Реконструкция установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-6

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Начиная с 1993 г. Рост мощностей первичной переработки нефти (ППН) был незначительным. Все НПЗ в мире вынуждены были решать проблемы, связанные с ужесточением норм по охране окружающей среды: отказ от ТЭС в бензине, контроль над составом отходящих газов, производство модифицированного бензина, а также использование дизельного и котельного топлив более высокого качества. В течение 90-х годов американские нефтеперерабатывающие компании, чтобы остаться в бизнесе, израсходовали более 30 млрд. долл. только на выполнение регулирующих их деятельность требований правительства, главным образом, в области экологии [1].

Прогнозируется, что в период 1993-2010 гг. капиталовложения в мировую нефтепереработку, в основном, на решение экологических проблем и на строительство дополнительных мощностей для удовлетворения спроса на нефтепродукты, должны составить 125 млрд. долл. в год. Для удовлетворения растущих мировых потребностей на нефтепродукты необходимо ежегодно вводить в эксплуатацию один или два новых НПЗ. Однако, новых строительств, которые, как известно, требуют значительных капиталовложений и зачастую не окупаются, в США, Канаде и Западной Европе не ожидается. Кроме того, по исследованиям, проведенным в США в 1995 г., около 30% мощностей США по ППН могут быть ликвидированы в течение ближайших 10-и лет из-за введения новых законодательных актов по охране окружающей среды [1].

Обзор мировой нефтепереработки по состоянию на 1 января 2001 г. показал, что увеличение и уменьшение мировых мощностей по ППН компенсировали друг друга; снижение мощностей в основном имело место в странах СНГ (~ 64,5 млн. т.), доля остальных регионов в увеличении мощностей составила 54,6 млн.т. [1].

По данным Oil & Gas Journal на 01.01.2001 г. мировые мощности по нефтепереработке составили 4030.9 млн.т./год.

Наибольший рост мощностей ~4 млн.т./год, имел место на Ближнем и Среднем Востоке, главным образом в Объединенных Арабских Эмиратах (ОАЭ), за этим регионом следует Северная Америка (~ 3.2 млн.т./год) и Западная Европа (~1.6 млн.т./год).

В Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР) рост мощностей нефтепереработки составил лишь 894 тыс.т./год, что намного меньше по сравнению с 2000 г. (~24.8 млн.т./год).

В 2001 г. было введено в эксплуатацию:

- Sharjah Oil Rеfining Co. Ltd. НПЗ мощностью 3,5 млн.т./год в Шаряхе, Саудовская Аравия.

- Formoza Petrochemical Co. ввела в 2002 г. в Майляо, Тайвань новые мощности 22,3 млн.т./год.

- Sinopec в Шанхае, что увеличило более чем вдвое (до 17 млн.т./год) мощности компании.

В наибольшей степени закрытие установок по ППН наблюдалось в Южной и Северной Америке.

- Крупнейшим из закрытых в 2001 г. объектов был НПЗ Premcor мощностью 3,8 млн.т./год, расположенный в Блу-Айленде, шт. Иллинойс. Причина заключается в том, что этот НПЗ не соответствовал новым требованиям Управления по охране окружающей среды (УООС) по содержанию серы в топливных фракциях.

- Sunoco закрыла свой НПЗ в Ябукоа в соответствии с планом реструктуризации масляного производства.

- В ноябре 2001 г. ВР объявила о закрытии старейшей и самой малопроизводительной из трех установки по первичной перегонке нефти на НПЗ в Грейнджмуте, Шотландия, Великобритания.

Касаясь российских НПЗ, можно справедливо заметить, что состояние нефтеперерабатывающей промышленности (в частности ППН) в нашей стране относительно стабильно и имеются тенденции к развитию, хотя и небольшие. Исходя из всего вышеизложенного, становится понятным, что реконструкция действующей установки ЭЛОУ-АТ-6 ООО «ПО КИНЕФ», которая и является целью данного дипломного проекта, действительно актуальна. Часть технологического оборудования уже морально и физически устарело, следовательно, требует замены на более современное, более производительное и подходящее к современным требованиям экологии.

Данная установка предназначена для первичной переработки нефти, введена в действие в декабре 1968 года. Проект установки разработан институтом ВНИПИ Нефть. Генеральный проектировщик - институт Ленгипронефтехим. Она запроектирована для переработки сырой не обессоленной и не обезвожинной ромашкинской или арланской нефти. Производительность установки по проекту составляет 6 млн.т/год.

Загрузка установки зависит от потребности завода в вырабатываемой ею продукции и составляет от 60 до 130% проектной производительности.

Первичная и вторичная разгонка нефти, а также стабилизация бензина происходят в ректификационных колоннах. Очевидно, что их функционирование невозможно без соответствующей теплообменной аппаратуры. Основными пунктами реконструкции является замена печи, предназначенной для поддержания температуры низа колонн блока вторичной перегонки и стабилизации бензина (ВПСБ). Это должно привести к более экономичному расходу топлива, уменьшению затрат на экологию, повышению стабильности ведения технологического процесса, что в свою очередь должно отразиться на качестве вырабатываемой продукции. Так же реконструкцией предусматривается замена концевых водяных холодильников блока ВПСБ на аппараты воздушного охлаждения и установка на них вариаторов частоты вращения, что должно привести к снижению затрат на оборотную воду и к существенной экономии электроэнергии в зимнее время года.

Подробнее о принятых решениях по реконструкции установки будет написано в технологическом разделе данной записки.

1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

1.1 Общие сведения о первичной переработки нефти

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различающихся по температуре кипения. Для производства нефтепродуктов нефть разделяют на фракции и группы углеводородов, а так же изменяют ее химический состав.

Существуют первичные и вторичные методы переработки нефти. Первичными являются процессы разделения нефти на фракции путем перегонки, вторичные - процессы деструктивной (химической) перегонки нефти и очистки нефтепродуктов. Различают перегонку с однократными, многократными степенями испарения. Перегонка с однократным испарением характеризуется тем, что при нагревании смеси ее пара остаются в соприкосновении с жидкостью. При достижении определенной конечной температуры жидкую и паровую фазу разделяют в один прием - однократно. Примером однократного испарения является нагревание и испарение сырья в трубчатой печи. Исходный нефтепродукт нагревают, он часто испаряется в змеевике печи, а затем направляется в испаритель (колонну), где происходит однократное отделение образовавшихся паров от жидкости. После однократного испарения в системе остается все то, что до испарения исходная смесь находилась в жидком состоянии, после же испарения часть компонентов смеси перешла в пар. Четкость погоноразделения при перегонке с однократным испарением неудовлетворительна.

