличением скорости движения теплообменивающихся потоков и степени их турбулентности. Для повышения скорости теплообменивающихся сред, лучшей обтекаемости поверхности теплообмена и создания большей турбулентности потоков в кожухотрубчатых теплообменных аппаратах применяют специальные перегородки. Перегородки в межтрубном пространстве изменяют направление движения теплоносителя так, что наружная поверхность труб омывается преимущественно в поперечном направлении, т.е. по принципу смешанного типа.

При выборе теплообменной аппаратуры учитывались такие важные факторы, как тепловая нагрузка аппарата, температурные условия процесса, физико-химические параметры рабочих сред, условия теплообмена, характер гидравлических сопротивлений, вид материала, взаимное направление движения рабочих сред.

1.6.3.2 Расчет теплообменника Т-102 (тяжелого газойля)

Тяжелый газойль, забираемый из нижнего аккумулятора колонны К-101 объемом 25-30м³/ч с температурой отбора 350^оС, пройдя предварительно охлаждение, возвращается в колонну К-101 с температурой 300^оС для промывки паров, поступающих в укрепляющую часть из зоны питания.

В целях регенерации тепла тяжелого газойля в дипломном проекте предусматриваем нагрев гудрона от температуры t_н2 = 162^оС, поступающего из теплообменника Т-101 (легкого газойля).

Тяжелый газойль направляем по трубному пространству, гудрон в межтрубное.

Дальнейший расчет ведем рекомендуемым традиционным порядком, по соответствующим формулам расчета теплообменных аппаратов, подобно расчету п.п.11.1. все данные расчетов сведем в таблицу 5.

Таблица 5.

№ п.п	Параметры Формула, единица измерения	Тяжелый газойль	Гудрон
1	Массовый поток G1 (кг/c)	4,64	26,46
2	Относительная плотность Р420	0,886	0,997
3	Поправочный коэффициент- 5а	0,0033	0,0026
4	Плотность Р1515 = Р420 + 5а	0,8893	0,9996
5	Вязкость V20 (мм/с)	13,1	100
6	Вязкость V80 (мм/с)	8,7	62
7	Коэффициент n =	0,296	0,345
8	Начальная температура tн ( оС )	350	162
9	Конечная температура tк ( оС )	300	173
10	разность температур бТ =tн - tк ( оС )	50	11
11	Средняя температура tср = ( оС )	325	168
12	Коэффициент теплопроводности Лср =(1-0,00054tср) ( Вт/м*с )	0,110	0,107
13	Средняя температурная поправка а	0,00066	0,000541
14	Плотность при средней температуре Р420 = Р420 - а (tср - 20) ( кг/м3 )	685	921
15	Вязкость при средней температуре lg = nlg ( м2/с )	5,74*10-6	48*10-6
16	Динамическая вязкость м = Vср*Р (кг/с)	3,9*10-3	44*10-3
17	Коэффициент ан при tн (кДж/кг)	798,86	317,96
18	Коэффициент ак при tк (кДж/кг)	659,29	342,61
19	Энтальпия Iн = *ан , (кДж/кг)	847,12	318,02
20	Энтальпия Iк = *ак , (кДж/кг)	699,12	342,68
21	Тепловой поток Q = G (Iн - Iк), (кВт)	686,72	652,38
22	Средняя удельная теплоемкость С = , (кДж/кг*К)	2,96	2,36
23	Площадь поперечного сечения потока, в межтрубном пространстве Sс.ж ,м2		4,9*10-2
24	Площадь поперечного сечения потока, в трубном пространстве SТ ,м2	1,2*10-2
25	Наружный диаметр трубки dн , (м)		0,025
26	Внутренний диаметр трубки dв , (м)	0,02
27	Расчетная скорость истечения потока W = , (м/с)	0,564	0,586
28	Критерий Рейнольдса Re =	2256	996
29	Критерий Прандля Pr =	105	970
30	Критерий Рейнольдса Re =	2256
31	Объемный расход V2 = , (м3/с)	0,0068
32	Объемный начальный расход V0 = , (м3/с)	0,0052
33	Коэффициент объемного расширения В = * К-1	0,00615
34	Число труб, обеспечивающих расход исходного сырья n! =	32
35	Число труб на один ход в теплообменнике	52,5
36	Уточненный критерий Рейнольдса Re = R!	2256
37	Разность температур ?tб = tн1-tк2 , (0С)	177	177
38	?tм = tк1-tн2 , ( 0С)	138	138
39	А = , ( 0С)	51	51
40	?tср. = , ( 0С)	156	156
41	Критерий Гросхофа Gr = *	22852
42	Критерий Нусельта Nu1 = 0,4*0,6*Re0,6*Pr0,36	60
43	Критерий Нусельта Nu2 = 0,74*Re0,2 (Gr*Pr)0,1*Pr0,2		52
44	Коэффициент теплоотдачи L = , (Вт/м2*к)	264	278
45	Тепловое загрязнение наружной поверхности , ( м2*к/Вт)		0,00086
46	Тепловое загрязнение внутренней поверхности , (м2*к/Вт)	0,0172
47	Тепловое сопротивление стальных труб , (м2*к/Вт)	0,000054	0,00054
48	Коэффициент теплопередачи К = Вт/м2 * к	39	39
49	Расчетная площадь поверхности теплообмена FP =	972	972

