интегрированная отчетность пользовательских атрибутов;

функция, позволяющая делать надписи и проставлять необходимые размеры на 3D-моделях;

поддержка стандартного Unicode;

полный набор средств интеграции с программами CAE/CAD/CAM всех существующих версий;

обязательная защита самой программы, пользовательской информации, интеллектуальной собственности и прочих конфиденциальных данных, в том числе и относящихся к государственной тайне.

С помощью системного модуля пользователь сам выбирает, какой из комплектов приложений может быть ему полезным и необходимым. Программа имеет целый ряд версий, первая из которых Компас 1.0 появилась и вошла в разряд коммерческих еще в 1989 году. К числу самых последних версий Компас 3D, скачать бесплатно которые вы можете непосредственно с этого сайта, относятся высокофункциональные Компас-3D V11 и Компас-3D V12.

Ускорить и оптимизировать выполнение системой ее базовых функций помогают различные приложения, дополняющие функционал программы Компас-3D и служащие надежными инструментами для специалиста-проектировщика. Освоить работу с ними можно быстро и без проблем, если воспользоваться мощной справочной системой и интерактивной встроенной инструкцией «Азбука КОМПАС».

КОМПАС-3D -- система трёхмерного моделирования, ставшая стандартом для тысяч предприятий, благодаря удачному сочетанию простоты освоения и легкости работы с мощными функциональными возможностями твердотельного и поверхностного моделирования. Ключевой особенностью продукта является использование собственного математического ядра и параметрических технологий, разработанных специалистами АСКОН. Основные компоненты КОМПАС-3D -- собственно система трёхмерного моделирования, универсальная система автоматизированного проектирования КОМПАС-График, модуль проектирования спецификаций и текстовый редактор. Все они легки в освоении, имеют русскоязычные интерфейс и справочную систему.

Рис.7. Возможности программы КОМПАС-3D

По умолчанию КОМПАС-3D поддерживает экспорт / импорт наиболее популярных форматов моделей, за счёт чего обеспечивается интеграция с различными CAD / CAM / CAE пакетами.

Базовая функциональность продукта легко расширяется за счёт различных приложений, дополняющих функционал КОМПАС-3D эффективным инструментарием для решения специализированных инженерных задач. Например, приложения для проектирования трубопроводов, металлоконструкций, различных деталей машин позволяют большую часть действий выполнять автоматически, сокращая общее время разработки проекта в несколько раз.

Модульность системы позволяет пользователю самому определить набор необходимых ему приложений, которые обеспечивают только востребованную функциональность. Дружелюбный, интуитивно понятный интерфейс, мощная справочная система и встроенное интерактивное обучающее руководство «Азбука КОМПАС» позволяют освоить работу с системой в кратчайшие сроки и без усилий.

4.3 Программный пакет Aspen HYSYS

Aspen HYSYS предназначен для моделирования в стационарном режиме, проектирования химико-технологических производств, контроля производительности, мониторинга состояния оборудования и выявления неисправностей, оптимизации и бизнес-планирования в области добычи и переработки углеводородов и нефтехимии.

В основу универсальной системы моделирования HYSYS заложены общие принципы расчетов материально-тепловых балансов технологических схем. Как правило, любое производство состоит из стадий (элементов), на каждой из которых производится определенное воздействие на материальные потоки и превращение энергии. Последовательность стадий обычно описывается с помощью технологической схемы, каждый элемент которой соответствует определенному технологическому процессу (или группе совместно протекающих процессов). Соединения между элементами технологической схемы соответствуют материальным и энергетическим потокам, протекающим в системе. В целом моделирование технологической схемы основано на применении общих принципов термодинамики к отдельным элементам схемы и к системе в целом.

HYSYS включает набор следующих основных подсистем, обеспечивающих решение задачи моделирования химико-технологических процессов:

Набор термодинамических данных по чистым компонентам (база данных) и средства, позволяющие выбирать определенные компоненты для описания качественного состава рабочих смесей.

Средства представления свойств природных углеводородных смесей, главным образом - нефтей и газоконденсатов, в виде, приемлемом для описания качественного состава рабочих смесей, по данным лабораторного анализа.

Различные методы расчета термодинамических свойств, таких как коэффициента фазового равновесия, энтальпии, энтропии, плотности, растворимости газов и твердых веществ в жидкостях и фугитивности паров.

Набор моделей для расчета отдельных элементов технологических схем - процессов.

Средства для формирования технологических схем из отдельных элементов.

Рис.8. Основные элементы программного пакета

Средства для расчета технологических схем, состоящих из большого числа элементов, определенным образом соединенных между собой.

4.3.1 Термодинамические данные по чистым компонентам

Эти данные необходимы для расчета термодинамических свойств, таких как коэффициента фазового равновесия, энтальпии, энтропии, плотности, растворимости газов и твердых веществ в жидкостях и фугитивности паров. Они включают

критические параметры и фактор ацентричности;

молекулярная масса;

плотность в точке кипения или при стандартных условиях;

температура кипения при атмосферном давлении;

константы для расчета идеально-газовой теплоемкости или идеально-газовой энтальпии, энергии Гиббса, теплоты образования и сгорания, вязкости, поверхностного натяжения, и т.п.

Библиотека программы HYSYS содержит данные более 2500 чистым веществам, что дает возможность использовать программу практически для любых технологических расчетов процессов добычи и переработки углеводородного сырья, нефтехимии и химии. На практике, при решении задач, характерных для газовой и нефтяной промышленности, используются не более 100 компонентов.

гидроочистка теплообменник реакция химизм

4.3.2 Средства представления и анализа свойств нефтей и газовых конденсатов

Эти средства необходимы, чтобы на основе данных лабораторных исследований свойств нефтей, газоконденсатов и нефтепродуктов получить необходимые данные для адекватного представления этих смесей в моделирующей системе. Потоки углеводородов могут быть определены (заданы) с помощью лабораторных данных разгонки. Обычно эти данные состоят из собственно данных разгонки (ИТК, ASTM D86, ASTM D1160 или ASTM D2887), данных по удельному весу (средний удельный вес и, возможно, кривая удельного веса) и, возможно, данных по молекулярному весу, содержанию легких компонентов, а также данных по специальным товарным свойствам, таким как температура застывания и содержание серы. Эта информация используется для генерации набора дискретных псевдокомпонентов, которые потом применяются для представления состава каждого потока, характеризуемого кривой разгонки.

4.3.3 Методы расчета термодинамических свойств

Моделирующая система HYSYS включает различные методы расчета термодинамических свойств, таких как коэффициента фазового равновесия, энтальпии, энтропии, плотности, растворимости газов и твердых веществ в жидкостях и фугитивности паров. Имеются почти все опубликованные в литературе методы, а также специально разработанные методы, лицензированные у третьих фирм. Представленные в программе методы включают в себя:

Уравнения состояния, такие как метод Пенга-Робинсона для расчета коэффициентов фазового равновесия, энтальпий, энтропий и плотностей;

Обобщенные корреляции, такие как метод расчета коэффициентов фазового равновесия Чао-Сидера и метод расчета плотности жидкости API;

Методы коэффициентов активности жидкости, такие как метод NRTL (Non-Random Two-Liquid - Неслучайное двужидкостное) для расчета коэффициента фазового равновесия;

Специальные методы расчета свойств специфических систем компонентов, таких как спирты, амины, гликоли и системы кислой воды.