При перегонке с многократным испарением жидкая и паровая фазы разделяются в несколько приемов. Многократное испарение состоит из несколько повторяющихся несколько раз процессов однократного испарения. Образовавшиеся при испарение пары отделяют в несколько ступеней.

На второй ступени испаряется жидкая фаза, оставшиеся при отделении паров, образовавшихся на первой ступени, а на третьей ступени испаряется жидкая фаза оставшиеся после второй и т.д. Перегонку нефти на промышленных установках осуществляют при 360 - 380 С. При более высоких температурах начинается процесс разложения углеводородов - крекинг. В данном случае крекинг нерационален, так как образующиеся при разложении непредельные углеводороды резко снижают качество нефтепродуктов. Степень разложения увеличивается с повышением температуры. Чтобы этого избежать перегонку ведут при пониженном давлении - в вакууме, что позволяет из мазута извлекать дистиляты с температурой кипения да 500 С в пересчете на атмосферное давление.

1.2 Технико-экономическое обоснование

Несмотря на то, что установки ППН являются более простыми, чем, например, установки гидрокрекинга или ККф, они очень важны, так как перерабатывают всю поступающую на НПЗ нефть. Работа атмосферной (АТ) и вакуумной колонн (ВК) блока ППН влияет на все последующие процессы НПЗ. Кроме того, эффективная ВК имеет большое значение для решения экологических проблем, поскольку в ВК облагораживаются остатки , а их дистилляция намного сложнее других процессов. Анализ публикаций, проведенных в работе [1], позволили выделить следующие направления интенсификации работы блока ППН:

- применение высокоэффективных контактных устройств в ректификационных колоннах, обеспечивает низкий перепад давления в колоннах, позволяет увеличивать производительность блока ректификации в 2-3 раза и существенно улучшить качество фракций;

- замена маломощного технологического оборудования более производительным, т.е. установка колонн с увеличенным диаметром и числом тарелок, а так же монтаж параллельных колонн, аналогичных проектной, приводят к увеличению производительности, но без улучшения качества дистиллятов, при этом отмечается рост капитальных и эксплуатационных затрат;

- изменение схем и технологических режимов работы колонн, сопутствующей аппаратуры, блоков и установок в целом, что чаще всего вызвано необходимостью повышения качества дистиллятов и увеличения их отбора, однако эти проблемы решаются чаще всего дополнительными энергозатратами.

Внутренне устройство АК и ВК с годами улучшалось. Эта тенденция, а так же усовершенствование дизайна колонн и всего блока ППН, имеет место и в настоящее время, так как увеличение мощности строительством новых установок требует значительных капиталовложений, и нефтепереработчики стремятся улучшить производительность колонн и другого оборудования за счет модернизации внутреннего устройства колонн и соответствующего оборудования блока ППН.

Исходя из этого, на Киришском НПЗ проводится плановая реконструкция и модернизация блоков ППН. Например, на установке АТ - 6 уже проведена замена ситчатых тарелок колонн блока вторички на клапанные. А в апреле 2004 г. планируется полная замена колонны К- 2 атмосферного блока установки на новую колонну с клапанными трапециевидными тарелками.

Эти проблемы активно обсуждаются на международных конференциях, в частности, им был посвящен ряд докладов на шестой международной конференции по перегонке и абсорбции, состоявшейся 8-10 сентября 1997 года в Маастрихте (Нидерланды), а также в ряде недавно опубликованных обзорах . [1]

Отечественные установки ППН имеют более низкий уровень эффективности по сравнению с зарубежными, более высокие энергозатраты и низкое качество оборудования.

Большое число ректификационных колонн, трубчатых печей и др. теплообменной аппаратуры атмосферной перегонки нефти НПЗ России и СНГ значительно превысили нормативный срок службы. Созданные в основном в 70-е годы, эти аппараты, несмотря на многие усовершенствования, внесенные за время эксплуатации в их конструкцию и технологию перегонки нефти, уступают современному уровню развития техники.

Исходя из всего выше сказанного, нужно отметить, что наиболее предпочтительными направлениями интенсификации блока ППН, является, во-первых: применение высокоэффективных контактных устройств в ректификационных колоннах; во-вторых: изменение схем и технологических режимов работы колонн, сопутствующей аппаратуры, блоков и установок в целом.

Возьмем к рассмотрению установки АВТ-6 и АТ-6 ООО ПО Киришинефтеоргсинтез. Они включают в себя блоки стабилизации и вторичной ректификации бензинов (ВРБ), на которых получают фракции, используемые в дальнейшем в качестве сырья на установках изомеризации, риформинга, получения ароматики, газофракционирования и т.д.

Необходимость повышения качества указанных фракций потребовала от специалистов завода обследования, анализа и модернизации блоков стабилизации бензина и ВРБ.

Существующие колонны стабилизации были оборудованы 40 клапанными прямоточными тарелками с круглыми клапанами, из них 20 тарелок двухпоточных диаметром 2.8 метра (установка АВТ-6), 20 тарелок двухпоточных диаметром 2.6 м (установка АТ-6) и 20 тарелок четырехпоточных диаметром 3.6 м (установка АВТ-6 и АТ-6).

Разработка рекомендаций по модернизации стабилизаторов с целью снижения содержания в ПБФ и в стабильном бензине была поручена ЗАО ПИРО, где была проведена работа по моделированию существующих режимов работы колонн-стабилизаторов и проанализировано влияние различных параметров их работы на эффективность погоноразделения.

На основании проведенного анализа ЗАО ПИРО был разработан проект модернизации внутренних устройств колонн стабилизации, осуществлена их поставка и шефмонтаж. Суть проекта заключалась в полной замене существующих тарелок (включая опорные, приварные элементы, переливы и т.д.) на клапанные трапециевидные с оптимально выбранным живым сечением для прохода паров и жидкости по высоте колонны. Последнее условие является очень важным, так как обеспечивает работу тарелок в области эффективных нагрузок, т.е. с высоким К.П.Д. (не ниже 0.5). Проект модернизации разрабатывался, исходя из максимальной нагрузки по бензину 250 и минимальной 120 .