Один теплообменник типа имеет фактическую площадь поверхности теплообмена F_ф1 =537,8 м² .

Определим потребное количество теплообменников n = = = 1,81, принимаем n = 2 т.е., берем одну спаренную секцию, запас площади поверхности теплообмена будет: = = 10,7%, т.е. секция из двух теплообменников обеспечивает эффективность нагрева заданного объема исходного сырья.

1.6.4 Проектный расчет узла получения водяного пара

Согласно технического проекта установки висбрекинга гудрона Саратовского НПЗ подготовка водяного пара производится в теплообменниках Т-201, Т-203, Т-208, Т-206. Курсовой проект не предусматривает изменение схемы теплообменников Т-201 и Т-203 по предварительной подготовке химочищенной диаэрированной воды. Поэтому технологический расчет этих теплообменников не производим.

В теплообменниках Т-205 и Т-206 понижаем температуру легкого газойля с 200^оС до 165^оС, а в теплообменниках Т-208 понижаем температуру остатка висбрекинга с 150^оС до 100^оС.

В результате регенерации тепла целевых продуктов в узле теплообмена согласно ранее проведенных расчетов задействовано 14 (7 секций) теплообменников.

В целях исключения простоя и повышения эффективности использования оборудования в дипломном проекте предлагается использовать оставшуюся секцию теплообменников Т-100 на подготовке водяного пара остатком висбрекинга с температурным напором 150-250^оС. Предлагаемой схемой подготовки водяного пара преследуется три цели:

1. За счет регенерации тепла охлаждаем легкий газойль с температурой 200^оС до температуры 165^оС, необходимой для промежуточного циркуляционного орошения (ПЦО) ректификационной колонны К-101.

2. Охлаждаем остаток висбрекинга до температуры не более 100^оС, необходимой для подачи в товарный парк.

3. Получаем водяной пар с более высокой температурой.

1.6.8 Предлагаемая схема тепловых потоков

С целью сокращения работ при реконструкции узла теплообмена и уменьшения длины трубопроводов при новой обвязке теплообменников на основании выше приведенных расчетов, предлагается следующее распределение потоков целевых продуктов.

I поток - легкий газойль насосом Н-105/1,2 из верхнего аккумулятора колонны К 101 подается в трубное пространство теплообменника Т-101, с температурой t = 250^оС. После нагрева исходного сырья выходит из теплообменника с температурой t = 200^оС, далее проходит ребойлер Т-110 и поступает в трубное пространство теплообменника Т-205/1,2 и Т-206, где охлаждается до температуры 165^оС, за счет нагрева ХОВ и подается в колонну К-101 в качестве ПЦО.

II поток - тяжелого газойля насосом Н-108/1,2 из нижнего аккумулятора колонны К-101 подается в трубное пространство теплообменника Т-102 с температурой t =350^оС. После нагрева исходного сырья выходит из теплообменника с температурой t = 300^оС и подается в колонну К-101 для промывки паров продуктов поступающих в колонну из печи П-104.

III поток - остаток висбрекинга насосом Н-102/1,2 отбирается с низа колонны К-101 с температурой t = 390^оС и подается трубное пространство последовательно соединенных теплообменников Т-107, Т- 106, Т-105, Т-104 и Т-103, где охлаждается до температуры 250^оС, нагревая исходное сырье - гудрон. Затем подается в такой же теплообменник Т-100, где охлаждается до температуры 150^оС, далее в Т-208/1,2, где охлаждается до температуры 100^оС, нагревая химочищенную воду с целью получения водяного пара. Далее поток остатка висбрекинга направляется согласно технологической схемы.