Наиболее часто для моделирования процессов добычи, транспортировки и переработки природного газа и нефти используется уравнение состояния Пенга-Робинсона или его расширенная модификация, реализованная в программе HYSYS.

4.3.4 Средства моделирования отдельных процессов и аппаратов

От состава средств моделирования отдельных процессов зависят функциональные возможности всей моделирующей системы. Как правило, все моделирующие системы включают средства для моделирования следующего набора процессов:

ректификационных колонн произвольной конфигурации, включая колонны с расслаивающимися на тарелках жидкостями и с химическими реакциями на тарелках; нефтяных колонн, гидравлики ректификационных колонн с ситчатыми, клапанными и колпачковыми тарелками, и насадочных колонн;

теплообменных аппаратов различных типов: нагревателей, холодильников, ребойлеров с паровым пространством, конденсаторов, воздушных холодильников;

трубопроводов различных конфигураций, от горизонтальных до вертикальных, с использованием совершенных методов расчета гидравлических сопротивлений двухфазных потоков;

реакторов: идеального вытеснения и идеального смешения, равновесных, стехиометрических, причем реакции могут протекать в трубе, в произвольной емкости, на тарелке ректификационной колонны.

С помощью большого набора встроенных утилит возможен расчет:

условий гидратообразования и его ингибирования, образования твердой углекислоты;

точки росы по воде и углеводородам;

товарных свойств нефтепродуктов;

размеров емкостей и трубопроводов;

нестационарного процесса сброса давления из емкости или системы емкостей в аварийном режиме.

4.3.5 Построение технологических схем из отдельных элементов

Система HYSYS имеет графический интерфейс, позволяющий формировать схемы непосредственно на экране компьютера, выбирая элементы из списка и соединяя их в определенном порядке. Этот интерфейс называется окном PFD (Process Flowsheet Diagram - технологическая схема процесса).

4.3.6 Расчет технологических схем

Любая задача моделирования эквивалентна задаче решения большой системы нелинейных уравнений. Эта система включает расчет необходимых термодинамических свойств, расходов и составов для всех потоков с применением выбранных моделей расчета свойств и процессов. В принципе, возможно решение всех этих уравнений одновременно, но в моделирующих системах обычно используется другой подход: каждый элемент схемы решается с применением наиболее эффективных алгоритмов, разработанных для каждого случая.

При расчете системы взаимосвязанных аппаратов в HYSYS последовательность расчета элементов определяется автоматически (или может быть задана пользователем). При наличии рециклов создается итерационная схема, в которой рецикловые потоки разрываются, и создается последовательность сходящихся оценочных значений. Эти значения получаются замещением величин, рассчитанных при предыдущем расчете схемы (Метод Простого Замещения) или путем применения специальных методов ускорения расчета рециклов - Вегштейна (Wegstein) и Бройдена (Broyden).

Ключевые особенности HYSYS:

удобный графический интерфейс (PFD - Process Flowsheet Diagram);

точные термодинамические модели (наличие 20 различных методов расчета термодинамических и физических свойств; более 2000 библиотечных компонентов и 16000 пар бинарных коэффициентов);

открытая архитектура (возможность создавать пользовательские термодинамические и кинетические модели, а также модели единиц оборудования с помощью встроенного языка программирования (аналога Visual Basic));

обширная библиотека модульных операций (статические и динамические модели ректификационных колонн, реакторов, теплообменников, циклонов);

детальный проектный и поверочный расчет теплообменников: импорт моделей из TASC+ (программа для детального конструкционного расчета кожухотрубчатых теплообменников), ACOL+ (детальный расчет воздушных холодильников), MUSE (расчет пластинчато-ребристых теплообменников);

наличие экономической оценки решения;

передача данных в конструкторскую программу (например, в AutoCAD).

С помощью набора встроенных утилит возможен расчет:

условий гидратообразования и его ингибирования, образования твердой углекислоты;

точки росы по воде и углеводородам;

кривых разгонок (ИТК, ГОСТ, вакуумная разгонка и т.д.);

товарных свойств нефтепродуктов;

размеров емкостей;

нестационарного процесса сброса давления из емкости или системы емкостей в аварийном режиме.

С использованием HYSYS можно проводить расчеты:

ректификационных колонн произвольной конфигурации, включая колонны с расслаивающимися на тарелках жидкостями и с химическими реакциями на тарелках; нефтяных колонн, гидравлического режима ректификационных колонн с ситчатыми, клапанными и колпачковыми тарелками, и насадочных колонн;

теплообменных аппаратов различных типов: нагревателей, холодильников, рибойлеров с паровым пространством, конденсаторов, воздушных холодильников;

трубопроводов различных конфигураций (горизонтальных и вертикальных) с использованием методов расчета гидравлических сопротивлений двухфазных потоков;

реакторов идеального вытеснения и идеального смешения, равновесных (реакции могут протекать в трубе, в произвольной емкости, на тарелке ректификационной колонны).

Экономический эффект от использования программы HYSYS достигается за счет следующих факторов:

Оптимизация проектирования ? возможность в сжатые сроки оценить рентабельность, безопасность и надежность установки;

Мониторинг состояния оборудования - уверенность в том, что оборудование работает в оптимальном режиме;

Уменьшение затрат на реализацию проекта - возможность свести к минимуму количество ошибок и сделать проект менее трудоемким [6].

4.3.6.7 Анализ старой и подборка новой оптимальной схемы теплообмена в программном пакете HYSYS

Рис. 9. Начальная схема теплообмена

При анализе старой схемы теплообмена были выявлены два существенных недостатка: неэкономичность и сильное экологическое загрязнение. Поэтому мной были предложены некоторые варианты модернизации узла, а затем выбрана самая подходящая, из предложенных, схема по нагреву газосырьевой смеси.

Рис. 10. Схема модернизации за счет замены одного теплообменника на два меньших размеров

Данная модернизация хоть и является экономически выгодной, но два новых теплообменника не обеспечивают нужного температурного режима процесса, т.е. внедрение двух теплообменников меньшего размера является неоправданным.



Рис.11. Схема модернизации, где все теплообменники заменены одним, большим по площади (4 хода).

Данная схема модернизации экономически невыгодна, также конструкция теплообменника является весьма громоздкой, тяжелой в монтаже и трудной в обслуживании.

Рис. 12. Оптимальная схема теплообмена

В данной схеме один теплообменник заменен на более продуктивный двухходовой. Данный проект является экономически выгодным, но главным плюсом является его экологичность. За счет подогрева газосырьевого продукта до 400 градусов мы можем исключить из схемы печь (на время пока наш катализатор новый), а затем включать ее только при необходимости, основной нагрев будет происходить новым теплообменником.