После реконструкции стабилизаторов установок АТ-6 и АВТ-6 наблюдались следующие изменения в работе данных колонн. Стало возможным менять содержание пентанов в ПБФ от 4.6 до 30.8% в зависимости от требований к качеству, и выводить их с ПБФ или с фр. н.к.-62.

До реконструкции содержание компонентов и выше в ПБФ достигало 4%. После реконструкции углеводороды в отгоне отсутствуют. Одновременно увеличилось количество фр. н.к.-62, выводимой с верха К-3 до 16.4-17%, вместо 12.8-14% до реконструкции.

После реконструкции помимо увеличения отбора фр. н.к.-62, отмечено повышение температуры начала кипения данной фракции с 29-32до 36-38, что объясняется пяти-шестикратным снижением содержания бутанов в стабильном бензине. Окупаемость составила 0.7 года.

Т.о., можно отметить, что на Киришском НПЗ в последние годы предпочтение отдается первому направлению, поэтому предлагать какие-либо новые технологические решения, связанные с заменой внутренних устройств в колоннах, было бы нецелесообразно.

1.2.1 Актуальность замены старого оборудования

Учитывая, что в настоящее время на установке ЭЛОУ-АТ-6 Киришского НПЗ существует ряд проблем связанных с эксплуатацией определенного вспомогательного оборудования, можно предложить ряд технических и технологических решений.

С 1968 года на данной установке поддержание температуры низа колонны К-8 и колонны К-5 осуществляется с помощью одной печи П-2. Она представляет собой аппарат коробчатого типа, через который четырьмя потоками проходит сырье (два потока из К-8, два потока из К-5). Всего в этой печи 3 радиантных камеры, неразделенных между собой перегородками. В первой камере осуществляется нагрев двух потоков из колонны К-8, в третьей из колонны К-5. Вторая камера является общей, в ней происходит нагрев второго потока колонны К-8 и первого потока колонны К-5. Это создает существенные трудности при регулировании режима. Т.к., например, если требуется поднять температуру низа К-8, то необходимо увеличить подачу топлива к форсункам первой и второй камеры, тем самым, повышая температуру сырья на выходе из печи и, следовательно, температуру низа К-8. Но, т.к. вторая камера является общей а, третья камера не отделена от нее, поэтому потоки идущие из колонны К-5 так же нагреваются. Это приводит к повышению ее температуры низа, т.е. появляются отклонения в ведении нормального технологического режима, что в свою очередь сказывается на качестве фракций выводимых из колонны К-5.

Технологический персонал в последнее время сталкивается с еще одной проблемой связанной с печью П-2. Как упоминалось выше, эта печь эксплуатируется с 1968 года, т.е моральный и физический ресурс данного аппарата исчерпан. Это подтверждается следующим фактом: при загрузках установки более 900и при увеличении подачи топлива к форсункам, последние начинают гаснуть, что недопустимо при ведении нормального технологического режима. Т.о., по проблеме связанной с регулированием температуры низа колонн К-8 и К-5 можно предложить следующее технологическое решение: демонтировать печь П-2 и вместо нее установить две печи, отдельно под К-8 и под К-5. Это должно устранить все вышеперечисленные проблемы.

Кроме этого в данном дипломном проекте рассматривается возможность эксплуатации печей блока ВПСБ на газообразном топливе. Это приведет к существенной экономии мазута, который в дальнейшем может быть использован в качестве сырья других установок завода.

Так же предлагается произвести замену концевых водяных холодильников на аппараты воздушного охлаждения. Экономическая эффективность этого решения очевидна.

Более 65% потребляемой пресной воды приходится на долю промышленности , из них на охлаждение оборудования 30%. В действующих нефтехимических производствах вода потребляется в исключительно больших количествах. Только одна установка ЭЛОУ-АТ-6 Киришского НПЗ расходует 15000 тыс. в год.

В химических и нефтехимических производствах, как правило, применяют систему оборотного водоснабжения, для эксплуатации которой требуется мощное насосно-градирное оборудование (градирни с естественной и принудительной вентиляцией, отстойники, фильтры, разветвленная сеть трубопроводов). Система оборотного водоснабжения имеет ряд существенных недостатков: на испарение в атмосферу теряется 8-12 % общего объема циркулирующей воды, поэтому требуется дополнительная подпитка свежей водой; вода насыщается кислородом, что приводит к повышенной коррозии теплообменного оборудования; при длительной эксплуатации в охлаждающей воде накапливаются жесткие осадки, микрофлора и ил. Образующиеся в трубном и межтрубном пространстве теплообменников различные виды отложений резко ухудшают процесс теплопередачи.

Стоимость охлаждающей воды в оборотных системах зависит от климатического района, уровня эксплуатации, состояния оборудования, наличия водяных бассейнов и ряда других факторов. Для современных нефтехимических производств с развитой системой водоснабжения, таких как Киришский НПЗ, стоимость 1000 воды составляет 2000 руб.

Обследование химических и нефтехимических производств показало, что эффективность эксплуатации оборотных систем зависит от атмосферных условий, в частности от температуры атмосферного воздуха. В летний наиболее напряженный, период эксплуатации при средней температуре атмосферного воздуха 23температура воды на входе в теплообменное оборудование достигает 28, а в отдельных случаях 30-32вместо принятых в расчете 25.На ряде производств повышение температуры охлаждающей воды может быть связано с наращиванием мощностей, интенсификацией работы оборудования без реконструкции и расширением оборотного водоснабжения.

При существующей тенденции расширения производственных мощностей действующих предприятий возникают серьезные трудности в обеспечении их охлаждающей водой, особенно в засушливых районах с напряженным водным балансом. В связи с этим приобретают важное значение вопросы исследования новых способов и схем охлаждения, обеспечивающих эффективный отвод в окружающую среду тепла технологических процессов.

Одним из таких способов является воздушное охлаждение. Несмотря на то, что воздух в сравнении с водой является плохим теплоносителем (при температуре 20его теплоемкость примерно в 4 раза, а теплопроводность в 2,4 раза ниже воды), конструкции АВО и схем обвязки в технологических линиях позволяют эффективно применять их вместо теплообменников с водяным охлаждением. Однако системы с АВО будут эффективны только в том случае, если 75-90% общей тепловой нагрузки может быть реализовано при разности температур продукта на выходе из АВО и воздуха на входе в АВО не менее 12-15.