IV поток - гудрон после теплообменников вакуумной перегонки мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6 с температурой 102^оС подается в узел подогрева сырья, где последовательно проходит межтрубное пространство теплообменников Т-101, Т-102, Т-103, Т-104, Т-105, Т-106 и Т-107, где нагревается до температуры 315^оС и поступает в буферную емкость Е-119.

V поток - химочищенная деаэрированная вода из теплообменника Т-203 с температурой 60^оС поступает в теплообменник Т-208/1,2 , где нагревается остатком висбрекинга до температуры 100^оС. Затем поступает в теплообменник Т-206, где нагревается легким газойлем до температуры 125^оС, с которой поступает в теплообменник Т-100, где нагревается до температуры 210^оС, превращаясь в водяной пар.

Такое распределение тепловых потоков позволит:

максимально и эффективно загрузить все имеющееся оборудования.

Стабильно держать температуру продуктов согласно технологическому регламенту.

Получить дополнительное количество водяного пара.

На установке висбрекинга гудрона Саратовского НПЗ производится 6,8 кг/с водяного пара с температурой 210^оС.

Разработка дипломного проекта согласно расчетам позволит получить 15кг/с или m = 8,2 * 3600 * 24 * 350 *10³ = 247968 тонн/год водяного пара с температурой 210^оС дополнительно.

При t = 210^оС энтальпия воды I = 897,9 кДж/кг = 897,9*10³ кДж/кг, тогда полученная теплота составит 247,968*10⁶*897,9*10³ = 222650*10⁹Дж/год или 53180Гкал/год. (1Дж = 0,238846кал)- (11, стр. 57)

2. РАЗДЕЛ «КИПиА»

Непрерывный контроль за ходом ведения технологического процесса осуществляет система сигнализаций и блокировок. Она обеспечивает:

- подачу предупредительного светового и звукового сигнала при выходе контролируемого ей технологического параметра за границу допустимых (минимальных и максимальных) значений;

- аварийную остановку защищаемого оборудования при достижении предельно минимальных и предельно максимальных значений контролируемого системой параметра.

Система сигнализаций и блокировок смонтирована независимо от системы регулирования технологических параметров.

Световая сигнализация отображается на мнемосхеме при достижении минимального или максимального значения технологического параметра срабатывает звуковая сигнализация, и на мнемосхеме мигает соответствующий световой сигнал. При этом оператор обязан:

- определить параметр, вышедший за допустимые пределы;

- отключить нажатием кнопки звуковой сигнал, световой сигнал при этом продолжает гореть постоянным светом;

- определить причину выхода параметра за допустимые пределы и устранить ее;

- восстановить рабочее значение параметра, убедиться в том, что световой сигнал погас.

При достижении предельно максимальных или предельно минимальных значений технологических параметров система ПАЗ (противоаварийной защиты оборудования) обеспечивает отключение соответствующих технологических потоков. Для отключения потоков на секций предусмотрены электрозадвижки (э/з) и запорные клапаны (ЗК).

Состояние запорных клапанов и электрозадвижек («открыто» и «закрыто») отображается на мнемосхеме.

5.2.1. Перечень технологических сигнализаций и управлений

в информационно-управляющей подсистеме (ИУП)

Электроснабжение секции висбрекинга

Электроэнергия:

1. Ввод на секцию висбрекинга:

напряжение - 6000 в 50гц

- 380 в 50 гц

2. Ввод в операторную - 220 в 50 гц

Электроснабжение узла регенерации МЭА

Электроэнергия:

1. Ввод на секцию висбрекинга:

напряжение - 6000 в 50гц

- 380 в 50 гц

2. Ввод в операторную - 220 в 50 гц

КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГУЛИРУЮЩИХ КЛАПАНОВ.

Таблица 8.