5. ТЕПЛОВОЙ И МАТЕРИАЛЬНЫЙ РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕННИКА Т-5

5.1 Температурный режим аппарата

tб = t1вых - t2вх = 340 - 300 = 40 С. [1]

tм = t1вх - t2вых= 400 -380 = 20 С. [2]

Если tб/tм меньше или равно 2, то, с ошибкой, не превышающей 4% средний температурный напор модет быть вычислен:

tср = (Дtб - Дtм)/2= (40 - 20)/2 = 10 єС [3]

5.2 Тепловая нагрузка аппарата

Q = 1,05G1c(t2вых - t2вх), [5]

где с = 1,67 кДж/(кгK) - теплоемкость сырья [10],

G1 =70 м3 /ч = 70*555=38850 кг/ч=10,8 кг/с - массовый расход газосырьевой смесь,

кг/ м3 при температуре 3800С

1,05 - коэффициент, учитывающий потери в окружающую среду.

Q = 1,0510,81,67(380-300) = 1500 кВт. [6]

Расход газопродуктовой смеси:

G2 = 10 кг/с, [8]

5.3 Ориентировочный выбор теплообменника

Принимаем ориентировочное значение критерия Рейнольдса Reор = 15000, соответствующее развитому турбулентному режиму движения жидкости, при котором обеспечиваются наилучшие условия теплообмена.

Число труб приходящееся на один ход теплообменника:

n/z = G1/0,785Reорdвнм2, [9]

где dвн - внутренний диаметр трубок,

м2 = 0,1•10-3 Па•с - вязкость сырья при 400 єС [1. с.142].

для труб 25Ч2 dвн = 0,021 м

n/z = 10,7/0,785•15000•0,021•0,1•10-3 =443. [10]

Принимаем также ориентировочное значение коэффициента теплопередачи Кор = 300 Вт/м2•К [1 c. 172], тогда ориентировочная поверхность теплообмена:

Fор = Q/Kор Дtср = 1500•103/300•10 =500 м2. [11]

Выбираем по ГОСТу теплообменник с близкой(большей) поверхностью теплообмена. F=507 м2 с диаметром кожуха 1000 мм и 718 трубками 25Ч2 .

5.4 Коэффициент теплоотдачи от стенки к раствору

где 1 = 0,15 Вт/мК - теплопроводность сырья [2. Приложение Б],

Nu2 - критерий Нуссельта.

Фактическое значение критерия Рейнольдса:

Re1 = G1/[0,785dвн(n/z)2 ]= [12]

= 10,7/[0,7850,021*(718/2)*0,110-3 ]= 18135

Режим движения турбулентный в этом случае критерий Нуссельта:

Nu2 = 0,021Re10,8Pr10,42(Pr1/Prст1)0,25, [13]

где Рr1 = - критерий Прандтля для сырья при 350 С [1c.564].

Принимаем в первом приближении отношение (Pr1/Prст1)0,25 = 1, тогда

Nu = 0,021181350,810,630,43 = 148 [14]

2 = Nu11/dвн,= 1480, 15/0,021 = 1056,3 Вт/м2К. [15]

5.5 Коэффициент теплоотдачи от сырья к стенке

, [16]

где = 555 кг/м3 - плотность при 380 град, посчитано при помощи коэффициента пересчета(0,0075) плотности ДТ для разных температур.

1 = 0,110-3 Пас - динамическая вязкость, [1. с.142]

= 0,15 Вт/(мК) - теплопроводность [ 2. Приложение Б]

Физико-химические свойства сырья взяты при температуре 400 С.

1 = 3,780,49 [55520,025442/(0,110-310)]1/3 = 2786 Вт/(мК). [17]

5.6 Тепловое сопротивление стенки

[18]

где ст = 0,002 м - толщина стенки трубки;

ст = 49 Вт/мК - теплопроводность стали 12МХ [1 c.529];

r1 = r2 = 1/2900 мК/Вт - тепловое сопротивление загрязнений стенок [1 c.531];

(/) = 0,002/49 + 1/2900 + 1/2900 = 7,210-4 мК/Вт. [19]

5.7 Коэффициент теплопередачи

K = 1/(1/1+(/)+1/2) =

1/(1/1056,3+7,210-4+1/2786) = 500 Вт/м2К. [20]

5.8 Температуры стенок

tст2 = tср2 + Кtср/2 = 330 + 50010/1056,3 =334,7С. [21]

Уточняем коэффициенты теплоотдачи.

Критерий Прандтля для раствора при tст2 =172 Prст2 = 10,57 [10]

2ут = 2(Pr2/Prст2)0,25 = 1056,3(10,63/10,57)0,25 = 1057,7 Вт/м2К. [22]

Уточняем коэффициент теплопередачи:

K = 1/(1/2786+7,210-4+1/1057,7) = 495 Вт/м2К. [23]

Температура стенки:

tст2 = 330 + 49510/1057,7=334,67С. [24]

Полученные значения близки к ранее принятым и дальнейших уточнений не требуется.

5.9 Поверхность теплообмена

F = Q/Ktср = 1500103/49510 = 303 м2 [25]

Выбираем теплообменник с ближайшей большей поверхность теплообмена: 800 диаметр кожуха 2х ходовой теплообменник кол-во трубок 442 25Ч2 с длиной труб 9 м, у которого поверхность теплообмена 312,0 м2.

6. КОНСТРУКТИВНЫЙ РАСЧЕТ

При данном расчете основными документами, с которыми ведется работа это ГОСТы под номерами:

- ГОСТ Р 52857.2-2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет цилиндрических и конических обечаек, выпуклых и плоских днищ

- ГОСТ Р 52857.3-2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Укрепление отверстий в обечайках и днищах при внутреннем и внешнем давлении. Расчет на прочность обечаек и днищ при внешних статических нагрузках на штуцер

- ГОСТ Р 52857.4-2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет на прочность и герметичность фланцевых соединений

- ГОСТ Р 52857.5-2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Расчет обечаек и днищ от воздействия опорных нагрузок

- ГОСТ Р 52857.7-2007 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность. Теплообменные аппараты.

- ГОСТ Р 53677-2009 Нефтяная и газовая промышленность. Кожухотрубчатые теплообменники. Технические требования.

6.1 Кожух теплообменника

Рис.13 Кожух

Исходные данные:

Таблица 6.1.

Материал:	ОХ18Н10Т
Внутр. диаметр, D:	800 мм
Толщина стенки, s:	16 мм
Прибавка для компенсации коррозии и эрозии, c1:	3 мм
Прибавка для компенсации минусового допуска, c2:	0,8 мм
Прибавка технологическая, c3:	0 мм
Сумма прибавок к расчётной толщине стенки, c:	3,8 мм
Длина кожука, L:	8700 мм

Таблица 6.2.

Выбор минимального диаметра по ГОСТу

Диаметр кожуха	Минимальная толщина стенок из стали
	углеродистой и низколегированной, двухслойной	высоколегированной хромоникелевой
наружный	внутренний	для аппаратов типа
		Н и К	П и У	Н и К	П и У
159, 219, 273, 325, 426, 530	400, 500	5	5	3	3
630	600	6	6	4	4
-	700, 800	6	8	4	6
-	900, 1000	6	10	6	8
-	1200	6	12	6	10
-	1400 и более	6	14	6	12

Коэффициенты прочности сварных швов:

Продольный шов: = 1

Окружной шов: = 1

Расчёт на прочность по ГОСТ 14249-89

Допускаемое давление:

=2 * 103 * 1 * (16 - 3,8) / (800 + 16 - 3,8) =3,094 МПа [26]

3,094 МПа > 2 МПа

Заключение: Условие прочности выполнено

Расчётная толщина стенки с учётом прибавок:

= (2 * 800)/(2 * 103 * 1 - 2) + 3,8 =11,7 мм sр=7,84мм [27]

Расчетный диаметр одиночного отверстия, не требующего укрепления:

[28]

Минимальное расстояние между “одиночными” штуцерами:

= 2 * (800 * (16 - 3,8))1/2 = 197,58 мм [29]

6.2 Обечайка цилиндрическая

Рис. 14 Обечайка

Исходные данные:

Таблица 6.3.