При выборе вариантов системы охлаждения необходимо проводить экономический расчет; решающим условием для экономичности системы охлаждения являются минимальные капитальные и эксплуатационые затраты в нормативный срок окупаемости. В таблице 1.1.1 приведены сравнительные технико-экономические показатели систем водяного и воздушного охлаждения для условий Новомосковского, Днепродзержинского и Северодонецкого производственных объединений “АЗОТ”.

Таблица 1.1.1 - ТЭП систем водяного и воздушного охлаждения

Показатели	Новомосковское п.о. “АЗОТ”	Днепродзержинское п.о “АЗОТ”	Северодонецкое п.о. “АЗОТ”
	Водянохл.	АВО	Водяное охллажд.	АВО	Водяное охллажд	АВО	Водяное охллажд.	АВО
Температура атмосферного воздуха,	23	23	23	23	28,1	28,1	27,4	27,4
Характеристика процесса	Охлаждение МЭА	Конденсация аммиака	Охлаждение солярового масла	Конденсация паров метанола
Количество цркулирующего продукта, тыс. т/год	4380	4380	175	175	800	800	96	96
Продолжение таблицы 1.3.1
Показатели	Новомосковское п.о. “АЗОТ”	Днепродзержинское п.о “АЗОТ”	Северодонецкое п.о. “АЗОТ”
	Водянохл.	АВО	Водяное охллажд.	АВО	Водяное охллажд	АВО	Водяное охллажд.	АВО
Расход воды на охлаждение, тыс./год	14879	17	9223	19	4000	-	7520	-
Удельные капиталовложения на 1 т продукта, руб	6916	17290	150423	248444	13566	21546	17955	59185
Расход электроэнергии на привод вентиляторов, МВт ч/год	-	3675	-	2090	-	676	-	712
Удельные эксплуатационные затраты на 1 т продукта, руб.	4389	1729	60249	2394	6650	2394	72352	10374
Годовой экономический эффект, тыс.руб	-	16785	-	14630	-	8911	-	5320
Срок окупаемости дополнительных капиталовложений, лет	-	3,9	-	2,7	-	1,9	-	0,9

Из таблицы 1.1.1 следует, что создание систем охлаждения с применением АВО требует существенно больших капитальных затрат, однако невысокие эксплуатационные расходы обуславливают экономическую эффективность этих систем в сравнении с водяными.

Приведенные в таблице 1.1.1 сроки окупаемости дополнительных капитальных вложений заметно различаются. Это связано с тем, что в условиях Новомосковска процессы охлаждения моноэтаноламинового раствора и конденсации аммиака должны осуществляться при разности температур 10-12 , а для районов Днепродзержинска и Северодонецка разность температур более 15 [2].



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Принятые решения по реконструкции

По колонне К-8:

- для подогрева “горячей струи” установлена новая трубчатая печь П-2А коробчатого типа, позволяющая регулировать температуру низа колонны К-8, не влияя на режим колонны К-5.

По колонне К-5:

- для подогрева “горячей струи” установлена новая трубчатая печь П-2Б коробчатого типа, позволяющая регулировать температуру низа колонны К-5, не влияя на режим колонны К-8

По концевым холодильникам:

- для понижения температуры фракции нк.62установлен аппарат воздушного охлаждения Т-13Б и демонтирован водяной холодильник Т-13;

- для понижения температуры фракции 62-105установлен аппарат воздушного охлаждения Т-14 и демонтирован водяной холодильник;

- для понижения температуры фракции 105-180установлен аппарат воздушного охлаждения Т-17В и демонтирован водяной холодильник Т-17.

На все АВО установлены вариаторы частоты вращения, что позволило улучшить качество регулирования температуры фракций на выходе с установки.

2.2 Общая характеристика производственного объекта

2.2.1 Назначение технологического процесса

Установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-6 предназначена для разделения нефти на фракции. Установка состоит: из блока электрообессоливания, атмосферного блока, блока стабилизации и вторичной перегонки бензина, блока защелачивания и промывки. Установка ЭЛОУ-АТ-6 введена в действие в декабре 1968 года. Проект установки разработан институтом ВНИПИ Нефть. Генеральный проектировщик - институт Ленгипронефтехим. На установке вырабатываются следующие нефтепродукты:

-Углеводородный (жирный) газ - используется как сырье ГФУ или как газообразное топливо в трубчатых печах.

-Сжиженный газ - рефлюкс (углеводородный состав С3-С5) используется как сырье ГФУ.

-Фракция НК-62°С - используется как сырье процесса изоселектоформинга или как компонент товарных автобензинов.

-Фракция 62-105°С - используется как сырье для установки ЛГ-35-8/ЗООБ, каталитических риформингов или как компонент прямо- гонного бензина.

-Фракция бензиновая прямогонная 105-180°С-используется как сырье установки выделения суммарных ксилолов, как сырье установок каталитического риформинга, как компонент прямогонного бензина.

-Фракция 180-240°С - используется как компонент топлива ТС-1,АТКJ, как компонент дизельных топлив, как сырье установки гидроочистки керосина.

-Фракция 240-350°С - используется как сырье установок гидроочистки дизельных топлив, как прямогонный компонент дизельных топлив, как компонент мазутов, топлива технологического экспортного, как компонент топлива судового высоковязкого.

-Мазут прямогонный - используется как компонент при приготовлении товарных мазутов - флотского и топочного, топлива технологического экспортного, полугудрона, как сырье вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ-2, как топливо для технологических печей, как компонент топлива судового высоковязкого.



2.2.2 Описание технологического процесса

Проект технологической установки для обессоливания и атмосферной перегонки нефти типа ЭЛОУ-АТ-6 разработан институтом ВНИПИ Нефть.

Сырье - сырая нефть принимается на установку по трубопроводу 500мм из резервуаров парка № 910-11 ТСБ. (насосная нефти об. 910-45) или из резервуаров № 229-232 сырьевого парка установки. Продукты, вырабатываемые на установке, откачиваются в следующие резервуарные парки:

- сжиженный газ (рефлюкс) в парк сжиженных газов ГФУ;

- головные фракции бензинов в парк изоселектоформинга, в парки смешения светлых или ТСБ светлых;

- бензиновые фракции в резервуары парков установок каталитического риформинга, суммарных ксилолов или парка смешения светлых;

- топливо ТС-1 в резервуары парка смешения светлых или на установку гидроочистки;

- дизельное топливо в резервуары парка смешения светлых, ТСБ светлых, в парк установок гидроочистки или в парк смешения темных нефтепродуктов;

- мазут прямогонный в резервуары ТСБ темных, в парк смешения темных, частично на ЭЛОУ - АВТ-2;

- некондиционные продукты выводятся в резервуары некондиции сырьевого парка АТ-6;

- углеводородный газ на ГФУ или в топливную сеть.