№ п/п	№ позиции клапана на схеме	Место установки клапана	Назначение клапана	Тип клапана	Обоснование выбора клапана
1	2	3	4	5	6
Секция висбрекинга
1	TV172	Трубопровод легкого газойля из К -101 в К -102	Регулирование температуры на 21 тарелке К - 101	НО	Исключается ухудшение качества легкого газойля
2	TV1002	Трубопровод циркуляционного орошения в Т -205	Регулирование температуры паров из Т-103	НО	Исключается снижение температуры в кубе К -103
3	TV1146	Байпас Т - 206	Регулирование температуры циркуляционного орошения	НО	Исключается снижение температуры циркуляционного орошения
4	РV252 - 1	Трубопровод топливного газа в Е - 119	Регулирование давления в Е - 119	НО	Исключается понижение давления в Е - 119
5	РV274	Трубопровод квенчинга от Т - 100 в линию продуктов висбрекинга на выходе из П -104	Регулирование давления квенчинга	НО	Стабилизация подачи квенчинга
6	РV275	Трубопровод топливного газа к пилотным горелкам	Регулирование давления топливного газа к пилотным горелкам	НЗ	Исключается нарушение режима горения пилотных горелок
7	РV291	Трубопровод углеводородного газа из Е - 101	Регулирование давления в Е - 101	НО	Стабилизация давления в К -101
8	РV2000	Трубопровод углеводородного газа из Е - 103	Регулирование давления в Е - 103	НО	Исключается нарушение режима в Е - 103
9	РV2008	Трубопровод углеводородного газа из К -104 в топливную сеть	Регулирование давления в К -104	НО	Исключается нарушение режима в К - 104
10	РV2133	Паропровод из Е - 204	Регулирование давления водяного пара	НО	Исключается нарушение режима
11	РV2135	Паропровод в Е - 202 из сети	Регулирование давления водяного пара в трубопроводе в Е -202	НО	Исключается нарушение режима
12	FV318	Трубопровод гудрона в Т -100	Регулирование расхода гудрона в Т - 100	НЗ	Исключается нарушение режима
13	FV319	Торубопровод нагнетания насоса Н - 101/ 1,2	Регулирование расхода сырья - гудрона от Н - 101/1,2 в общую линию прямого питания	НО	Стабилизация загрузки секции
14	FV320	Трубопровод гудрона в П - 104 (правый поток)	Регулирование расхода сырья - гудрона в П - 104 (правый поток)	НО	Исключение нарушения работы правого змеевика печи П -104
15	FV321	Трубопровод гудрона в П - 104 (левый поток)	Регулирование расхода сырья - гудрона в П - 104 (левый поток)	НО	Исключение нарушения работы левого змеевика печи П -104
16	FV322	Трубопровод квенчинга в поток продуктов висбрекинга из П - 104	Регулирование общего расхода квенчинга	НО	Исключение закоксовывания трубопровода от П - 104 до К - 101
17	FV323	Трубопровод квенчинга в левый поток продуктов висбрекинга из П - 104	Регулирование расхода квенчинга в левый поток продуктов висбрекинга из П - 104	НО	Равномерное распределение квенчинга в левый и правый потоки продуктов висбрекинга и П - 104
18	FV324	Трубопровод квенчинга в правый поток продуктов висбрекинга из П - 104	Регулирование расхода квенчинга в правый поток продуктов висбрекинга из П - 104	НО	Равномерное распределение квенчинга в левый и правый потоки продуктов висбрекинга и П - 104
19	FV330	Трубопровод циркуляционного орошения в К - 101	Регулирование расхода циркуляционного орошения в К - 101	НО	Стабилизация режима колонны К - 101
20	FV331	Трубопровод тяжелого газойля на промывку в К - 101	Регулирование расхода тяжелого газойля на промывку	НО	Стабилизация режима колонны К - 101
21	FV332	Трубопровод квенчинга в К - 101	Регулирование расхода квенчинга в К 101	НО	Избежание закоксовывания нижней части колонны К - 101
22	FV333	Трубопровод водяного пара в К - 101	Регулирование расхода водяного пара в К - 101	НЗ	Стабилизация режима колонны К - 101
23	FV334	Трубопровод водяного пара в К - 102	Регулирование расхода водяного пара в К - 102	НЗ	Стабилизация режима колонны К - 102
24	FV335	Трубопровод острого орошения в К - 101	Регулирование расхода острого орошения в К - 101	НО	Исключение нарушения режима К - 101
25	FV337	Трубопровод нестабильного бензина в К - 103	Регулирование расхода нестабильного бензина в К - 103	НЗ	Стабилизация работы К - 103
26	FV339	Трубопровод острого орошения в К - 103	Регулирование расхода острого орошения в К - 103	НО	Исключение нарушения режима К - 103
27	FV359	Трубопровод тяжелого газойля от Н - 108/ 1,2 в сырье - гудрон	Регулирование расхода тяжелого газойля от Н - 108/ 1,2 в сырье - гудрон	НЗ	Исключение нарушения режима работы печи П - 104
28	FV364	Трубопровод водяного пара из П - 104	Регулирование расхода водяного пара после П - 104	НО	Исключение нарушения режима
29	FV371	Трубопровод ВЦК - 1 перед Т - 205/ 1	Регулирование расхода ВЦК - 1 перед Т - 205/1	НО	Исключение нарушения режима
30	FV372	Трубопровод ВЦК - 1 перед Т - 205/ 2	Регулирование расхода ВЦК - 2 перед Т - 205/2	НО	Исключение нарушения режима
31	LV406	Трубопровод гудрона в Р - 101	Регулирование уровня гудрона в Р - 101	НЗ	Исключение переполнения резервуара Р - 101
32	LV409	Трубопровод из Е 109 в Е - 110	Регулирование уровня углеводородного конденсата в Е -109	НЗ	Исключение нарушения режима
33	LV417	Трубопровод остатка висбрекинга в Х 105	Регулирование уровня в кубе К - 101	НО	Исключение нарушения режима
34	LV418	Трубопровод легкого газойля висбрекинга в Т -109	Регулирование уровня в К - 102	НО	Исключение нарушения режима
35	LV422	Трубопровод воды в Е - 102 из Е - 101	Регулирование уровня раздела фаз в отстойнике Е - 101	НЗ	Исключение переполнения отстойника Е - 101
36	LV424	Трубопровод воды от Н- 106/ 1,2на очистку	Регулирование уровня в Е - 102	НЗ	Исключение переполнения емкости Е - 102
37	LV427	Трубопровод стабильного бензина с секции	Регулирование уровня в кипятильнике стабилизатора Т - 110	НО	Исключение нарушения работы кипятильника
38	LV428	Трубопровод сжиженного газа в Е - 101	Регулирование уровня в Е - 103	НЗ	Исключение переполнения Е - 103
39	LV429	Трубопровод технологического конденсата в Е - 102	Регулирование уровня раздела фаз в отстойнике Е - 103	НЗ	Исключение проскока углеводородов в технологический конденсат

3. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

3..1 Общие положения

К работе на установке могут быть допущены лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие медицинское освидетельствование и все виды инструктажей по технике безопасности, обученные безопасным приёмам и методам работы непосредственно на рабочем месте и имеющие допуск к самостоятельной работе.

Пребывание лиц, не имеющих непосредственного отношения к обслуживанию производств, запрещается.

Согласно закону Российской Федерации об « Охране труда» ст.13 все работающие на производстве проходят периодические (1 раз в год) медицинские осмотры с целью контроля за состоянием здоровья. При уклонении работника от прохождения медицинских осмотров к дальнейшему выполнению трудовых обязанностей он не допускается.

Труд женщин на производстве допускается с ограничением в выполнении некоторых работ.

Женщинам запрещено:

Работа внутри аппарата;

Проведение газоопасных работ 1 группы;

Перенос тяжестей более 15 кг;

Непосредственное тушение пожаров.

3.2 Безопасная эксплуатация производства

3.2.1 Характеристика пожаро-, взрывопожароопасных и токсических свойств сырья, полуфабрикатов, готовой продукции и отходов производства

Характеристика пожаро-, взрывопожароопасных и токсических свойств сырья, полуфабрикатов, готовой продукции и отходов производства приведена в таблице 9.

Приложение. НТД:

1.”Вредные вещества в промышленности” под редакцией Н.В. Лазарева, изд. ”Химия”, Ленинград, 1976-1977гг., т,1,2,3

2.”Пожарная опасность веществ и материалов” под редакцией И.В. Рябова, издательство литературы по строительству, Москва, 1970г., ч.2.

3.”Пожаровзрывоопасность веществ и материалов и средства их тушения” под редакцией А.Н. Баратова и А.Я. Корольченко, изд. “Химия”, Москва, 1990г., т.1,2.

4. “Краткий справочник по химии “ под редакцией О.Д. Куриленко, изд. “Наукова думка“, Киев, 1974г.

5. “Вредные химические вещества“ под редакцией В.А. Филова, изд. “Химия”, Ленинград, 1990г.

6. “Справочник химика” под редакцией Б.П. Никольского, изд. “Химия”, Ленинград, 1971г., т.2

7. ГОСТ 12.1.005-88 “Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны”.

8. ТУ 38.101786-79. Ингибитор коррозии ИКБ-2-2.

3.2.2 Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика зданий и помещений

Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика зданий и помещений приведена в таблице 10.

Таблица10.