Материал:	ОХ18Н10Т
Внутр. диаметр, D:	800 мм
Толщина стенки, s:	14 мм
Прибавка для компенсации коррозии и эрозии, c1:	3 мм
Прибавка для компенсации минусового допуска, c2:	0,8 мм
Прибавка технологическая, c3:	0 мм
Сумма прибавок к расчётной толщине стенки, c:	3,8 мм
Длина обечайки, L:	800 мм

Коэффициенты прочности сварных швов:

Продольный шов:

= 1

Окружной шов:

= 1

Расчёт на прочность и устойчивость по ГОСТ 14249-89

Гладкая обечайка, нагруженная внутренним избыточным давлением (п. 2.3.1.).

Допускаемое давление:

= мм[30]

2,59 МПа > 2 МПа

Заключение: Условие прочности выполнено

Расчётная толщина стенки с учётом прибавок:

= (2 * 800)/(2 * 103 * 1 - 2) + 3,8 =11,7 мм [31]

Расчетный диаметр одиночного отверстия, не требующего укрепления:

 [32]

Минимальное расстояние между “одиночными” штуцерами:

6.3 Днище эллиптическое №1

Толщины обечаек, днищ, опор с учетом прибавки для компенсации коррозии должны быть не менее: (D/1000+2,5) мм - из углеродистых и низколегированных сталей, где D - внутренний диаметр обечайки, днища, опоры, мм; (ГОСТ Р 53677-2009)

Расчёт на прочность и устойчивость по ГОСТ 14249-89

Рис. 15 Днище эллиптическое

Исходные данные

Таблица 6.4.

Материал:	ОХ18Н10Т
Внутр. диаметр, D:	800 мм
Толщина стенки днища, s1:	14 мм
Прибавка для компенсации коррозии и эрозии, c1:	3 мм
Прибавка для компенсации минусового допуска, c2:	0,8 мм
Прибавка технологическая, c3:	0 мм
Суммарная прибавка к толщине стенки, c:	3,8 мм
Высота днища, H:	200 мм
Длина отбортовки, h1:	0 мм

Радиус кривизны в вершине днища:

Н = 0,25 D

= 8002 / (4 * 200) = 800 мм [33]

Коэффициент прочности сварного шва:

= 1

Расчёт в рабочих условиях

Условия нагружения:

Расчётная температура, T:	400	oC
Расчётное внутреннее избыточное давление, p:	2	МПа

Результаты расчёта:

Допускаемые напряжения:

Допускаемые напряжения для материала ОХ18Н10Т при температуре t = 400 oC (рабочие условия):

[б]= 103 МПа

Модуль продольной упругости для материала ОХ18Н10Т при температуре 400 oC:

E= 1,78•105 МПа

Днища, нагруженные внутренним избыточным давлением (п. 3.3.1.).

Расчётная толщина стенки с учётом прибавок:

=(2 * 800)/(2 * 103 * 1 - 0.5 * 2) + 3,8 = 11,6 мм [34]

Допускаемое давление:

 =МПа [35]

2,609 МПа > 2 МПа

Заключение: Условие прочности выполнено

6.4 Днище эллиптическое №2

Расчёт на прочность и устойчивость по ГОСТ 14249-89

Рис. 16 Днище эллиптическое.

Исходные данные

Таблица 6.5.

Материал:	ОХ18Н10Т
Внутр. диаметр, D:	1000 мм
Толщина стенки днища, s1:	16 мм
Прибавка для компенсации коррозии и эрозии, c1:	3 мм
Прибавка для компенсации минусового допуска, c2:	0,8 мм
Прибавка технологическая, c3:	0 мм
Суммарная прибавка к толщине стенки, c:	3,8 мм
Высота днища, H:	200 мм
Длина отбортовки, h1:	0 мм

Радиус кривизны в вершине днища:

= 10002 / (4 * 200) = 1250 мм [36]

Коэффициент прочности сварного шва:

= 1

Расчёт в рабочих условиях

Условия нагружения:

Расчётная температура, T:	400	oC
Расчётное внутреннее избыточное давление, p:	2	МПа

Результаты расчёта:

Допускаемые напряжения:

Допускаемые напряжения для материала ОХ18Н10Т при температуре t = 400 oC (рабочие условия):

[б]= 103 МПа

Модуль продольной упругости для материала ОХ18Н10Т при температуре 400 oC:

E= 1,78•105 МПа

Днища, нагруженные внутренним избыточным давлением (п. 3.3.1.).

Расчётная толщина стенки с учётом прибавок:

=(2 * 1000)/(2 * 103 * 1 - 0.5 * 2) + 3,8 = 13,56 мм [37]

Допускаемое давление:

= 2,49 МПа [38]

2,49 МПа > 2 МПа

Заключение: Условие прочности выполнено

6.5 Опоры аппарата

Максимальная масса аппарата:

Gmax = Ga+Gв = 7400 +2138 = 9538 кг = 10 кН, [39]

где Ga = 7400 кг - масса аппарата [2 c.56]

Gд -. Масса дизельного топлива в аппарате

Gд= 2138 кг. [40]

Принимаем, что аппарат установлен на двух седловых опорах, тогда нагрузка приходящаяся на одну опору:

Gоп = 10/2 = 5 кН [41]

По Тимонину выбираем опору с допускаемой нагрузкой 80 кН(одна опора подвижная для компенсации расширения кожуха).

Рис. 17 Опора аппарата

Исходные данные

Таблица 6.6.

Элемент, связанный с опорой:	Кожух теплообменника
Внутренний диаметр , D:	800 мм
Толщина стенки обечайки, s:	14 мм
Прибавка для компенсации коррозии и эрозии, c1:	3 мм
Прибавка для компенсации минусового допуска, c2:	0,8 мм
Прибавка технологическая, c3:	0 мм
Сумма прибавок к стенке , c:	3,8 мм
Ширина опоры, b:	250 мм
Угол охвата опоры, :	120 градус
Расстояние от края элемента, lo:	5,5•103 мм
Расстояние до днища, a:	1,7•103 мм
Высота опоры, H:	154 мм
Толщина листа, s2:	6 мм
Ширина листа, b2:	360 мм
Угол охвата листа, :	140 градус

Так же по Тимонину [7] выбираем строповые устройства. Это ушки в исполнении с нагрузкой на одно строповое устройство 0,08 МН.

Рис. 18 Ушки.



Рис.19 Таблица строповых устройств.

6.6 Штуцер

Расчёт прочности узла врезки штуцера

Исходные данные

Таблица 6.7.