Щелочной раствор готовится на реагентном хозяйстве и закачивается в емкости Е-10/1, Е-10/2, раствор аммиачной воды также готовится на реагентном хозяйстве и заканчивается в емкости Е-11 или Е-24. Деэмульгатор, ингибитор коррозии и нейтрализатор завозятся на установку в бочках.

Снабжение установки оборотной водой производится по трубопроводу с блока оборотного водоснабжения № 2, система № 1.

Снабжение установки электроэнергией 6,0 и 0,4 кВ осуществляется от подстанций № РТП29, 29А, ТП-29Б. Установка снабжается сжатым воздухом по трубопроводам № 393/3 (воздух КИП) и № 397/1 (технический воздух) от центральной воздушной компрессорной.

Горячая вода на установку подается с конденсатной станции. Снабжение установки топливом жидким и газообразным осуществляется из общезаводских топливных колец: топливным мазутом из ПСТ-2, топливным газом - с ГРП. Пар 10,7,3 - из общезаводских коллекторов. Снабжение установки азотом и инертным газом производится из общезаводских линий.

2.3 Расчет основного оборудования

2.3.1 Расчет печей блока стабилизации

Расчет трубчатых печей произведен с помощью программы MathCAD 2001 Professional.

Расчет трубчатой печи включает ряд этапов:

- Расчет процесса горения. В результате этого расчета определяют низшую теплоту сгорания топлива, требующегося для сжигания, массовые и объемные количества продуктов сгорания топлива, теплосодержание продуктов сгорания при различных температурах, а затем строят график теплосодержание газов - температура, облегчающий последующие тепловые расчеты.

- Расчет теплового баланса печи, к. п. д. печи, ее полезной и полной тепловой мощности и расхода топлива.

- Определение поверхности нагрева радиантных труб и основные размеры камеры радиации (топки).

- Проверка, находится ли в допустимых пределах скорость сырья на входе в змеевик печи.

- Расчет лучистого теплообмена в топке. Этот расчет проводится с целью подтверждения (проверки) взаимного соответствия ранее выбранных температуры дымовых газов на выходе из топки и теплонапряженности поверхности радиантных труб. Если в результате расчета окажется, что при выбранной теплонапряженности радиантных труб температура газов на выходе из топки будет значительно отличаться от ранее принятой, то необходимо принять новое значение этой температуры и повторить расчет, начиная с п. 3.

- Расчет величины конвективной поверхности нагрева печи, определение числа конвекционных труб и размеров камеры конвекции.

- Гидравлический расчет змеевика печи для определения давления сырья на входе в него.

- Определение потерь напора в газовом тракте печи и расчет основных размеров - диаметра и высоты дымовой трубы.

Расчет процесса горения

Элементарный состав газообразного топлива, для которого известно содержание отдельных его компонентов, рассчитывают из следующих уравнений:

, (1)

(2)

(3)

(4)

(5)

Где - число атомов углерода, водорода, серы, азота и кислорода в молекулах отдельных компонентов, входящих в состав топлива;

- содержание каждого компонента топлива, масс. % ;

- содержание каждого компонента топлива, мол.% ;

- молекулярный вес компонентов топлива ;

- средний молекулярный вес топлива.

Низшая теплота сгорания топлива рассчитывается по формуле Д.И.Менделеева:

(6)

где - низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг;

C, H, S, O - содержание соответствующих элементов в топливе (% мас.);

W - содержание влаги (% мас.);

k - переводной коэффициент.

Теоретическое количество воздуха (в кг), необходимое для сжигания 1 кг топлива:

(7)

где - теоретически необходимое количество воздуха, кг/кг топлива;

C, H, S, O - содержание соответствующих элементов в топливе (% мас.)

Коэффициент избытка воздуха определяется по формуле:

(8)

где - коэффициент избытка воздуха,

- практический и теоретический расходы воздуха в кг на 1 кг топлива.

Из формулы (8) следует, что практическое (действительное) количество воздуха (в кг/кг топлива):

(9)

Количество дымовых газов, образующихся при сгорании 1 кг топлива, вычисляется по формуле (10):

(10)

где G - количество дымовых газов, кг/кг топлива,

- количество форсуночного пара, подаваемого для распыления жидкого топлива (обычно 0.45 кг/кг топлива). В случае применения газообразного топлива =0.

Состав дымовых газов рассчитывают исходя из реакций сгорания составных частей топлива. Если известен элементарный состав топлива , то состав дымовых газов в расчете на 1 кг топлива при полном его сгорании может быть определен на основе следующих уравнений:

(11) (12)

(13)

(14)

(15)

где - количество соответствующих продуктов сгорания, кг/кг топлива.

Объем дымовых газов при любой температуре и постоянном давлении:

(16)

где - количество соответствующих продуктов сгорания, кг/кг топлива;

- количество соответствующих продуктов сгорания,

Mi- молекулярный вес продуктов сгорания;

t - температура дымовых газов, С.

(17)

Где плотность продуктов сгорания, .

Энтальпия дымовых газов, являющихся смесью отдельных компонентов, м.б. найдена на основе правила аддитивности:

(18)

Где - энтальпия дымовых газов;

- средняя теплоемкость при постоянном давлении в пределах от 0 до t, компонентов дымовых газов, кДж/кг К

Теплоемкости продуктов сгорания м.б. найдены по эмпирическому уравнению:

(19)

где Т - температура дымовых газов, К;

a0, a1, a2, a3 - константы, характерные для индивидуальных веществ, их значения приведены в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1 - коэффициенты для расчета массовой теплоемкости прод. гор.

Соединение	a0	a1	a2	a3
	449.891	1.669	-1.273	3.898
	1788.889	0.107	5.861	-1.998

Определив по уравнению (18) значения энтальпии ряда температур, строят кривую зависимости q от t.

Расчет теплового баланса печи, к.п.д. печи, топки печи и расхода топлива.