№ п/п	Наименование производственных помещений, зданий, наружных установок	Категория взрывопо-жарной и пожарной опасности помещений и зданий НПБ105-95 с изм.№1, НПБ107-97	Классификация взрывопожарных зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования по ПУЭ	Группа производствен-ных процесссов по санитарной характеристике (СНиП 2.09.04.-87)	Средства пожаротушения
			Класс взрывоопас-ной зоны	Кате-гория и группа взрывоопас-ных смесей	Наименование веществ, определяющих категорию и группу взрывоопасных смесей
1.	Печь П-104	Гн	-	-	Гудрон, топливный газ, жидкое топливо	2г, 1б	Лафетные стволы, пенные огнетушители ОПУ-10, углекислые огнетушители ОУ-6.
2.	Узел висбрекинга	Ан	В1-г	II ВТ3	Гудрон, остаток висбрекинга, легкий газойль, стабильный бензин, технологический конденсат, газ висбрекинга, топливный газ	1б, 2г	Лафетные стволы, пенные огнетушители ОПУ-10, углекислые огнетушители ОУ-6.
4.	Узел регенерации раствора МЭА	Ан	В1-г	II ВТ3	Раствор МЭА	1б, 2г	- « -
5.	Узел утилизации тепла	Ан	В1-г	II ВТ3	Дымовые газы, легкий газойль висбрекинга	1б, 2г	- « -
5.	Блок приема сырья	Вн	П III				- « -

3.3 Основные опасности производства

Основными моментами, определяющими опасность на установке, являются:

1.Токсичность и взрывоопасность продуктов, получаемых на установке (газ, бензин с температурой вспышки ниже 28 ^оС). Наличие нефтепродуктов с температурой выше температуры воспламенения, применение продуктов, относящихся к 2 классу опасности, наличие вышеуказанных продуктов в аппаратах в большом количестве.

2.Применение в технологическом процессе нагревательных печей, где продукт нагревается до высоких температур и находится под большим давлением.

3.Выполнение производственных операций по включению в работу и отключению аппаратов, насосов с продуктами, нагретыми до высоких температур и под большим давлением.

4.Наличие насосов, перекачивающих токсичные и взрывоопасные продукты.

5.Возможность образования статического электричества при движении газов и жидкостей по трубопроводам и в аппаратах.

6.Не соблюдение и нарушение работающими правил и инструкций по охране труда, эксплуатации оборудования, перечисленных в утвержденных перечнях.

Для обеспечения безопасного ведения технологического процесса обслуживающим персоналом необходимо соблюдать следующее:

1.Перед пуском в работу проверить герметичность оборудования, предохранительной арматуры, фланцевых соединений. При обнаружении не герметичности немедленно принять меры к ее устранению.

2.Все аппараты и оборудование должны эксплуатироваться в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя, а подведомственные Госгортехнадзору - в соответствии с правилами Госгортехнадзора РФ.

3.Не разрешается устранение пропусков в резьбовых, фланцевых соединениях на работающих насосах, действующих трубопроводах, колоннах без их отключения и освобождения от продуктов и газов.

4.Неправильная эксплуатация аппаратуры и оборудования (резкое снижение и повышение давления, температуры, производительности установки) может привести к расстройству фланцевых соединений и загоранию, подрыву предохранительных клапанов.

5.Не допускать попадания воды в аппараты, содержащие жидкие нефтепродукты с температурой выше 100 ^оС, это приведет к резкому повышению давления в аппаратах или вспениванию и перебросу нефтепродуктов.

6.Некачественная установка прокладок ведет к пропуску нефтепродуктов и загоранию. Необходимо тщательно зачищать зеркало фланцев, не допускать закусывания и перекоса при постановке прокладки.

7.Включение аппаратов в работу без их предварительной продувки инертным газом (пропарки водяным паром) может привести к образованию внутри аппаратов взрывоопасных концентраций. Поэтому, перед включением аппаратов необходимо их продуть инертным газом (пропарить).

8.Строго соблюдать нормы технологического режима, инструкции по охране труда и технике безопасности, правила противопожарной безопасности.

Основная опасность примененного на установке оборудования и трубопроводов - возможность разгерметизации и, тем самым, создание на установке взрывопожароопасных смесей.

Для предупреждения аварийной разгерметизации технологических систем (оборудования, аппаратов, трубопроводов) необходимо соблюдать следующее:

1. Перед пуском проверить соответствие установленного оборудования паспорту завода-изготовителя, требованиям проектной, технологической действующей нормативно-технической документации.

2. При эксплуатации следить за установленным сроком службы (ресурс) оборудования с учетом конкретных условий его эксплуатации. Для трубопроводов следить за сроком эксплуатации, установленным проектом.