Элемент:	Штуцер
Условное обозначение (метка)	Штуцер
Элемент, несущий штуцер:	Кожух теплообменника

Рис. 20. Штуцер

Материал несущего элемента:	ОХ18Н10Т
Толщина стенки несущего элемента, s:	14 мм
Сумма прибавок к стенке несущего элемента, c:	3,8 мм
Материал штуцера:	ОХ18Н10Т
Внутренний диаметр штуцера, d:	250 мм
Толщина стенки штуцера, s1:	20 мм
Сумма прибавок к толщине стенки штуцера (включая коррозию), cs	2 мм
Длина штуцера, l1:	80 мм

Коэффициенты прочности сварных швов:

Продольный шов штуцера:

фl = 1

Шов обечайки в зоне врезки штуцера:

ф = 1

Расчётный диаметр цилиндрической обечайки:

= 800 мм

Расчёт в рабочих условиях

Условия нагружения:

Расчётная температура, T:	400	oC
Расчётное внутреннее избыточное давление, p:	2	МПа

Свойства материала элемента, несущего штуцер

Допускаемые напряжения для материала ОХ18Н10Т при температуре t = 400 oC (рабочие условия):

[б]= 103 МПа

Модуль продольной упругости при температуре 400 oC:

E = 1,78•105 МПа

Свойства материала штуцера

Допускаемые напряжения для материала ОХ18Н10Т при температуре t = 400 oC (рабочие условия):

[б]1= 103 МПа

Модуль продольной упругости при температуре 400oC:

E1 = 1,78•105 МПа

Расчётная толщина стенки штуцера:

=2 * (250 + 2 * 2) / (2 * 103 * 1 - 2)= 2,49 мм [42]

Допускаемое давление:

= МПа [43]

13,6 МПа > 3 МПа

Заключение: Условие прочности и устойчивости выполнено

Расчёт укрепления отверстия по ГОСТ 24755-89

Расчётная толщина стенки несущего элемента:

sp = 7,84 мм

Условный расчётный диаметр отверстия:

=250 = 250 мм [44]

Расчётный диаметр отверстия (ось штуцера совпадает с нормалью к поверхности в центре отверстия):

=250 + 2 * 2 = 254 мм (т.к. агрессивная среда с двух сторон) [45]

Расчетный диаметр одиночного отверстия, не требующего укрепления:

= [46]

Расчетная длина внешней части штуцера:

= min{ 80; 1.25 * ((250 + 2 * 2) * (20 - 2))1/2}=80мм [47]

Отношения допускаемых напряжений (п. 2.6)

Для внешней части штуцера:

=min{1.0, 103 / 103} = 1 [48]

Ширина зоны укрепления:

= (800 * (14 - 3,8))1/2= 90,3 мм [49]

Расчетная ширина зоны укрепления:

lр=90,3 мм

Расчетный диаметр:

= 0.4 * (800 * (14 - 3,8))1/2= 36,1 мм [50]

[51]

= min{1; [1 + (80 * (20 - 2) * 1 + 0 * 0 * 0 + 0 * (0 - 2 - 0) * 1) / (90,3 * (14 - 3,8))] / [1 + 0.5 * (254 - 36,1) / 90,3+ 1 * (250 + 2*2) / 800 * 1 / 1 * 80 / 90,33272] = 1,030459}=1

=2 * 1 * (14 - 3,8) * 1 * 103 * 1 / [800 + (14 - 3,8) * 1]= 2,59 МПа [54]



Отверстие считается одиночным, если ближайшее к нему отверстие не оказывает на него влияния, т.е. расстояние между наружными поверхностями соответствующих штуцеров удовлетворяет условию:

= (800 * (14 - 3,8))1/2 + (800 * (14 - 3,8))1/2 = 180,6 мм [52]

Условие выполнено, дальнейших расчётов укреплений не требуется.

Допускаемое давление [p] = 2,59 МПа > 2 МПа

Заключение: Условие прочности и устойчивости выполнено

Заключение: Условие прочности выполнено

6.7 Фланцевое соединение

Выбран по РД 26-15-88



Рис. 21. Фланцевое соединение

Исходные данные

Таблица 6.8.

Материал:	ОХ18Н10Т
Смежный элемент:	Кожух теплообменника
Материал смежного элемента:	ОХ18Н10Т
Внутренний диаметр фланца, D:	800 мм
Наружный диаметр фланца, Dн:	1,005•103 мм
Высота фланца (кольца), h1:	75 мм
Сумма прибавок, c:	0 мм
Длина конической части втулки, l:	55 мм
Длина цилиндрической части втулки, lc:	0 мм
Толщина цилиндрической части втулки, s0:	19 мм
Толщина конической части втулки, s1:	38 мм
Радиус перехода, r:	7 мм

Фланец камеры:

Материал:	ОХ18Н10Т
Смежный элемент:	Обечайка цилиндрическая
Материал смежного элемента:	ОХ18Н10Т
Внутренний диаметр фланца, D:	800 мм
Наружный диаметр фланца, Dн:	1,005•103 мм
Высота фланца (кольца), h2:	75 мм
Сумма прибавок, c:	0 мм
Длина конической части втулки, l:	55 мм
Длина цилиндрической части втулки, lc:	0 мм
Толщина цилиндрической части втулки, s0:	19 мм
Толщина конической части втулки, s1:	38 мм
Радиус перехода, r:	7 мм

Болты:

Диаметр болтовой окружности, Dб:	945 мм
Материал:	35Х
Наружный диаметр, d:	36 мм
Количество, n:	36
Контроль затяжки:	Нет

Прокладка:

Материал прокладки:	Асбест по ГОСТ 2850 - в оболочке из стали 08Х13
Толщина, hп:	2 мм
Средний диаметр, Dсп:	850 мм
Ширина, bп:	19 мм

6.8 Трубная решетка

Исходные данные

Решетка:

Таблица 6.9.

Материал:	ОХ18Н10Т
Толщина решетки, s­p:	100 мм
Сумма прибавок к расчётной толщине решетки, cp:	2 мм
Диаметр утолщенной части, DB:	750 мм
Наличие перегородки:	Да
Толщина решетки в месте паза под перегородку, sn:	40 мм
Ширина паза под перегородку, bn:	40 мм
Шаг расположения отверстий, tp:	32 мм
Расстояние между рядами отверстий, tn	55,42 мм
Толщина стенки, sT	5 мм
Суммарная прибавка, cT:	2 мм
Диаметр отверстий, d0:	25,5 мм
Специальные требования к жесткости (недопустим остаточный прогиб)	Нет

Расчёт в рабочих условиях по ГОСТ Р 52857.7-2007

Условия нагружения:

Расчётное избыточное давление в трубном пространстве, pT:	2Па
Расчётное избыточное давление в межтрубном пространстве, pM:	2МПа
Расчетная температура решетки, Tp:	400 oC

Результаты расчёта:

Прочность трубной решетки

Расчетное давление (принимается равным максимально возможному перепаду давлений, действующих на решетку):

= max{ |2; |2; |2- 2} =2МПа [53]

Расчетная толщина трубной решетки в беструбной зоне:

= 0.5 * 36,41201 * (2 / 103)1/2 =2,53 мм [54]

Условие прочности:

100 мм > 2,53 + 2 = 4,53 мм. Условие прочности выполнено

Для решеток с трубами, закреплёнными на всю толщину решетки:

Расчетная толщина трубной решетки в зоне перфорации:

= 850 / 4.2 * (2 (0,515625 * 103))1/2 =44,47 мм [55]

Условие прочности:

100 мм > 44,47 + 2 = 46,47 мм. Условие прочности выполнено

Расчетная толщина трубной решетки из условия прочности в сечении канавки:

[56]

=44,47 * max{[1 - (25,5/40 * (55,42563/32 - 1))1/2; 0,5156251/2}=31,8мм

Условие прочности:

40 мм > 31,8+ 2 = 33,8мм. Условие прочности выполнено

Расчетная толщина решетки в месте уплотнения под кольцевую прокладку:

[57]

=max{0.71 * (2/ 103 * 850 * (850 - 750))1/2; 0.5 * 850 *2/ 103}=28,8 мм

Условие прочности:

90 мм > 28,8 + 2 = 30,8 мм. Условие прочности выполнено

7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

7.1 Скорость раствора в трубах

wтр = G2z/(0,785dвн2n2) = 10*2/(0,785*0,025*442*555)=0,16 м/с

7.2 Коэффициент трения

, [58]

где е = /dвн = 0,2/25 = 0,008 - относительная шероховатость,

= 0,2 мм - абсолютная шероховатость.

= 0,25*{lg[0.008/3.7+(6.81/18135)^0.9]}^2 = 0,6

7.3 Скорость раствора штуцерах

wшт =4G2/(0,785dшт22) = 10/(3,140,8555) = 0,19с [59]

7.4 Гидравлическое сопротивление трубного пространства

[60]

= 0,6((9*2/0,025*0,025*555/2)+6(0,025*555/2+3*0,036*555/2)=

=3218 Па

8. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Установка гидроочистки дизельных топлив Л-24-7 предназначена для удаления органических сернистых, азотистых, и кислородсодержащих соединений из дизельного топлива путем их деструктивной гидрогенизации, а также деструктивной депарафинизации гидроочищенного дизтоплива.

Проектная производительность 1200 тыс.т/г ( 8000 часов работы в год)

Ввод установки в эксплуатацию - март 1967г.

Проект установки разработан институтом «Ленгипронефтегаз» (номер проекта I-0-410-9, 1954 г.)

Проект реконструкции установки по вводу блока деструктивной депарафинизации гидроочищенного дизтоплива разработан проектно-конструкторским бюро (ПКБ) ОАО «Газпромнефть-ОНПЗ» в 2011году

Производительность по сырью после реконструкции:

- по реакторному блоку гидроочистки дизельного топлива 600 тыс.т/г (8000 часов работы в год)

- по реакторному блоку депарафинизации гидроочищенного дизельного топлива 405 тыс.т/г.

Технологическая схема установки однопоточная (после реконструкции 2011 г.)

8.1 Расчет материальных затрат

Таблица 8.1.

Расчет капитальных затрат на оборудование

Наименование	Единица измерения	Количество	Цена (руб.)	Стоимость (руб.)
Теплообменник 1	М2	700	4200	2940000
Монтаж	-	2	125000	250000
Транспортировка				294000
ИТОГО:	-	-	-	6 424 000

Таблица 8.2.

Расчет эксплуатационных затрат

Наименование	Расход т/год	Цена (руб.)	Стоимость (руб.)
Мазут	7500	11500	86 250 000
Чистка трубного пространства		112 000	224 000
Чистка межтрубного пространства		56 000	112 000

Стоимость всех капитальных затрат составляет 6 424 000 руб.

За счет замены теплообменника на более продуктивный мы сэкономим на количестве сжигаемого мазута в печи (тк. новый теплообменник будет эффективнее нагревать газосырьевую смесь до ее попадания в печь).

Таблица 8.3.

Расчет капитальных затрат на новый теплообменник

Наименование	Единица измерения	Расход т/год	Количество	Цена (руб.)	Стоимость (руб.)
Теплообменник	М2				5 460 000
Монтаж	-		1	213000	213000
Транспортировка			1		273 000
ИТОГО:	-		-	-	5 946 000

Таблица 8.4.

Расчет эксплуатационных затрат для нового оборудования

Наименование	Расход т/год	Цена (руб.)	Стоимость (руб.)
Мазут	4000	11500	82 800 000
Чистка трубного пространства		74 000	74 000
Чистка межтрубного пространства		38 000	38 000

8.2 Расчет показателей оценки инвестиционного проекта

Таблица 8.5.

Расчетные формулы показателей оценки инвестиционного проекта

Год	Экономия млн. руб.	Инвестиции млн. руб.	Денежный поток млн. руб.	Дисконт	Норма дисконта, %	Дисконтированный денежный поток, млн. руб.	ЧДД, млн. руб.	ИД
0		5,95	-5,95	1,00	15	-5,95	-5,95	0
1	32	0,00	32	0,87	15	27,84	21,8	4,6
2	32	0,00	32	0,76	15	24,32	46	8,7
3	32	0,00	32	0,66	15	21,12	67,1	12,21
4	32	0,00	32	0,57	15	18,24	85,4	15,3
5	32	0,00	32	0,5	15	16	101,3	18
6	32	0,00	32	0,43	15	13,76	115,1	20,3
7	32	0,00	32	0,38	15	12,16	127,1	22,3
8	32	0,00	32	0,33	15	10,56	137,6	24,1
9	32	0,00	32	0,28	15	8,96	146,7	25,6
10	32	0,00	32	0,24	15	7,68	154,6	26,9

Экономия =(Эксплуатационные затраты1- Эксплуатационные затраты2)*0,2

Или так Дисконт =1/(1+q), где q - норма дисконта

ВНД = 455% (посчитано при помощи специальной функции для денежных потоков в Excel)

= 5,95:32= 0,2= 70 дней

Срока окупаемости можно также определить по графической зависимости накопленного дисконтированного денежного потока за определенный период времени.

Рис.22. Графическое определение срока окупаемости

Вывод: Исходя из наших расчетов, а также из графического материала, видно, что проект является экономически выгодным и окупится через 70 дней.

9. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВКИ Л-24/7.

9.1 Анализ вредных и опасных факторов производства

Опасности применяемого оборудования и трубопроводов обусловлены спецификой производства: пожаро-взрывоопасностью используемого сырья и получаемых продуктов; высокие энергетические параметры (температура, давление) рабочей среды; значительное количество нефтепродуктов, обращающихся в технологической системе.

Установка Л-24-7 - гидроочистки дизельных топлив является взрывопожароопасным производством. Процесс проводится при повышенных температурах (300…425оС) и давлении до 5,88 МПа (60 кгс/см2).

Продуктами, определяющими взрывоопасность установки, являются пары дизельных фракций, бензин-отгона, водородсодержащий газ, углеводородные газы, которые при взаимодействии с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии открытого огня или искры. Жидкие продукты, получаемые на установке, являются горючими жидкостями, имеют низкую температуру вспышки, водородсодержащий газ имеет широкий объемный диапазон предела взрываемости в смеси с воздухом (4,09ч80) %.