Приходные статьи теплового баланса: при отсутствии воздухоподогревателя можно учитывать только основное тепло, вносимое в печь, - тепло, выделяющееся при горении топлива (теплотворная способность топлива) .

(20)

Расходные статьи теплового баланса:

- тепло, полезно воспринятое в печи сырьем, qпол.,

- тепло, теряемое с уходящими из печи дымовыми газами, qух

- тепло, теряемое в окружающую среду через тепловую изоляцию печи:

(21)

где - потери через тепловую изоляцию, приходящиеся на долю, соответственно, радиантной и конвекционной камер, кДж/кг.

- тепло, теряемое от механической и химической неполноты сгорания, qн.

Для приблизительных расчетов величину qух можно найти по графику q от t, приняв температуру уходящих дымовых газов 100 - 150 градусов выше температуры сырья, поступающего в печь.

Величиной qн можно пренебречь, т.к. будем считать, что топливо сгорает полностью.

Для приблизительных расчетов значение qпот можно выбрать по таблице 2.3.2.

Таблица 2.3.2 - ориентировочные значения тепловых потерь в окр.ср.

Производительность печи, кВт
	0.05	0.04	0.03

Теперь можно рассчитать коэффициент полезного действия:

(22)

Расход топлива определяется из выражения:

(23)

где В - расход топлива, кг/ч (в случае газообразного топлива для того, чтобы выразить расход в величину В необходимо разделить на плотность газа),

- полезная тепловая нагрузка печи, кДж/ч, которую находят по формуле:

(24)

где G - производительность печи по сырью, кг/ч;

- энтальпии сырья при температурах на выходе из печи и входе в печь соответственно.

Энтальпию жидких нефтепродуктов можно определить по эмпирической формуле:

(25)

где - относительная плотность.

Определение поверхности нагрева радиантных труб. Выбор типа и типоразмера печи

Поверхность нагрева радиантных труб (в ) определяется по формуле:

(26)

где - количество тепла, передаваемого сырью в камере радиации, кВт;

- теплонапряженность радиантных труб,

Количество тепла, переданного сырью в камере радиации (прямая отдача тепла), можно найти из уравнения теплового баланса топки:

, (27)

где - к.п.д. топки,

- энтальпия дымовых газов на выходе из камеры радиации при температуре (температура газов над перевальной стенкой), кДж/кг топлива.

Величина теплонапряженности радиантных труб выбирается в зависимости от типа печи и свойств нагреваемого продукта. Ориентировочное значение для расчета можно найти в справочной литературе

Температуру дымовых газов на выходе из камеры радиации можно в первом приближении принять в зависимости от типа печи, теплонапряженности радиантных труб и температуры сырья на входе в радиантные трубы. Обычно значения находятся в пределах от до .

Принцип нахождения температуры сырья на входе в радиантные трубы заключается в вычислении энтальпии нагреваемого продукта на входе в радиантные трубы и определении температуры, соответствующей этой энтальпии, с учетом доли отгона сырья при исходной температуре.

Определив по уравнению (26) величину поверхности нагрева радиантных труб , по каталогу выбирают типоразмер печи, у которого величина наиболее близка к расчетной

Определение скорости сырья на входе в радиантные трубы

Площадь сечения свободного прохода труб, диаметр труб и число потоков сырья выбираем с помощью [37].

Выбрав новое значение площади сечения свободного прохода труб, следует уточнить значение скорости на входе в печь:

(28)

где G - расход сырья, кг/ч;

F - площадь сечения свободного прохода труб, ;

- плотность сырья при температуре Т, .

Расчет радиантной камеры печи.

Целью данного расчета является подтверждение правильности выбора теплонапряженности радиантных труб при ранее найденной температуре дымовых газов на выходе из топки.

Определяем количество тепла, передаваемое конвекционным трубам:

(29)

Определяем теплосодержание сырья на входе в радиантную секцию:

(30)

где - общее количество сырья, кг/ч;

- теплосодержание сырья на выходе из печи, кДж/кг.

По теплосодержанию сырья на входе в печь определяют температуру сырья , поступающего в радиантную секцию.

Затем определяют среднюю температуру сырья в радиантной секции:

(31)

Задаются разностью температур между средними температурами наружной поверхности радиантных труб и нагреваемого в трубах сырья . Затем определяют среднюю температуру наружной поверхности радиантных труб:



(32)

Значение величины на основании опыта принимается в пределах . Величина зависит от теплонапряженности труб, толщины стенки труб, наличия и величины загрязнения наружной и внутренней поверхности труб и может быть рассчитана только после определения теплонапряженности труб. Однако неточность в определении мало влияет на результаты расчета теплоотдачи в радиантной секции. В случае необходимости, после определения теплонапряженности радиантныхтруб величину можно скорректировать путем определения температуры наружной поверхности труб.

Зная температуру наружной поверхности радиантных труб по номограмме [37] уточняют значение температуры газов над перевальной стенкой, откладывая по оси абсцисс значение.

Определяют приведенную температуру исходной системы по уравнению (33)

(33)

где и - соответственно теплоемкости топлива, воздуха и газов рециркуляции, ;

и - соответственно температура топлива, воздуха и газов рециркуляции, ;

- расход форсуночного пара, кг/кг;

- явное тепло водяного пара, равное произведению теплоемкости на температуру, кДж/кг;

- количество газов рециркуляции, кг/кг.

Определяют максимальную расчетную температуру горения по уравнению(34)

(34)

Далее определяют величину поверхности радиантных труб , которая должна обеспечить снижение температуры дымовых газов на перевале до принятой величины . Для этого необходимо задаться значением эквивалентной абсолютно черной поверхности . Для облегчения выбора значения можно воспользоваться вспомогательными графиками [37], которые позволяют достаточно точно выбрать при принятой температуре дымовых газов на перевале величину эквивалентной абсолютно черной поверхности .

Затем определяют общее количество полезного тепла внесенного в топку:

(35)

Без подогрева воздуха эта величина с достаточной для технических расчетов точностью может быть вычислена из выражения:

(36)

Из выражения (37) определяют предварительное значение величины, эквивалентной абсолютно черной поверхности:

(37)

Задаются степенью экранированию кладки и затем по графику [37] при принятом значении и коэффициенте избытка воздуха определяют величину .

Задавшись определенной степенью экранирования, в дальнейшем при выборе конструктивных размеров топки необходимо обеспечить принятую величину .