3. Перед пуском необходимо проверить герметичность оборудования, предохранительной арматуры, фланцевых соединений.

4. Все аппараты и оборудование должны эксплуатироваться в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя, а подведомcтвенные Госгортехнадзору - в соответствии с правилами Госгортехнадзора России.

5. Не разрешается устранение пропусков в резьбовых соединениях на работающих насосах, действующих трубопроводах, колоннах, емкостях без отключения и освобождения от жидких продуктов и газов.

6. Необходимо постоянно следить за исправностью торцовых уплотнений насосов.

7. Не разрешается работа насосного оборудования при отключенной системе сигнализации и блокировок.

8. В процессе эксплуатации запрещается в качестве стационарных трубопроводов для транспортировки газов, ЛВЖ и ГЖ использовать гибкие шланги.

3.4 Отходы, образующиеся при производстве продукции, сточные воды, выбросы в атмосферу, методы их утилизации, переработки

ТВЕРДЫЕ И ЖИДКИЕ ОТХОДЫ

Твердые и жидкие отходы приведены в таблице 13.

СТОЧНЫЕ ВОДЫ

Сточные воды прив едены в таблице 14.

ВЫБРОСЫ В АТМОСФЕРУ

Выбросы в атмосферу приведены в таблице 15.

Твердые и жидкие отходы

Таблица 13

№ п/п	Наименование отхода	Место складирования, транспорт	Периодичность образования	Условие (метод) и место захоронения, обезвреживания, утилизации	Количество, тонн в год	Примечание
1.	Отработанные смазочные масла	Бочки стальные емкостью до 275 л	1 раз в год	Вывозится на объекты централизованного сбора завода отработанных масел	0,9

Твердые отходы на установке не образуются.

Сточные воды

Таблица 14.

№ п/п	Наименование стока	Количество образования сточных вод, м3/год	Условия (метод) ликвидации, обезвреживания утилизации	Периодичность выбросов	Место сброса	Контролируемые показатели	Норма, мг/л	Приме-чание
1.	Хоз-бытовые стоки, всего: а) узел висбрекинга; б) узел регенерации раствора МЭА	1,810 1,510 0,300	Очистка на очистных сооружениях завода	Постоянно	В промливневую канализацию
2.	Ливневые стоки, всего: а) узел висбрекинга; б) узел регенерации раствора МЭА	1,154 1,000 0,154	Очистка на очистных сооружениях завода	Постоянно	В промлив-невую канализацию	Взвешенные вещества Содержание нефтепродуктов	250,0 150,0
3.	Технологические сточные воды: в том числе: а) стоки от промывки аппаратов, от пропарки и продувки насосов, теплообменников при их остановке к индивидуальному ремонту во время работы секции; б) продувочная вода с отделителя воды Е-204 узла утилизации тепла продуктов висбрекинга; в) стоки от промывки аппаратов и теплообменников узла регенерации насыщенного раствора МЭА; г) промстоки узла сбора конденсата	10,880 1,700 5,460 0,220 3,500	Очистка на очистных сооружениях завода	Постоянно	В промлив-невую канализацию В стоки ЭЛОУ В промлив-невую канализацию В промлив-невую канализацию	Взвешенные вещества Содержание нефтепродуктов Сухой остаток Взвешенные вещества МЭА Взвешенные вещества Нефтепродукты	100,0 300,0 2000,0 100,0 3,0 50,0 25,0

Выбросы в атмосферу

Таблица 15.