К факторам, повышающим опасность производства, относятся:

- несоблюдение норм технологического режима, предусмотренных Регламентом;

- несоблюдение установленной последовательности операций по пуску и останову установки, отдельных видов оборудования;

- несоблюдение обслуживающим или ремонтным персоналом правил безопасного проведения подготовительных, ремонтных и других видов (огневых, земляных и т.д.) работ;

- разгерметизация оборудования установки (вследствие несоблюдения вышеуказанных факторов, а также процессов коррозии и износа металла оборудования), приводящая к образованию газо-взрывоопасных сред, с возможным последующим загоранием;

- отказ работы приборов КИП и А, системы ПАЗ, системы автоматического управления процессом;

- прекращение подачи на установку: электроэнергии, пара, воздуха КИП, оборотной воды и т.д.

Наиболее опасные места на установке:

- места отбора проб для лабораторных анализов;

- сырьевая, бензиновая и горячая насосные;

- печи П-1, П-2, П-3, П-4;

- помещение компрессорной;

- заглубленная дренажная емкость Е-20;

- все колодцы промканализации и приямки, где возможны скопления углеводородных газов

9.2 Основные требования по пожарной безопасности

Ответственность за пожарную безопасность отдельных объектов возлагается на руководителя объекта или лицо, исполняющее его обязанности, назначаемое приказом руководителя предприятия.

На объекте на видном месте должна быть вывешена табличка с указанием фамилии, имени, отчества и должности ответственного за пожарную безопасность.

Во всех производственных, административных, складских и вспомогательных помещениях на видных местах должны быть вывешены таблички с указанием номера телефона вызова пожарной охраны.

Правила применения на территории объекта открытого огня, проезда транспорта, допустимость курения устанавливаются «Инструкцией по пожарной безопасности в ОАО Газпромнефть - ОНПЗ» /общие правила/ (V-2) и «Инструкцией по охране труда и безопасному проведению огневых работ в ОАО Газпромнефть - ОНПЗ» (IV-ПБ-114).

Для привлечения работников к работе по предупреждению и правильным действиям в случае возникновения пожаров борьбе на объектах могут создаваться добровольные пожарные дружины.

9.2.1 Требования пожарной безопасности к электроустановкам и вентиляции

Электроустановки должны монтироваться и эксплуатироваться в соответствии с Правилами устройства электроустановок (ПУЭ), Правилами технической эксплуатации электроустановок потребителями (ПТЭЭП), Правилами по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок и другими нормативными документами.

Электродвигатели, аппараты управления, пускорегулирующая, контрольно-измерительная и защитная аппаратура, вспомогательное оборудование и проводки должны иметь исполнение и степень защиты, соответствующие классу зоны по ПУЭ. А также иметь аппараты защиты от токов короткого замыкания и перегрузок.

При эксплуатации электроустановок запрещается:

- использовать электроаппараты и приборы в условиях, не соответствующих рекомендациям (инструкциям) предприятий-изготовителей, или имеющие неисправности, могущие привести к пожару, а также эксплуатировать провода и кабели с поврежденной или потерявшей защитные свойства изоляцией;

- пользоваться поврежденными розетками, рубильниками, другими электроустановочными изделиями;

- обертывать электролампы и светильники бумагой, тканью и другими горючими материалами, а также эксплуатировать их со снятыми колпаками (рассеивателями);

- пользоваться электроплитками, электрочайниками и другими электронагревательными приборами без подставок из негорючих материалов;

- оставлять без присмотра включенные в сеть электронагревательные приборы.

Переносные электрические светильники должны быть выполнены с применением гибких электропроводок, оборудованы стеклянными колпаками, а также защищены предохранительными сетками и снабжены крючками для подвески. Напряжение питания переносных электросветильников должно быть12 В.

При эксплуатации систем вентиляции и кондиционирования воздуха запрещается:

- оставлять двери вентиляционных камер открытыми;

- закрывать вытяжные каналы, отверстия и решетки;

- выжигать скопившиеся в воздуховодах жировые отложения, пыль и другие горючие вещества.

Вентиляционные камеры, фильтры, воздуховоды должны очищаться от горючих пылей и отходов производства в сроки, определенные приказом по предприятию.

Фильтры для очистки воздуха, удаляемого от обеспыливающих устройств машин и агрегатов, должны устанавливаться в изолированных помещениях.

9.2.2 Средства (системы) пожаротушения на установке

Системы противопожарной защиты

На установке предусмотрены следующие системы:

система противопожарного водопровода с подключением лафетных стволов, расположенных в следующих местах:

а) напротив бензиновой насосной,

б) на эстакаде между С-201 и Х-2- радиус действия каждого ствола 30 м;

колонные аппараты К-1, К-2, К-3, К-4, К-5, К-6 оснащены водяными сухотрубами с подачей воды от противопожарного водопровода;

пожарные гидранты (ПГ), расположенные по периметру установки;

система паротушения в горячей насосной, подача пара в насосную осуществляется штурвалом задвижки, вынесенным на внешнюю сторону стены;

паровая завеса печей П-1, П-2, П-3, П-4 которая представляет собой закольцованный трубопровод диметром 125 мм, через каждые 300 мм имеются отверстия диаметром 5 мм;

подача пара в камеры сгорания печей П-1, П-2, П-3, П-4 в случае прогара змеевиков.

Установка оснащена первичными средствами пожаротушения:

система паровых стояков, с возможностью подключения гибких паровых шлангов;

система водяных стояков, с возможностью подключения гибких водяных шлангов;

порошковые огнетушители типа ОП-8, углекислотные - ОУ-5, ОУ-10 ящики с песком, лопаты, носилки, войлок - в количестве, предусмотренном «Правилами пожарной безопасности в РФ» ППБ-01-93.

9.2.3 Обеспечение безопасности людей при пожаре

Безопасность людей на случай пожара обеспечивается:

конструктивно-планировочным решением производственных помещений и оборудования объекта, гарантирующим возможность осуществления быстрой эвакуации людей;

наличием в помещениях компрессорной, насосных, здании операторной нескольких (минимум двух) выходов, согласно проекту;

постоянным содержанием в исправном состоянии специального оборудования, способствующего успешной эвакуации людей в случае пожара или аварийной ситуации (систем оповещения, аварийного освещения);

ознакомлением всех работающих с основными требованиями пожарной безопасности на ежегодных занятиях по программе пожарно-технического минимума;

приобретением навыков действий при возникновении аварийных ситуаций путем проведения тренировочных занятий по «Плану локализации аварийных ситуаций»;

установлением со стороны администрации систематического контроля за соблюдением мер предосторожности при ремонтных работах, эксплуатации оборудования, электроприборов.

Расположение средств пожарной сигнализации, пути эвакуации персонала из опасной зоны обозначены на плане расположения аппаратуры и оборудования объекта.

9.3 Анализ вредных и опасных факторов производства

Основные опасные и вредные производственные факторы:

· Наличие на объекте большого количества дизельного топлива под давлением и высокой температуре, при реакции с воздухом взрывоопасная смесь.

· Присутствие на установке ВСГ (водородсодержащий газ) под высоким давлением, что создает опасность при прорыве трубы.