Определяют величину эквивалентной плоской поверхности:

(38)

Принимают расстояние между центрами труб и размещение труб в один или два ряда и определяют величину заэкранированной поверхности кладки:

(39)

где К - фактор формы экрана, определяемый по графику [37] в зависимости от расстояния между осями труб и принятого размещения.

Определяют поверхность нагрева радиантных труб по уравнению (40):

(40)

где - заэкранированная поверхность кладки однорядного экрана.

Определяют величину неэкранированной поверхности кладки:



(41)

(42)

где и - степень черноты поглощающей среды (продукты горения и факел), поверхности экрана и кладки печи;

- эквивалентная плоская поверхность экрана, которую принято также называть эффективной лучевоспринимающей поверхностью, ;

F - неэкранированная поверхность кладки, ;

- коэффициент;

- функция, зависящая от распределения температур в топке (в среднем составляет ).

Величина зависит от концентрации трехатомных газов в продуктах сгорания топлива. Приближенное уравнение для определения имеет вид:

(43)

где - коэффициент избытка воздуха.

Степени черноты экрана и кладки могут быть приняты .

Коэффициент находится по уравнению:

(44)

где - угловой коэффициент взаимного излучения поверхности экрана и кладки.

Величину определяют приближенно, в зависимости от соотношения .

При <0.5 (45)

при (46)

где - степень экранирования топки (в современных трубчатых печах величина степени экранирования топки находится в пределах, однако чаще всего она изменяется в более узком интервале ).

Определяют более точно значение по уравнению (42) и сверяют его с ранее найденным предварительным значением.

Для этого предварительно определяют степень черноты поглощающей среды по уравнению (43), угловой коэффициент взаимного излучения поверхности экрана и кладки по уравнению (44) или (45) и коэффициент по уравнению (46).

Дальнейший расчет сводиться к проверке температуры дымовых газов на перевале и определению напряженности радиантных труб.

Определяют коэффициент теплоотдачи свободной конвекцией от дымовых газов к радиантным трубам по уравнению (47):

, (47)

где - абсолютная температура дымовых газов на перевале, К;

- средняя температура наружной поверхности радиантных труб, К.

Определяют температурную поправку по уравнению (48):



(48)

Определяют аргумент излучения по уравнению (49):

(49)

Определяют характеристику излучения по уравнению (50):

(50)

Определяют температуру дымовых газов на перевале по уравнению (51):

(51)

Значение сравнивают со значением , принятым в начале расчета.

Определяют коэффициент прямой отдачи топки по уравнению (52):

(52)

Определяют количество тепла, полученное радиантными трубами:

(53)

Определяют среднюю теплонапряженность радиантных труб:

(54)

Если полученная величина оказывается неподходящей для данного технологического процесса, то следует задаться другим значением и проделать расчет заново. При этом необходимо иметь ввиду, что при увеличении повышается теплонапряженность радиантных труб и понижается требуемая их поверхность и наоборот.

Расчет конвекционной камеры печи

Поверхность сырьевых труб в конвекционной камере определяется уравнением:

(55)

где - тепло, полученное сырьем в конвекционной камере (рассчитанное по формуле (29)), кДж/ч;

- средняя логарифмическая разность температур, ;

- средняя теплонапряженность конвекционных труб, ;

К- общий коэффициент теплопередачи для конвекционных труб, .

(56)

где - коэффициент теплоотдачи к стенке трубы со стороны дымовых газов, ;

- то же от стенки к сырью;

и- соответственно толщина (м) и коэффициент теплопроводности () стенки трубы;

и- то же для кокса в случае его отложения.

Если пренебречь влиянием отложений кокса и учесть, что теплопроводность металла и коэффициент теплоотдачи со стороны жидкости велики, находим, что .

Теплоотдача со стороны дымовых газов определяется по уравнению (57):

(57)

где и соответственно коэффициенты теплоотдачи конвекцией и радиацией дымовых газов.

Т.е. задача расчета конвекционной камеры сводится к определению коэффициентов теплопередачи конвекцией и излучением газов, а также среднелогарифмической разности температур.

Коэффициент теплоотдачи конвекцией при шахматном расположении труб можно определить по графику [37]. Зная скорость движения дымовых газов, наружный диаметр трубы и температуру стенки трубы , находят значение . Величина определяется из уравнения:

(58)

где - поправочные коэффициенты, учитывающие, соответственно, влияние шага расположения труб по ширине и глубине пучка, а также числа рядов труб [37].

Коэффициент теплоотдачи излучением в приближенных расчетах можно определить по формуле В.Л. Нельсона:

(59)

где - средняя температура газов в камере конвекции, .

Расчет среднелогарифмической разности температур:

(60)

(61)

(62)

(63)

(64)

(65)

(66)

где - соответственно начальные и конечные температуры потоков дымовых газов и сырья, ;

и - наибольшая и наименьшая разности температур потоков, ;

- средняя арифметическая разность температур потоков, ;

- характеристическая разность температур потоков, ;

- перепад температур потока дымовых газов в конвекционной части печи, ;

- перепад температур потока сырья в конвекционной части печи, ;

P - индекс противоточности конвекционной части печи, зависящий от схемы теплообмена [37].

Число труб в конвекционной камере определяют по формуле:

(67)

где - длина одной трубы, м;

h - высота конвекционной камеры, м;

n - число труб в пучке.

Число рядов труб по вертикали в одной камере :

(68)

где - число труб в одном ряду.

Высота, занимаемая трубами в конвекционной камере при шаге труб s в горизонтальном ряду в случае шахматного расположения труб в пучке:

(69)

Расчет потерь напора в змеевике печи при нагреве сырья без испарения.

Небольшое изменение скорости по длине змеевика позволяет при расчете потери напора печей с однофазным режимом применять среднее значение скорости и пользоваться уравнением Дарси- Вейсбаха:

(70)

(71)



(72)

где - потеря напора, Па;

-коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый по таблице 2.3.3

Таблица 2.3.3 - Значение коэфф. гидравлич. сопротивления

	0,063	0,070	0,089	0,101	0,127	0,152
	0,035	0,034	0,033	0,032	0,031	0,030

- эквивалентная длина одного потока (труб и соединительных частей), м;

d - внутренний диаметр труб, м;

- средняя линейная скорость продукта в трубах, м/с;

- секундный объем продукта при средней температуре, ;

F - площадь сечения труб, ;

- плотность жидкости при средней температуре, ;

u - весовая скорость, ;

G - часовой расход продукта, кг/ч.

Эквивалентная длина змеевика вычисляется как сумма длины труб и эквивалентной длины соединительных частей:

(73)

где - эквивалентная длина соединительных частей, принимается в зависимости от конструкции по таблице 2.3.4.



Таблица 2.3.4 - Значение эквивалентной длины соединительных частей

Соединение
двойник с резким поворотом и значительным внутренним сужением потока
двойник с резким поворотом потока
двойник с плавным поворотом потока

Расчет газового сопротивления и тяги.

Вязкость дымовых газов при их средней температуре в камере конвекции:

(74)

Плотность дымовых газов при их средней температуре в камере конвекции:

(75)

где 0 - плотность продуктов сгорания, кг/м3

Эквивалентный диаметр конвекционной камеры:

(76)

Mk - ширина камеры конвекции, м; lrk - полезная длина конвекционных труб, м; nk - число труб в ряду в конвекционной камере; dk - диаметр конвекционных труб, мм.

Критерий Рейнольдса:

(77)

где ul - весовая скорость газов, кг/м2с

Расстояние между рядами и между осями труб равно sk = sk1 = sk2

Потеря напора в пучке конвекционных труб:

(78)

где nrk - число рядов труб в камере конвекции.

Направление потока дымовых газов восходящее, следовательно: ndg= 1

Статический напор в камере конвекции:

(79)

Суммарная потеря напора в камере конвекции складывается из потерей напора в пучке конвекционных труб и отрицательного статического напора в камере, так как направление потока газа - восходящее:

(80)

Определение размеров дымовой трубы

Принимаем линейную скорость газов на входе в трубу

Весовая скорость газов:

(81)

где uh - плотность уходящих дымовых газов, кг/м3

Сечение трубы:

(82)

где Gsl - секундный вес дымовых газов, кг/с.

Диаметр трубы:

(83)

Для последующих расчетов примем значения следующих параметров:

- Ориентировочное значение температуры дымовых газов на выходе из дымовой трубы

- Ориентировочная высота трубы.

Критерий Рейнольдса:

(84)

где prod(tex) - плотность дымовых газов на выходе из дымовой трубы, кг/м3

Коэффициент гидравлического сопротивления:

(85)

Сопротивление трубы:



(86)

где prod(tex) - вязкость дымовых газов при температуре выхода из дымовой трубы, Пас

Расчетная высота трубы:

(87)

Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке трубы:

(88)

Количество теплоты, потерянное газами при прохождении дымовой трубы:

(89)

кде В - часовой расход топлива, кг/ч; qprod(tuh), qprod(tex) - теплосодержание дымовых газов при температуре выхода из печи и трубы, определяемые по рис.1, кДж/кг

Поверхность дымовой трубы:

(90)

Количество теплоты, передаваемое через 1 м2 поверхности трубы:



(91)

Средняя температура стенки:

(92)

Количество теплоты, потерянное трубой:

(93)

Энтальпия дымовых газов на выходе из дымовой трубы:

(94)



3. СТРОИТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Генеральный план

3.1.1 Размещение на генплане

Реконструируемая установка ЭЛОУ-АТ-6 размещается на территории ООО «КИНЕФ» в 22 квартале.

Для установки и размещения нового оборудования нет необходимости увеличивать габарит установки.

Основные показатели по генплану установки приведены в таблице 3.1.1

Таблица 3.1.1 - Основные показатели

Наименование показателей	Единица измерения	Количество
		до реконструкции	после реконструкции
Площадь установки	га	4,3	4,3
Габариты установки в плане	м	210x205	210x205
Площадь застройки	га	1,41	1,413
Коэффициент застройки	%	32,7	32,8
Площадь монтажных проездов и площадок	м2	13803	13760
Площадь покрытия установки	м2	15133	15136

Отметки вертикальной планировки на установке назначены с учетом действующего производства.

Система водоотвода на установке - закрытая. Ливневые стоки через дожде-приемные колодцы отводятся в сеть промдождевой канализации. Для обслуживания, монтажа и ремонта оборудования предусмотрены монтажные проезды и площадки.

Свободная от застройки территория установки имеет монолитное цементо-бетонное покрытие, которое должно быть восстановлено после монтажа нового оборудования..

Ввод железнодорожных путей на установку проектом не предусматривается.

3.1.2 Климатическая характеристика

Район относится к полосе с умеренным климатом.

Среднегодовая температура +3,7 ?С

Абсолютный минимум -51?С

Абсолютный максимум +35?С

Средняя температура воздуха

самой холодной пятидневки -29?С

самого жаркого месяца +22,6?С

Среднегодовое количество осадков 767 мм

Суточный максимум 76 мм

Нормативная снеговая нагрузка

III р-н 100 кг/м2

Средняя относительная влажность

декабрь 88 %

июль 75%

Направление и скорость ветра

январь Юго-запад 5,5м/сек

июль Юго-запад 3,6м/сек

Нормативная ветровая нагрузка

район I-а 17кг/м2

Нормативная глубина промерзания

для суглинков и глин 1,3м

для супесей и песков 1,6м

Район не сейсмичен

оборудование реконструкция первичный нефть



4. АВТОМАТИЗАЦИЯ И АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ

4.1 Краткое описание объекта автоматизации

Установка ЭЛОУ-АТ-6 является взрывопожароопасным непрерывным производством. В состав установки входят следующие блоки:

- блок ЭЛОУ;

- блок атмосферной перегонки;

- блок стабилизации и вторичной перегонки бензина;

- блок печей;

- блок защелачивания и промывки.

4.2 Автоматический контроль и регулирование технологических параметров

Основной целью автоматизации установок является:

- обеспечение устойчивого функционирования технологических процессов при рациональном оперативном управлении;

- обеспечение оптимальных режимов работы оборудования и ведения технологических процессов;

- обеспечение возможности совершенствования технологических процессов;

- улучшение качества получаемой продукции;

- экономия энергоресурсов;

- улучшение условий труда персонала;

- улучшение условий безопасности и защищенности персонала и оборудования.

Распределенная система управления (РСУ) и система противоаварийной защиты (ПАЗ) обеспечивают автоматическое регулирование с заданной точностью, контроль параметров, регистрацию и предупредительную сигнализацию значений параметров, определяющих взрывоопасность процесса.