№ п/п	Наименование выброса	Количество образования выбросов по видам, т/год	Условие (метод) ликвидации, обезврежива-ния, утилизации	Периодич-ность выбросов	Установленная норма содержания загрязнений в выбросах, г/сек	Примеча-ние
1.	Дымовые газы в дымовой трубы печей П-1/1, П-1/2, П-1/3, П-104 (Источник выброса №48)	Диоксид азота - 132,363 Диоксид серы - 190,558 Оксид углерода - 61,014 Метан - 8,398 Зола на ванадий - 0,002	Рассеивание	Постоянно во время работы установки	Диоксид азота - 4,296 Диоксид серы - 12,774 Оксид углерода - 1,983 Метан - 0,271 Зола на ванадий - 0,011	Выброс указан от дымовой трубы с учетом всех печей (по которой ведется инструмен-тальный контроль)
1.1.	В том числе выбросы от печи П-104	Диоксид азота - 26,957 Диоксид серы - 2,320 Оксид углерода - 13,078 Метан - 1,334 Зола на ванадий - 0,002	Рассеивание	Постоянно во время работы установки	Диоксид азота - 0,954 Диоксид серы - 6,805 Оксид углерода - 0,463 Метан - 0,047 Зола на ванадий - 0,011
2.	Неорганизованный выброс от оборудования узла висбрекинга (Источник выброса № 514)	Сероводород - 0,015 Углеводороды пред. С1-С5 - 11,613 Углеводороды пред. С5-С10 - 3,392	нет	Постоянно во время работы установки	Сероводород - 0,00055 Углеводороды пред. С1-С5 - 0,4142 Углеводороды пред. С5-С10 - 0,1208
3.	Неорганизованный выброс от оборудования узла утилизации тепла (Источник выброса № 515)	Углеводороды пред. С1-С5 - 0,001	нет	Постоянно во время работы установки	Углеводороды пред. С1-С5 - 0,00004
4.	Неорганизованный выброс от оборудования узла регенерации МЭА (Источник выброса № 516)	Сероводород - 0,106	нет	Постоянно во время работы установки	Сероводород - 0,0038

Заключение

В процессе эксплуатации на Саратовском НПЗ установки висбрекинга гудрона требовались не предусмотренные технологическим регламентом дополнительные энергетические затраты на печи П-104, чтобы выдерживать температуру подачи исходного сырья в ректификационную колонну К-101 и для охлаждения Ц.О. до температуры 165^оС.

Тепловые расчеты курсового проекта предлагаемого изменения перераспределения в блоке теплообмена тепловых потоков горячих и холодных фракций в имеющемся оборудовании, без замены действующего, показывают возможность получения температур, обусловленных технологическим регламентом.

Технологические расчеты указывают на возможность получения дополнительно 53180Гкал/год тепла водяного пара, необходимого для применения в технологических процессах завода.

Экономические расчеты показывают, что внедрение реконструкции блока теплообмена не требует больших капитальных затрат, т.е. все работы можно провести собственными силами департамента капстроительства и ремонтов за счет средств, предусмотренных на инвестиционную деятельность завода..

В результате это даст более 13827 тысяч рублей прибыли, прирост потока денежной наличности (ПНД) 9189 тысяч рублей. Окупаемость средств на реализацию предложений курсового проекта составит менее одного месяца, и поэтому можно считать, что проект не имеет финансового риска.

Список используемой литературы

1. Скобло А.И., Трегубова И.А. , Молоканов Ю.К. «Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности». М.:Химия, 1982. - 584 с.

2.«Справочник нефтепереработчика». Под редакцией Ластовкина Г.А., Радченко Е.Д., Рудина М.Г. - Л. Химия, 1986.- 648 с.

3.Ахметоа С.А. «Физико- химическая технологияглубокой переработки нефти и газа». Учебное пособие ч.1- Уфа, УНГТУ, 1997-279 с.

4.Ахметоа С.А. «Физико- химическая технологияглубокой переработки нефти и газа». Учебное пособие ч.2- Уфа, УНГТУ, 1997-304 с.

5. Корзун Н.В., Магарил Р.З. «Химия нефти».Учебное пособие -Тюмень: ТГНГУ, 2004. - 93 с.

6. Трушкова Л.В. «Расчеты по химии и технологии нефти и газа». Учебное пособие- Тюмень: ТГНГУ, 2001.- 76 с.

7. Кузнецов А.А., Качерманов С.М. Судаков Е.Н. «Расчеты процессов и ппаратов нефтеперерабатывающей промышленности» Изд. 2-е. - Л.: Химия, 1974. - 344 с.

8.Романков П.Г., Курочкина М.И., Мозжерин Ю.Я., Смирнов Н.Н. «Процессы и аппараты химической промышленности». - Л.: Химия, 1989. - 560 с.

9. Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. «Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии».Учебное пособие. - 9-е изд. - Л.:Химия. 1981. - 5560 с.

10. Окунев Е.Б. Технологический регламент на производство продукции секции висбрекинга гудрона ОАО «Саратовский НПЗ» (Часть1,2).

11.Эмирджанов Р.Т. «Основы технологических расчетов в нефтепереработке». - М.: Химия, 1965. - 544 с.

12. Рудин М.Г., Смирнов Г.Ф. «Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов». - Л.: Химия., 1984. - 256 с.

13. Сарданашвили А.Г., Львава А.И. «Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа». - М.: Химия, 1973. - 272 с.