· Процесс гидроочистки ведется при высоких температурах до 425 С

· Рабочее давление установки около 4 Мпа

· Возможность образования зарядов статического электричества при движении азов и жидкостей по аппаратам и трубопроводам создает опасность взрыва или загорания

· При обслуживающих работах может произойти падение с большой высоты (высота реактора 10м)

· Возможность травмирования работников при использовании неисправного инструмента

· Наличие постоянного теплового излучения от реакторов и теплообменников

· Наличие шумов и вибрации в насосном помещении

9.3.1 Взрывоопасность и пожароопасность на установке Л-24/7

Таблица 9.1

Классификация по взрывоопасности технологических блоков

№ п/п	Номер блок	Номера позиций аппаратуры, оборудования по технологической схеме составляющие технологический блок	Относительный энергетический потенциал технологического блока	Категория взрывоопасности	Класс зоны по уровню опасности возможных разрушений, травмирования персонала
1.	1	Н-1 (Н-2), Т-1, Т-2, Т_5, П-1, Р-1, Р-2, С_101, С-1, ТВ-101, К_3, ПК-1 (ПК-2), С-5	40,87	I	1- 48,621 м 2 -71,652 м 3 - 122,832 м 4 - 358,26 м 5 - 716,52 м
2.	2	Н-3 (Н-2), Т-3, Т-4, Т_6, П-2, Р-3, Р-4, С_201, С-2, ТВ-201, К_4, ПК-3 (ПК-2), С-6	40,87	I	1- 48,621 м 2 - 71,652 м 3 - 122,832 м 4 - 358,26 м 5 - 716,52 м
3.	3	К-1, К-2, Н_4, Н-5, Н_6, П-3, П-4, Т_9, Т_10, Т_11, Т_12, Т-13,Т-15, Т-16, АВО-1, АВО-2, ХК-1, ХК-2, С-7, С-8, С-8а, С-7а, Н-7, Н-8, Н_9, Х-11	57,97	I	1- 76,394 м 2 -112,58 м 3 - 192,995 м 4 - 562,901 м 5 - 1125,8 м
4.	4	К-6, С-10, С-11, Н_15, Н-16	19,89	III	1- 12,798 м 2 - 18,86 м 3 - 32,33 м 4 - 94,3 м 5 - 188,6 м
5.	6	К-7, ХК-3, С-9, Т_17, Т-18, Т-19, Т-20, Х-9, Х-10, Э-1, Э-2, Н_10, Н_11, Н_12, Е_8, Е-9, Е-10	19,74	III	1- 12,616 м 2 - 18,592 м 3 - 31,872 м 4 - 92,96 м 5 - 185,92 м
6.	7	Т-23, Ф-1, Ф-2	5,944	III	1- 1,145 м 2 - 1,688 м 3 - 2,894 м 4 - 8,44 м 5 - 16,888 м
7.	8	Е-20, Н-28	3,758	III	1- 0,458 м 2 - 0,677 м 3 - 1,157 м 4 - 3,373 м 5 - 6,746 м
8.	9	Е-19	35,77	II	1- 39,174 м 2 - 57,73 м 3 - 98,97 м 4 - 288,651 м 5 - 577,301 м
9.	10	Е-23, Х-13	22,26	III	1- 16,006 м 2 - 23,588 м 3 - 40,437 м 4 - 117,941 м 5 - 253,883 м

Таблица 9.2

Взрывопожарная опасность, санитарная характеристика зданий и помещений, наружных установок

Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок	Категории взрывопожарной и пожарной опасности помещений, зданий и наружных установок	Классификация взрывоопасных зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования по ПУЭ	Группа производ-ственныхых процессов по санитарной характерис-тике	Средства пожаротушения
		класс взрывоопасной зоны	категория и группа взрывоопасных смесей	наименование веществ, опреде-ляющих категорию и группу взрывоопасных смесей
Компрессорная а) Помещение компрессоров	А	В-1А	II C-Т1, IIА-Т3	ВСГ, Н2S	3б	Огнетушители ОП-10, ОУ-40
б) Помещение маслосклада	В-4	-	-	Высокотемпера-турные УВ	3б	Огнетушители ОП-10
в) Венткамера приточная	Д	-	-	-	-	Огнетушители ОП-10
г) Венткамера вытяжная	А	В-1А	II C-Т1	Углеводороды в смеси с воздухом	3б	Огнетушители ОП-10

9.4 Дополнительные меры безопасности при эксплуатации производства

9.4.1 Безопасные методы обращения с пирофорными отложениями и продуктами

Образование пирофорных соединений связано с воздействием на железо и его окислы:

в газовой и паровой фазе (над поверхностью нефтепродукта) - сероводорода, содержащегося в газах и парах нефтепродуктов;

в жидкой фазе (под поверхностью нефтепродукта) элементарной серы и растворенного сероводорода.

Внешне пирофорные соединения, состоящие из сульфидов железа, смолистых веществ, продуктов органического происхождения, механических примесей, представляют собой черный осадок, похожий на сажу, покрывающей внутренние стенки трубопроводов и технологического оборудования.

Пирофорные соединения, под воздействием атмосферного кислорода, способны к сильному разогреву и могут быть источником взрыва и пожара.

Взрывы и пожары, возникающие в результате самовозгорания пирофорных соединений, чаще всего возникают при опорожнении и вскрытии технологического оборудования с нефтепродуктами.

До тех пор пока пирофорные отложения покрыты жидкостью или соприкасаются с парами и газами, не содержащими кислород, они не окисляются. После высыхания пирофоров и при контакте их с кислородом воздуха начинается быстрое окисление и самовозгорание.

Активность пирофорных соединений возрастает с повышением температуры окружающей среды, хотя самовозгорание возможно при любой, даже низкой температуре (имеются факты самовозгорания при температуре минус 20 оС). Аппараты и трубопроводы после вывода оборудования из работы и их освобождения от продуктов должны быть пропарены водяным паром. При вскрытии аппарата должен быть вскрыт нижний штуцер или люк и взята проба для анализа на содержание в ней опасных концентраций паров продукта (должно быть не более 10 % от нижнего концентрационного предела воспламенения). Очистку внутренних стенок аппаратов и емкостей от пирофоров проводят при одновременном увлажнении водой, с применением инструментов, исключающих искрообразование. Пирофорные соединения, извлеченные из аппаратов и емкостей, удаляют с территории установки, следя за тем, чтобы при перевозке они были достаточно увлажнены.

При консервации технологической установки или части оборудования, все сосуды и аппараты должны быть подвергнуты очистке от пирофорных соединений. Все трубопроводы, сосуды и аппараты необходимо поставить под избыточное давление азотом до 3 кгс/см2 (при этом необходимо учитывать, чтобы давление азота не превышало разрешенного давления трубопроводов, сосудов, аппаратов).

9.4.2 Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов на установке при разливах и авариях

Разливы вязких нефтепродуктов (мазут) удаляются путем смешивания продукта с песком, затаривания смеси в емкости (бочки) и вывоза с территории.

Разливы светлых нефтепродуктов смываются водой, подаваемой по шлангу к месту разлива, в промливневую канализацию предприятия.

9.5 Коллективные и индивидуальные средства защиты работающих

9.5.1 Коллективные средства защиты работающих

В соответствии с ГОСТ 12.4.011-75 “Средства защиты работающих” установка оснащена следующими защитными системами и мероприятиями: