Гидроочистка дизельного топлива
Содержание
1. Общая часть
1.1 Назначение установки,ее краткая характеристика
1.2 Химизм процесса
1.3 Качество сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции,
ГОСТы и ТУ на сырье и продукты
1.4 Описание технологической схемы
1.5 Нормы технологического режима
1.6 Подбор оборудования, насосов, компрессоров
1.7 Влияние факторов на качество и выход продукции
1.8 Лабораторный контроль
1.9 Описание схемы контроля и автоматического регулирования
2. Исходные данные для технологического расчета
2.1 Материальный баланс установки 24/7
2.2 Исходные данные для расчета аппарата
3. Органиация производства
3.1 Режим работы установки
3.2 График сменности
4. Экономическая часть
4.1 Стоимость оборудования, зданий и сооружений, инструмента и
инвентаря
4.2 Баланс рабочего времени персонала установки
4.3 Исходные данные для расчета себестоимости продукции или затрат
на переработку продукции
5. Мерроприятия по технике безопасности и противопожарной технике и
охране окружающей среды
5.1 Техника безопасности, охрана труда и противопожарная
профилактика
5.2 Возможные неполадки в работе установки
1.
Общая часть
1.1 Назначение установки,ее краткая
характеристика
Установка ЛЧ-24/7 - гидроочистка
дизельного топлива предназначена для очистки дизельных топлив от сернистых
соединений путем их гидрирования. Установка пущена в эксплуатацию в 1970 году.
Технология процесса разработана
ВНИИНП.
Проект установки разработан на
основании межгосударственного соглашения между ЧССР и СССР и на основании
сотрудничества проектантов отраслевого объединения предприятий ХЭПОС город Брно
с работниками советской проектной организации Ленгипронефтехим (г. Ленинград).
Генеральный проектировщик
предприятия "Ростовнефтехимпроект".
В 2009 году была проведена
комплексная реконструкция установки с целью получения гидроочищенного
дизельного топлива с содержанием серы не более 10 ррm.
Генеральный проектировщик
“Нефтехимпроект” г. Санкт-Петербург.
Минимальная производительность
установки по сырью - 60 м3/час на обоих блоках.
Максимальная:
при выработке ДТ с содержанием серы,
не более 50 ррm - 120 м3/час (на каждый блок),
при выработке ДТ с содержанием серы,
не более 10 ррm - 108 м3/час (на каждый блок).
Установка ЛЧ-24/7 состоит из:
двух параллельно работающих
реакторных блоков с узлами очистки циркулирующего водородсодержащего газа;
двух параллельно работающих блоков
стабилизации;
блока очистки жирного
углеводородного газа;
блока очистки газов стабилизации;
блока очистки бензина от
сероводорода;
блока регенерации раствора МЭА;
блока защелачивания продуктов
регенерации катализатора.
На установке получают следующие
продукты:
Гидроочищенное дизельное топливо;
Бензин;
Углеводородный газ;
Сероводород.
1.2 Химизм процесса
Процесс гидроочистки основывается на
реакции гидрогенизации, в результате которой органические соединения серы,
кислорода и азота превращаются в углеводороды с выделением сероводорода, воды и
аммиака.
Одновременно с реакцией
гидрогенизации в процессе гидроочистки протекают реакции изомеризации
парафиновых и нафтеновых углеводородов, насыщения непредельных углеводородов и
гидрокрекинга.
Реакции сернистых соединений. В
зависимости от строения сернистые соединения (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды,
тиофены) при гидроочистке превращаются в парафиновые или ароматические
углеводороды с выделением сероводорода. Реакция протекает следующим образом:
Установлено, что из всех сернистых
соединений легче всего гидрируются меркаптаны и сульфиды, труднее всего -
тиофены. С увеличением температуры конца кипения фракции скорость
гидрообессеривания уменьшается, что вызвано изменением типа сернистых
соединений.
Реакции кислородных и азотистых
соединений.
Кислородсодержащие соединения:
Фенол:
Азотсодержащие соединения:
Пиридин:
Эти реакции протекают при следующих
параметрах: температура в реакторе 250-420 °С; давление в реакторе 3,0-5,0 МПа,
объемная скорость подачи сырья 0,5-1,5 м3 сырья/м3 катализатора, циркуляция
водородосодержащего газа 125-350 м3 газа/м3 сырья, процентное содержание
водорода в водородосодержащем газе не менее 75 % об..
Очистка циркулирующего
водородосодержащего газа от сероводорода производится 10-15 %-ным водным
раствором моноэтаноламина. Процесс очистки основан на следующей обратимой
реакции:
Эта реакция при температуре до 50 °С
идет слева направо, т.е. с поглощением сероводорода, а при температуре от 80 °С
до 130 °С реакция идет справа налево, т.е. с выделением сероводорода.
Температуру выше 130 °С поднимать не разрешается, так как МЭА разлагается и
теряет абсорбирующие свойства.
1.3 Качество сырья, вспомогательных
материалов и готовой продукции, ГОСТы и ТУ на сырье и продукты
Показатели качества сырья,
продуктов, вспомогательных материалов представлены в таблице 1.
Таблица
1-Качество сырья, впомогательных материалов и готовой продукции, ГОСТы и ТУ на
сырье и продукты
|
Наименование сырья, материалов, реагентов,
катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции
|
Показатели качества, подлежащие проверке
|
Норма по нормативному документу
|
Область применения готовой продукции
|
|
Фракция 1800-3600 С с установок АВТ-1,2,3,4,
ЭЛОУ-АТ-4 СТО-ТО-9
|
Фракционный состав:-90% перегоняется при
температуре, 0С -95% перегоняется при температуре, 0С, не выше* Цвет
Содержание воды Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле,0С, не
ниже Испытание на медной пластине
|
Не нормируется, определение обязательно 360
От бесцветного до желтого следы 62 выдерживает
|
Используется в качестве сырья для установки.
|
|
Фракция 1600-3000 С с установок АВТ-1,2,3,4,
ЭЛОУ-АТ-4 - сырье для установки ЛЧ-24/7 при получении дизельного
|
Плотность при 20 0С, г/см3 Температура начала
кипения, 0С, не ниже Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не менее
|
Не нормируется, определение обязательно 159
50
|
|
|
топлива зимнего ЕВРО СТО-ТО-9
|
Температура помутнения, 0С Цвет Испытание на
медной пластине Содержание воды
|
Не нормируется, определение обязательно от
бесцветного до желтого выдерживает следы
|
|
|
Газ водородосодержащий с установок
каталитического риформирования и гидрокрекинга СТО-ТО-1
|
Содержание водорода с блоков гидро-очистки
%об. не менее: при работе на катализаторе R-56 - при работе на катализаторе
КР-108 Содержание водорода с блоков риформингаЛ-35/11-300, ЛГ-35/11-300, Л-35/6-300,%об.,
не менее Содержание водорода с блока риформинга КР-600(НРК), % об., не менее
|
70,0 75,0 65,0 75,0
|
Используется в качестве сырья для установки.
|
|
Легкий каталитический газойль СТО-ТО-54
|
Фракционный состав: до 360 оС перегоняется, %
об., не ниже Цвет Температура вспышки
|
96 Жёлтый Не нормируется
|
Используется в качестве сырья для установки.
|
|
Газ сухой углеводород-ный очищенный с
установки СТО-ТО-80
|
Содержание сероводорода, мг/м3, не более
|
150
|
Используется в качестве компонента заводского
топливного газа
|
|
Газ сероводород-содержащий с установки СТО-ТО-27
|
Компонентный состав, % об. -Содержание
сероводорода, не менее -Содержание углеводородов, не
более
|
96 0,5
|
Сырье для производства серной кислоты и
элементарной серы.
|
|
Бензиновая фракция с установки СТО-ТО-8
|
Фракционный состав: Температура конца
перегонки, ОС, не выше выход, % об., Испытание на медной пластине
|
205 не ниже 96 Выдерживает, класс 1
|
Используется для приготовле-ния товарных
бензинов, сырье установки УПВ-2
|
|
Вода оборотная обратная СТО-ООП-3
|
Содержание нефтепродуктов, мг/дм3, не более:
1 система 3 водоблока 2 система 3 водоблока
|
10 5
|
Возвращает-ся в цех №16
|
|
Вода оборотная прямая СТО-ООП-4
|
Содержание нефтепродуктов, мг/ дм3, не более
- 1 система 3 водоблока - 2 система 3 водоблока Жесткость общая, 0Ж, не
более: - 2 система 3 водоблока Содержание взвешенных веществ, мг/дм3, не
более Температура, °С, не выше - 2 и 3 квартал - 1 и 4 квартал
|
4 4 15 15 25 23
|
Используется в качестве охлаждающего агента в
процессинге.
|
|
Сжатый воздух ГОСТ
17433
|
Класс загрязненности, не более: Размер твердых
частиц, не более: Содержание посторонних примесей, мг/м3, не более: твердые
частицы вода (в жидком состоянии) масло (в жидком состоянии)
|
3 10 2 не допускается не допускается
|
Для продувки оборудованияподключения
пневмоинструмента, для питания приборов КИПиА
|
|
Моноэта-ноламин (МЭА) ТУ
2423-002-78722668-2010
|
Значение Внешний вид Массовая доля
моноэтаноламина, %, не менее Массовая доля примесей (вода, диэтаноламин,
триэтаноламин, неидентифициро-ваные примеси), %, в том числе: - массовая
доля воды, %, не более Плотность при 20 оС, г/см3 Цветность по
платино-кобальтовой шкале, ед. Хазена, не более
|
Чистый
|
Технический
|
Используется в качестве абсорбента для
извлечения сероводорода и азота из УВГ, ВСГ и бензи-на в про-цессинге.
|
|
|
Бесцветная прозрачная жидкость без
механических включений. 99,3 не более 0,7 0,4 1,010-1,025 30
|
Бесцветная или желтоватого цвета прозрачная
жидкость без механических включений. Допускается легкая опалисценция 97 не
более 3,0 2,0 1,010-1,035 Не нормиру-ется
|
|
1.4 Описание технологической схемы
С выкида насоса Н-1 сырье поступает
в тройник смешения, где смешивается с циркулирующим водородсодержащим газом,
поступающим от компрессора.
Газосырьевая смесь после тройника
смешения направляется в межтрубное пространство теплообменников Т-1, Т-2, где
подогревается за счет тепла газопродуктовой смеси, выходящей из реактора Р-3 и
поступает в печь П-1, где нагревается до температуры реакции.
Газосырьевая смесь, нагретая до
температуры реакции, из печи поступает в параллельно работающие реакторы Р-1 и
Р-2 и далее в Р-3, где протекают реакции гидрообессеривания сырья.
Газопродуктовая смесь из реактора
Р-3 направляется последовательно в трубное пространство теплообменников Т-2 и
Т-1, где нагревает газосырьевую смесь.
Далее газопродуктовая смесь
охлаждается в воздушном холодильнике ХВ-1, доохлаждается в водяном холодильнике
Х-1 за счет подачи в трубное пространство оборотной воды 1-ой системы.
После Х-1 смесь, содержащая в себе
гидрогенизат, воду, ВСГ и газы реакции, поступает в продуктовый сепаратор
высокого давления С-1, где жидкая фаза отделяется от циркулирующего ВСГ.
Из сепаратора С-1 водородсодержащий
газ поступает в каплеуловитель С-2, расположенный над ним, для удаления
остатков жидкости. Из каплеуловителя циркуляционный ВСГ поступает на блок
очистки в абсорбер К-1 для очистки от сероводорода.
Очистка циркуляционного
водородсодержащего газа происходит под давлением, водным раствором МЭА, который
подается в верхнюю часть колонны. В нижнюю часть колонны подается циркулирующий
газ. МЭА, стекая вниз по тарелкам, поглощает сероводород из циркуляционного
ВСГ. Насыщенный раствор МЭА с низа абсорберов поступает в сепаратор С-3.
Очищенный циркуляционный газ
проходит через сепаратор С-3 и поступает на прием циркуляционных компрессоров .
Циркуляционный газ с выкида турбокомпрессоров подается в тройник смешения с
сырьем.
1.5 Нормы технологического режима
Допускаемые пределы технологических
параметров реакторного блока ЛЧ 24/7 представлены в таблице 2.
Таблица 2 - Нормы технологического
режима
|
Наименование стадий процесса, аппараты,
показатели режима
|
Единица измерения
|
Допускаемые пределы технологических параметров
|
Требуемый класс точности измеритель-ных
приборов
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
|
Расход сырья от Н-1
в тройник смешения:
|
м3/ч
|
60-120
|
2,0
|
|
Расход циркулирующего ВСГ от ПК-1, в тройник
смешения 1 блок
|
нм3/ч
|
не менее 15000
|
2,0
|
|
Температура дымовых газов над перевалами печи
П-1 1 блок
|
0C
|
не более 790
|
2,0
|
|
Температура в реакторах Р-1 Р-2 Р-3
|
0C 0C 0C
|
не более 425 не более 425 не более 405
|
2,0 2,0 2,0
|
|
Давление на входе в реакторов Р-1 Р-2
|
МПа МПа
|
не более 5,0 не более 5,0
|
1,0 1,0
|
|
Перепад давления до и после реакторов Р-1 Р-2
Р-3
|
МПа МПа МПа
|
не более 0,38 не более 0,38 не более 0,2
|
1,5 1,5 1,5
|
|
Температура поверхности стенок реакторов Р-1
Р-2 Р-3
|
0C 0C 0C
|
не более 260 не более 260 не более 425
|
2,0 2,0 2,0
|
|
Охлаждение продуктов реакции
а) в теплообменнике Т-1 б) в доохладителе: Х-1
|
0C 0С
|
не более 200 не более 65
|
2,0 2,0
|
|
Давление в колонне К-1
|
МПа
|
не более 4,4
|
1,5
|
|
Давление в сепараторе низкого давления C-1
|
МПа
|
не более 0,6
|
1,5
|
|
Температура газа на всосе компрессора ПК-1
|
0C
|
не более 50
|
2,0
|
|
Температура газа на нагнетании компресора ПК-1
|
0C
|
не более 95
|
2
|
|
Давление в колонне стабилизации К-1
|
МПа
|
не более 0,2
|
2,0
|
|
Температура низа К-1
|
0C
|
не более 304
|
2,0
|
|
Температура верха К-1
|
0C
|
не более 148
|
2,0
|
|
Температура горячей струи из П-1, в колонну
К-1
|
0C
|
не более 345
|
2,0
|
|
Температура дымовых газов над перевалами П-1
|
0C
|
не более 790
|
2,0
|
|
Расход горячей струи в П-1
от Н-1
|
м3/ч
|
не менее 15
|
1,0
|
|
Температура очищенного дизельного топлива
после
Х-1
|
0C
|
не более 60
|
2,0
|
|
Температура в слое катализатора в реакторахпри
проведении регенерации Р-1 Р-2 Р-3
|
оС оС оС
|
Не более 550 Не более 550 Не более 550
|
2,0 2,0 2,0
|
|
Концентрация О2 на входе в реактора
|
%об.
|
0,2-1,8
|
-
|
|
Вес раствора щелочи в Е-1
|
Т
|
10-70
|
2,0
|
|
Температура азота на нагнетании компрессоров
при регенерации ТК-1
|
0С
|
не более 200
|
2,0
|
|
Расход циркулирующего азота от компрессора
ПК-1, при проведении регенерации 1 блок
|
нм3/ч
|
не менее 15000
|
2,0
|
|
Абсорбер К-1
|
%
|
20-80
|
2,5
|
|
Сепаратор высокого давления С-1
|
%
|
20-80
|
2,5
|
|
Емкость очищенного МЭА Е-1 -уровень
нефтепродукта за перегородкой -уровень очищенного МЭА
|
%
|
Не более 20 20-80
|
2,5 2,5
|
|
Резервуар сырьевой
|
Т
|
450-1300
|
2,0
|
|
Дренажная емкость
|
%
|
не более 80
|
2,5
|
.6 Подбор оборудования, насосов,
компрессоров
Таблица 3 - Характеристика
колонного, емкостного, теплообменного оборудования, насосов.
|
Наименова-ние оборудова-ния
|
Номер позиции по схеме
|
Кол-во, шт
|
Материал
|
Техническая характеристика
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Реактор
|
Р-1
|
1
|
15123.1
|
V = 27,6 м3, Ррасч = 5,6 МПа Трасч = 350 °С
|
|
Реактор
|
Р-2
|
1
|
15123.1
|
V = 27,6 м3, Ррасч = 5,6 МПа Трасч = 350 °С
|
|
Реактор
|
Р-3
|
1
|
12ХМ+08Х18Н10Т
|
V = 78 м3, Ррасч = 6,0 МПа Трасч = 425 °С
|
|
Абсорбер
|
К-1
|
1
|
11483.1обечайка 11474.1 - днище
|
Ррасч = 5,5 Мпа, Трасч = 50°С. Тарелки
клапанные-17 шт.
|
|
Сепаратор высокого давления
|
С-1
|
1
|
11416.1
|
Ррасч = 5,5 МПа, Трасч = 65 °С.
|
|
Каплеулови-тель
|
С-2
|
1
|
11416.1
|
Ррасч = 5,5 МПа, Трасч = 65 °С.
|
|
Приемный сепаратор
|
С-3
|
1
|
11474.1
|
Ррасч = 6,0 МПа, Трасч = 80 °С.
|
|
Сырьевой теплообменник с U-образ-ными трубами
|
Т-1
|
1
|
1.7335+1.4541
|
F = 634м2 Межтрубное пространство: Ррасч
=МПа, Трасч = 350 оС Трубное пространство: Ррасч
= 6,0 МПа Трасч = 430 оС
|
|
Сырьевой теплообменник с U образными трубами
|
Т-2
|
1
|
1.7335+1.4541
|
F = 634м2 Межтрубное пространство: Ррасч
= 6,0 МПа, Трасч = 350 оС Трубное пространство: Ррасч
= 6,0 МПа Трасч = 430 оС
|
|
Холодильник газопродук-товой смеси
|
Х-1
|
1
|
09Г2С - корпус
|
F = 164 м2 Межтрубное пространство: Ррасч
= 6,3МПа, Трасч = 100 °С Трубное пространство Ррасч = 6,0 МПа Трасч =
50 °С
|
|
Воздушный холодильник -конденсатор ГПС
|
ХВ-1
|
1
|
Крышка: SA240Gr321 Труба: SA213TP321
|
F = 14933 м2 Ррасч = 6,0МПа,Трасч =250 оС,
|
|
Печь реакторного отделения
|
П-1
|
1
|
радиация: 08Х18Н10Т конвекция: 08Х18Н10Т
|
Д = 4650 мм, тепловая мощность - 6,2 Гкал/ч
Трубы: радиация: Æ168 мм, 40 шт. конвекция: Æ168
мм, 40 шт. Трасч = 450 0С, Ррасч = 5,6МПа.
|
|
Компрессор циркулирующего водородсодержащего
газа TKV-324
|
ТК-1
|
1
|
12020.9
|
Электродвигатель: 4 А3 МП, исп. взрывозащиты:
1ЕхрIIТ5, N-1000 кВт,
|
|
Малый сырьевой насос
|
Н-1
|
1
|
Ст.20
|
Электродвигатель: АВ 280М2 исп. взрывозащиты:
1ЕхрIIВТ4, N-132кВт
|
1.7 Влияние факторов на качество и
выход продукции
Основными параметрами,
характеризующими процесс гидроочистки являются: температура, давление, объемная
скорость подачи сырья, активность катализатора и кратность циркуляции
водородосодержащего газа.
Температура. С повышением
температуры интенсивность реакции гидрообессеривания, гидрирования
непредельных, гидрогенизации нафтенов увеличивается. Однако, при температуре
выше 420 °С интенсивность реакции гидрообессеривания и особенно гидрирования
непредельных снижается. Это связано с возрастанием интенсивности реакций
деструктивной гидрогенизации (гидрокрекинга).
При этом снижается выход жидких
продуктов, увеличивается отложение кокса на катализаторе и сокращается тем
самым срок его службы.
Подбор оптимальных температур
гидроочистки зависит и от состава сырья. Термически менее стойкое сырье очищают
при возможно более низких температурах в целях предотвращения процесса
полимеризации.
Давление. Повышение общего давления
в системе способствует увеличению глубины сероочистки и увеличению срока службы
катализатора. При возрастании общего давления в системе растет парциальное
давление водорода в системе, способствующее увеличению глубины гидроочистки.
Наиболее оптимальные пределы давления процесса гидроочистки 30-50 кгс/см2.
Объемная скорость подачи сырья.
Объемной скоростью подачи сырья называется отношение объема перерабатываемого жидкого
сырья в м3/час к объему катализатора в м3. С увеличением объемной скорости
уменьшается время пребывания сырья в реакторе, т.е. время контакта сырья с
катализатором. При этом уменьшается глубина гидрообессеривания сырья. При
уменьшении объемной скорости увеличивается глубина обессеривания.
В зависимости от химического и
фракционного состава сырья и требуемой глубины гидроочистки объемная скорость
может изменяться в пределах 0,5-1,5 м3 сырья/м3катализатора
Активность катализатора. Чем выше
активность катализатора, тем с более высокой объемной скоростью можно проводить
процесс, тем больше глубина обессеривания. Для определения активности
катализатора сравнивают обессеривающую способность испытуемого катализатора с
обессеривающей способностью эталонного образца. Испытания ведут на пилотной
установке. Со временем активность катализатора падает ввиду отложений кокса на
его поверхности.
Особенно быстро падает активность
катализатора при повышении температуры процесса, при резком снижении давления в
системе, и при резком уменьшении циркуляции водородосодержащего газа, так как в
этих случаях происходит интенсивное коксообразование.
При гидроочистке сырья вторичных
процессов (газойль каталитического крекинга) расход водорода на реакцию
повышается из-за присутствия в сырье кроме сернистых соединений значительного
количества непредельных соединений. Кроме этого, состав сырья влияет на
активность катализатора. Чем тяжелее сырье, тем быстрее падает активность
катализатора, так как при очистке тяжелого сырья коксование катализатора идет
более интенсивно.
Кратность циркуляции
водородосодержащего газа. Процесс гидроочистки происходит в присутствии
водорода при давлении 3,0-5,0 МПа. Относительное количество водорода выражается
молярным соотношением водорода и сырья на входе в реакторы или величиной
гр.мол.водорода на 1 гр.мол.сырья. При молярном соотношении водорода к сырью
более 5:1 глубина сероочистки возрастает уже незначительно, что объясняется
уменьшением времени контакта паров сырья и катализатора за счет больших объемов
газа, проходящих через реактор. Уменьшение молярного соотношения ниже 5:1
ухудшает сероочистку.
Кратность циркуляции выражается в
соотношении количества подаваемого циркулирующего водородосодержащего газа нм3
к количеству подаваемого жидкого сырья в м3. Практически необходимая скорость
обессеривания достигается при подаче 125-350 нм3 циркулирующего газа на 1 м3
сырья.
Процентное содержание водорода в
водородсодержащем газе. Повышение процентного содержания водорода в
водородсодержащем газе способствует увеличению глубины сероочистки, увеличению
срока службы катализатора, уменьшению отложений кокса на катализаторе.
1.8 Лабораторный контроль
Таблица 4 - Лабораторный контроль
|
Наименование стадии процесса, анализируемый
продукт
|
Контролируемые показатели
|
Нормативные документы на методы измерений (испытаний,
контроля анализов)
|
Норма
|
Частота контроля
|
|
Газ водородсо-держащий с установок
каталитического риформирования
|
Содержание сероводорода,% об.
Плотность, кг/м3 Компонентный состав, % об. - содержание водорода, не менее
|
ГОСТ 11382, М-МВИ-237,
Трубка Дрегера
Расчет,
ГОСТ 17310 ГОСТ 14920, UOP 539
|
Не нормируется, определение обязательно Не
нормируется, определение обязательно 70,0
|
1 раз в декаду 1 раз в декаду 1 раз в декаду
|
|
Циркулирующий ВСГ
|
Содержание сероводорода, % об. Плотность,
кг/м3 Компонентный состав, % об. - содержание водорода,
|
ГОСТ 11382, М-МВИ-237,
Трубка Дрегера
Расчет,
ГОСТ 17310
ГОСТ
14920, UOP 539
|
Не нормируется, определение обязательно Не
нормируется, определение обязательно не менее 70,0
|
1 раз в декаду 1 раз в декаду 1 раз в декаду
|
|
Газ сухой
|
Компонентный состав, % масс. Плотность кг/м3
Содержание сероводорода, мг/м3
|
ГОСТ 14920, UOP
539 Расчет, ГОСТ 17310 ГОСТ 11382, М-МВИ-237,
Трубка Дрегера
|
Не нормируется, определение обязательно Не
нормируется, определение обязательно Не нормируется, определение обязательно
|
1 раз в 30 суток 1 раз в 30 суток 1 раз в 30
суток
|
|
Насыщенный раствор моноэтаноламина
|
Содержание сероводорода, г/дм3, Концентрация
МЭА, %
|
СТП-ЦЗЛ-15 СТП-ЦЗЛ-50
|
Не нормируется, определение обязательно 10-15
|
1 раз в сутки 1 раз в сутки
|
|
Фракция 160-300 оС с установок АВТ 1, 3, 4,
ЭЛОУ-АТ-4 - сырье для установки ЛЧ-24/7 при получении дизельного топлива зимнего
ЕВРО
|
Содержание серы % масс. Температура вспышки, °С, не
менее Фракционный состав: - начало кипения, °С, не ниже
- 10% перегоняется при температуре, °С - 90 % перегоняется при
температуре, °С
-конец кипения,°С - выход до 300 °С, %
|
ГОСТ 19121 ГОСТ
6356 ГОСТ 2177 Визуально Визуально ЕН 12916, ГОСТ
Р ЕН 12916
ASTM
D 4629 ГОСТ Р 52709 ГОСТ 6321 АСТМ Д 2500 ГОСТ 5066 ГОСТ 3900
|
Не нормируется, определение обязательно 50 159
Не нормируется, определение обязательно Не нормируется, определение
обязательно Не нормируется, определение обязательно Не нормируется,
определение обязательно От бесцветного до желтого следы Не нормируется,
определение
|
1 раз в сутки 1 раз в декаду 1 раз в сутки 1
раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в месяц 1 раз в месяц 1 раз в месяц 1 раз в
месяц
|
|
Фракция 160-300 оС с установок АВТ 1, 3, 4,
ЭЛОУ-АТ-4 - сырье для установки ЛЧ-24/7 при получении дизельного топлива
зимнего ЕВРО
|
Содержание серы % масс. Температура вспышки, °С, не
менее Фракционный состав: - начало кипения, °С, не ниже
- 10% перегоняется при температуре, °С - 90 % перегоняется при
температуре, °С
-конец кипения,°С - выход до 300 °С, %
|
ГОСТ 19121 ГОСТ
6356 ГОСТ 2177 Визуально Визуально ЕН 12916, ГОСТ
Р ЕН 12916
ASTM
D 4629 ГОСТ Р 52709 ГОСТ 6321 АСТМ Д 2500 ГОСТ 5066 ГОСТ 3900
|
Не нормируется, определение обязательно 50 159
Не нормируется, определение обязательно Не нормируется, определение
обязательно Не нормируется, определение обязательно Не нормируется,
определение обязательно От бесцветного до желтого следы Не нормируется, определение
|
1 раз в сутки 1 раз в декаду 1 раз в сутки 1
раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в месяц 1 раз в месяц 1 раз в месяц 1 раз в
месяц
|
|
Цвет Содержание воды Содержание ароматических
углеводородов, % масс. Содержание азота, ppm Цетановое число, ед.
|
|
обязательно Не нормируется, определение
обязательно Не нормируется, определение обязательно Выдерживает Не
нормируется, определение
|
1 раз в декаду 1 раз в сутки
|
|
Испытание на медной пластинке Температура
помутнения, оС Плотность при 20 оС
|
|
обязательно Не нормируется, определение
обязательно
|
|
|
Фракция 160-300 оС с установок АВТ 1, 3, 4,
ЭЛОУ-АТ-4
|
Температура вспышки, °С, не ниже
Температура застывания, °С Цвет Температура помутнения, оС, не выше
Фракционный состав - 90 % перегоняется при температуре, °С - выход
до 300 °С,
% Содержание ароматических углеводородов, % масс. Содержание азота, ppm
Цетановое число, ед.
|
ГОСТ 6356 ГОСТ 20287 Визуально ГОСТ 5066 ГОСТ
2177 ЕН 12916, ГОСТ Р ЕН 12916 ASTM D 4629 ГОСТ Р 52709
|
40 Не нормируется, определение обязательно От
бесцветного до желтого - 25 Не нормируется, определение обязательно Не
нормируется, определение обязательно Не нормируется, определение обязательно
Не нормируется, определение обязательно Не нормируется, определение
обязательно
|
1 раз в декаду по требованию 1 раз в сутки 1
раз в декаду 1 раз в сутки 1 раз в месяц 1 раз в месяц 1 раз в месяц
|
|
Фракция 180-360 С с установки гидроочистки
ЛЧ-24/7
|
Содержание серы, % масс.. Температура
вспышки, оС, не ниже Испытание на медной пластинке Цвет Температура
помутнения, оС Содержание воды и механических примесей Содержание
ароматических углеводородов, % масс. Содержание азота, ppm. Цетановое
число, ед. Фракционный состав - начало кипения, °С - 10 %
перегоняется при температуре, °С - 50 % перегоняется при температуре, °С - 90 %
перегоняется при температуре, °С - конец кипения, °С
|
ЕН ИСО 20846 ГОСТ Р 51947 ГОСТ 6356 ГОСТ 6321
визуально ГОСТ 5066 визуально ЕН 12916, ГОСТ Р ЕН 12916 ASTM D 4629 ГОСТ Р
52709 ГОСТ 2177
|
Не
нормируется, определение обязательно 62 выдерживает От бесцветного до желтого
Не нормируется, определение обязательно Не нормируется, определение
обязательно Не нормируется Не нормируется Не нормируется Не нормируется,
определение обязательно
|
1 раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в сутки 1
раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в месяц 1 раз в месяц 1 раз
в месяц 2 раза в месяц
|
|
Фракция 180-360 С с установки гидроочистки
ЛЧ-24/7 компонент дизельного топлива ЕВРО
|
1.Содержание серы, мг/кг, не более
2.Температура вспышки, оС, выше 3.Испытание на медной пластинке 4. Цвет 5.
Температура помутнения, оС 6. Фракционный состав - начало кипения, С - 10 %
перегоняется при температуре, С - 50 % перегоняется при температуре, С - 90 %
перегоняется при температуре, С - конец кипения,С 7. Содержание ароматических
углеводородов, % масс. 8. Содержание азота, ppm 9. Цетановое число, ед.
|
EN ISO 20884, EN ISO 20846 ГОСТ 6356, ASTM D
93 ASTM D 130, ГОСТ 6321 Визуально ASTM D 2500 ГОСТ 5066 ГОСТ 2177 ЕН 12916,
ГОСТ Р ЕН 12916 ASTM D 4629 ГОСТ Р 52709
|
I вид II вид 10 50 55 выдерживает От
бесцветного до желтого Не нормируется, определение обязательно Не
нормируется, определение обязательно Не нормируется Не нормируется Не
нормируется
|
1 раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в сутки 1
раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в месяц 1 раз в месяц 1 раз в
месяц
|
|
Фракция 160-300 С
с установки гидроочистки ЛЧ-24/7
|
1.Содержание серы, % масс.. 2.Температура
вспышки, оС, не ниже 3.Испытание на медной пластинке 4. Цвет 5. Содержание
воды и механических примесей 6. Температура помутнения, оС 7. Содержание
ароматических углеводородов, % масс. 8. Содержание азота, ppm 9. Цетановое
число, ед.
|
ГОСТ 19121, ГОСТ Р 51947 ГОСТ 6356 ГОСТ 6321
Визуально Визуально ГОСТ 5066 ЕН 12916, ГОСТ Р ЕН 12916 ASTM D 4629 ГОСТ Р 52709
|
Не нормируется, определение обязательно 40
выдерживает От бесцветного до желтого Не нормируется, определение обязательно
Не нормируется, определение обязательно Не нормируется Не нормируется Не
нормируется
|
1 раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в сутки 1
раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в сутки 1 раз в месяц 1 раз в месяц 1 раз в
месяц
|
|
Фракция 160-300 оС с установки ЛЧ-24/7 -
компонент дизельного топлива зимнего ЕВРО
|
1. Содержание серы, мг/кг, не более
2.Температура вспышки, С, не менее 3. Температура помутнения, 0С, не
более 4. Цвет 5. Содержание воды и механических примесей 6. Цетановое число,
не менее 7. Испытание на медной пластинке
|
ГОСТ Р 51947, ЕН
ИСО 20846
ГОСТ
6356 ГОСТ 5066, ASTM D 2500 Визуально Визуально ГОСТ Р 52709 ГОСТ 6321
|
350 56 - 22 От бесцветного до желтого Не
нормируется, определение обязательно 48* Выдерживает
|
1 раз в сутки 3 раза в сутки 3 раза в сутки 1
раз в сутки 1 раз в сутки По требованию 1 раз в сутки
|
|
Защитный раствор
|
Концентрация щелочи, %мас..
|
СТП-ЦЗЛ-38
|
2
|
1 раз в 2 часа
|
|
Раствор едкого натра
|
Концентрация щелочи, %мас..
|
СТП-ЦЗЛ-38
|
10,0-15,0
|
1 раз при закачке в Е-110
|
|
Продувочный азот
|
1.Обьемная доля кислорода, %, не более
2.Обьемная доля углеводородов, %, не более
|
ГОСТ 14920 ГОСТ 14920
|
0,5 0,5
|
После продувки по требованию
|
|
Вода оборотная обратная
|
1. Содержание нефтепродуктов, мг/дм3,не более
1 система 3 водоблока 2 система 3 водоблока
|
ПНДФ 14.1:2:4. 128-98
|
10 5
|
4 раза в месяц 4 раза в месяц
|
|
Выбросы из дымовой трубы печей П-101, 102,
201, 202
|
1.Количество образования выбросов загрязняющих
веществ, г/сек (концентрация загрязняющих веществ, мг/м3), не более NO2 NO
SO2 СО С1-С5
|
М-18 М-18
ПНДФ 13.1.3-97 ПНДФ 13.1:2:3.27-99 ПНДФ 13.1:2.26-99
|
0,843
(63,383) 0,468 (35,188) 17,041 (1281,3) 0,118 (8,872) 0,062 (4,662)
|
1 раз в квартал
|
1.9 Описание схемы контроля и
автоматического регулирования
С выкида насоса Н-101-2, Н-301-2
(Н-201-2, Н-301-2) сырье поступает в тройник смешения, где смешивается с
циркулирующим водородсодержащим газом, поступающим от компрессоров TK-101, РK-301(TK-201,
РK-301). Компрессор РК-301 резервный, имеет возможность подачи
водородсодержащего газа либо на первый, либо на второй блок.
Расход сырья в тройник смешения
поддерживается постоянным регулятором поз. FRCA 4А (FRCA 4В), клапан которого
поз. FV 4А (FV 4В) установлен на линии подачи сырья в тройник смешения.
При снижении расхода сырья ниже
допустимого по поз. FRSA 4А-1 (FRSA 4В-1) закрывается отсекатель поз. 310 (320)
на линии подачи сырья в тройник смешения.
Циркулирующий водородсодержащий газ подается
в тройник смешения с нагнетания компрессоров ТК-101, РК-301 (ТК-201, РК-301)
предназначенных для компремирования ВСГ и создания оптимального давления в
системе. Давление газа на приёме компрессора контролируется прибором поз. PRSA
2062-1А (TK-101), поз. PRSA 2062-1В (TK-201), поз. PRSA 3-2001 (РK-301) и
поддерживается постоянным регулятором поз. PRС 2013А (TK-101), поз. PRС 2013В
(TK-201), клапан которого поз. PV 2013A (TK-101), поз. PV 2013В (TK-201)
установлен на линии приема компрессора.
Для защиты компрессора РК-301 от
аварийного выхода из строя, при его останове закрываются отсекатели на приеме
поз. PV 7001 и выкиде поз. PV 7011.
При падении давления на приёме ниже
допустимого предела, предусмотрен запрет пуска компрессора по поз. PRSA 2062-1А
(TK-101), поз. PRSA 2062-1В (TK-201), поз. PRSA 3-2001 (РK-301).
Расход циркулирующего ВСГ
контролируется прибором поз. FRSA 6А-1, FRA 6А от ТК-101, поз. FRSA 3-К3-1, FRA
3-К3 от РК-301 на I блок (FRSA 6В-1, FRA 6В от ТК-201, поз. FRSA 3-К3-1, FRA
3-К3 от РК-301 на II блок), установленным на линии нагнетания компрессоров
ТК-101, 201, РК-301.
При снижении расхода ВСГ для I блока
по поз. FRSA 6А-1, FRA 6А или FRSA 3-К3-1, FRA 3-К3 (для II блока по поз. FRSA
6В-1, FRA 6В или FRSA 3-К3-1, FRA 3-К3) ниже допустимого, срабатывает
блокировка, при этом:
закрываются клапаны-отсекатели для I
блока поз. 1А, 2А, 87/1, UV 7215 для II блока поз. 5В, 6В, 87/2, UV 7217 на
линиях подачи жидкого топлива, топливного газа, газа стабилизации, пилотного
газа на форсунки печи П-101 (П-201);
останавливаются насосы Н-101-2,
301-2 (Н-201-2, 301-2), Н-120-1,2, 320-1,2 (Н-220-1,2, 320-1,2).
Температура ВСГ на приеме
компрессоров контролируется прибором поз. TRSA 2101А, TRA 3-1001 (TRSA 2101В,
TRA 3-1001), при повышении температуры выше допустимого срабатывает световая и
звуковая сигнализация в операторной и блокировка на останов ЭД компрессора.
Температура ВСГ на нагнетании
компрессоров контролируется прибором поз. TRSA 2102А, TRSA 3-1011 (TRSA 2102В,
TRSA 3-1011) при повышении температуры выше допустимого срабатывает световая и
звуковая сигнализация в операторной и блокировка на останов ЭД компрессора.
Газосырьевая смесь (далее по тексту
ГСС) после тройника смешения направляется в межтрубное пространство
теплообменников Т-101, 102 (Т-201, 202), где подогревается за счет тепла
газопродуктовой смеси (далее по тексту ГПС), выходящей из реактора P-103
(P-203) и поступает в печь П-101 (П-201) четырьмя потоками, где нагревается до
температуры реакции.
П-101 (П-201) представляет собой
вертикальную цилиндрическую печь, форсунки которой могут работать как на
жидком, так и на газообразном топливе. В качестве газообразного топлива
использутся топливный газ, поступающий из сепаратора С-112 и газ стабизации,
поступающий из сепаратора С-109.
Температура ГСС на входе в
межтрубное пространство теплообменника Т-101 (Т-201) контролируется приборами
поз. TR 5А (TR 5В).
Температура ГСС на выходе из Т-102
(Т-202) контролируется прибором поз. TR 14А (TR 14В).
Температура ГСС каждого потока на
выходе из конвекционных камер печей П-101, П-201 контролируется приборами поз.
TR 25-1А, 25-2А, 25-3А, 25- 4А (TR 25-1В, 25-2В, 25-3В, 25-4В). Температура 1,
2, 3, 4 потоков на выходе из печи П-101 контролируется приборами поз.TRA 15-1А ÷
TRA 15-4А, температура 1, 2, 3, 4 потоков на выходе из печи П-201 приборами
поз.TRA 15-1В ÷
TRA 15-4В - с выводом световой и звуковой сигнализации в операторную по
верхнему значению параметра. Температура дымовых газов над перевалами печей
П-101 (П-201) контролируется приборами поз. ТRA 12А (TRA 12В) - с выводом
световой и звуковой сигнализации в операторную по верхнему значению параметра.
Разряжение на перевале печи контролируется приборами поз. PRSA 2276A, PRSA
2276В на П-101, поз. PRSA 2283A, PRSA 2283В на П-201, при уменьшении разряжения
ниже допустимого предела срабатывает блокировка, при этом закрываются
отсекатели:
отсекатель поз. 1А(5В) на линии
жидкого топлива в П-101(П-201);
отсекатель поз. 2А(6В) на линии
топливного газа к П-101(П-201);
отсекатель поз. 87/1(87/2) на линии
газа стабилизации к П-101, П-102 (П-201, П-202);
отсекатель поз. UV 7215(UV 7217) на
линии пилотного газа к П-101, П-102 (П-201,П-202);
Контроль горения пламени форсунок на
печах осуществляется датчиками погасания пламени, при отсутствии пламени
срабатывает световая и звуковая сигнализация в операторной. При одновременном
отсутствии пламени у основной и пилотной горелки у двух смежных комплектов по
поз. BSA 6202A-6202F (BSA 6206A-6206F) для основных горелок и по поз. BSA
6201A-6201F (BSA 6205A-6205F) пилотных горелок закрываются:
отсекатель поз. 1А(5В) на линии
жидкого топлива в П-101(П-201);
отсекатель поз. 2А(6В) на линии
топливного газа к П-101(П-201);
отсекатель поз. 87/1(87/2) на линии
газа стабилизации к П-101, П-102 (П-201, П-202);
отсекатель поз. UV 7215(UV 7217) на
линии пилотного газа к П-101, П-102 (П-201,П-202).
ГСС, нагретая до температуры
реакции, из печи П-101(П-201) поступает в параллельно работающие реакторы
Р-101, Р-102 (Р-201, Р-202) и далее в Р-103 (Р-203) в которых протекают реакции
гидрообессеривания сырья.
Температура на входе в реактора
Р-101, Р-102 (Р-201, Р-202) поддерживается автоматически с помощью регуляторов
поз. TRСА 10А (TRСА 10В) клапана которых поз. TV 10А (TV 10В) расположены на
линиях топливного газа в печи П-101 и П-201 соответственно. При повышении
температуры выше допустимого срабатывает световая и звуковая сигнализация в
операторной.
Температура на входе в реактора
Р-103 (Р-203) поддерживается с помощью регуляторов поз. TRС 1207 (TRС 1212)
клапана которых поз. FV 3201, (FV 3202) расположены на линиях ВСГ от
компрессоров ТК-101, РК-301 (ТК-201, РК-301).
Температура на входе и выходе из
реакторов регистрируется приборами:
на входе в реакторы Р-101 (Р-201)
поз. TR 1203 (TR 1205)
на выходе из реакторов Р-101 (Р-201)
поз. TR 1201 (TR 1240)
на входе в реакторы Р-102 (Р-202)
поз. TR 1204 (TR 1206)
на выходе из реакторов Р-102 (Р-202)
поз. TR 1202 (TR 1241)
на входе в реакторы Р-103 (Р-203)
поз. TR 28А (TR 28В)
на выходе из реакторов Р-103 (Р-203)
поз. TR 1217 (TR 1225)
Температура поверхности реакторов
контролируется с помощью поверхностных термопар:
для Р-101 поз. TR 8-1А?8-3А,
TR 16-1А?16-18А;
для Р-102 поз. TR 29-1А?29-3А,
TR 17-1А?17-18А;
для Р-201 поз. TR 8-1В?8-3В,
TR 16-1В?16-18В;
для Р-202 поз. TR 29-1В?29-3В,
TR 17-1В?17-18В;
для Р-103 поз. TR 1211-1?1211-18;
для Р-203 поз. TR 1216-1?1216-18.
Температура в слое катализатора
контролируется с помощью многозонных термопар:
для Р-101 поз. TRА 18-1А?18-20А;
для Р-102 поз. ТRА 20-1А?20-20А;
для Р-103 поз. ТRА 1208-1?1208-10;
поз. ТRА 1209-1?1209-10; поз. ТRА
1210-1?1210-10;
для Р-201 поз. TRА 18-1В?18-20В;
для Р-202 поз. ТRА 20-1В?20-20В;
для Р-203 поз. ТRА 1213-1?1213-10;
поз. ТRА 1214-1?1214-10; поз. ТRА
1215-1?1215-10.
(с выводом световой и звуковой
сигнализации в операторную по верхнему значению параметра).
Давление в реакторах регистрируется
приборами:
для Р-101 (Р-201) на входе поз. PRА
21А (PRА 21В), на выходе поз. PR 23А (PR 23В);
для Р-102 (Р-202) на входе поз. PRА
22А (PRА 22В), на выходе поз. PR 24А (PR 24В);
для Р-103 (Р-203) на входе поз. PR
2209 (PR 2212), на выходе поз. PR 2210 (PR 2213).
(с выводом световой и звуковой
сигнализации в операторную по верхнему значению параметра).
Перепад давления в реакторах
регистрируется приборами:
для Р-101 (Р-201) поз. PDRA 23В (PDRA
23С);
для Р-102 (Р-202) поз. PDRA 24В
(PDRA 24С);
для Р-103 (Р-203) поз. PDRA 2211
(PDRA 2214).
(с выводом световой и звуковой
сигнализации в операторную по верхнему значению параметра).
ГПС из реактора Р-103 (Р-203),
направляются последовательно в трубное пространство теплообменников T-102,
Т-101 (T-202, Т-201), где, нагревает ГСС. Температура ГПС после теплообменников
контролируется с помощью приборов поз. TR 30А (TR 30В), давление ГПС
контролируется с помощью приборов поз. PR 2207 (PR 2208).
Далее газопродуктовая смесь
охлаждается в воздушных холодильниках X-101 (X-201) и водяных доохладителях
Д-101 (Д-201), где происходит доохлаждение за счет подачи в трубное
пространство оборотной воды 1-ой системы. Температура ГПС на выходе из
воздушных холодильников X-101 (X-201) регулируется с помощью частотных
регуляторов поз. TRС 31А (TRС 31В). Температура ГПС на выходе из водяных
доохладителей Д-101 (Д-201) контролируется с помощью приборов поз. TR 33А (TR
33В).
На вход в воздушный холодильник
X-101 (X-201) предусмотрена подача промывочной воды с выкида насосов Н-120,
Н-220 (Н-320) для исключения отложений аммонийных солей на трубках
холодильника, а также предусмотрена подача щелочи с выкида насосов Н-117, 317
для проведения процесса регенерации катализатора. Необходимый расход воды
поддерживается регулятором поз. FRCА 3006 (FRCА 3007), клапан которого FV 3006
(FV 3007) установлен на линии подачи промывочной воды в холодильник X-101
(X-201), при снижении расхода промывочной воды ниже допустимого срабатывает
световая и звуковая сигнализация в операторной.
После Д-101 (Д-201) смесь,
содержащая в себе гидрогенизат, воду, ВСГ и газы реакции, поступает в
продуктовый сепаратор высокого давления C-101 (C-201), где жидкая фаза
отделяется от циркулирующего ВСГ.
Уровень гидрогенизата в сепараторе
С-101 (С-201) поддерживается постоянным с помощью клапана регулятора поз. LRCA
34А (LRCA 34В), клапан которого поз. LV 34А (LV 34В) установлен на линии
перетока из С-101 в C-104 (из C-201 в C-204). При падении уровня в С-101 (С-201)
ниже допустимого срабатывает световая и звуковая сигнализация в операторной.
Для проведения процесса регенерации катализатора, при низком уровне защитного
раствора в сепараторе С-101 (С-201) предусмотрен запрет пуска насосов Н-117,
Н-317.
В случае падения уровня в С-101
(С-201) по поз. LRSA 34А-1 (LRSA 34В-1) ниже допустимого, срабатывает
блокировка, при этом закрывается клапан поз. LV 34А (LV 34В) на линии перетока
из С-101 (С-201) в С-104 (C-204).
Давление в сепараторе С-101 (С-201)
контролируется манометром поз. PI С-101 (PI С-201) и регистрируется прибором
поз. PR 2255 (PR 2256), установленным на линии ВСГ из С-102 (С-202) в К-102
(К-202).
Для пуска блока стабилизации
предусмотрена подача сырья с выкида малых сырьевых насосов в линию перетока из
сепаратора С-101 (С-201) в сепаратор С-104 (С-204), а также на данном перетоке
имеется врезка, щелочь из сеператора С-101 (С-201) на прием насосов Н-117, 317,
для проведения процесса регенерации катализатора.
Из сепаратора C-101 (C-201)
водородсодержащий газ поступает в каплеуловитель C-102 (C-202) расположенный
над ним, для удаления остатков жидкости. Из каплеуловителя C-102 (C-202)
циркуляционный ВСГ поступает на блок очистки в колонну К-102 (К-202).
Свежий водородсодержащий газ
поступает на установку по линиям: с установки УПВ-2, Л-35/6, от дожимного
компрессора установки Л-24/6, с заводского водородного кольца. Расход свежего
водородсодержащего газа на установку измеряется прибором поз. FQR 3003.
Давление свежего ВСГ поддерживается постоянным регулятором давления поз. PRCA
335, клапан которого поз. PV 335 расположен на линии ВСГ с большого кольца на
установку. При снижении давления свежего ВСГ ниже допустимого срабатывает
световая и звуковая сигнализация в операторной. Расход свежего
водородсодержащего газа на блоки измеряется прибором поз. FQR 38А (FQR 38В),
расположенном на входе свежего ВСГ в каплеуловитель C-102 (С-202).
Имеется возможность подачи ВСГ в
выкидные трубопроводы циркуляционных компрессоров ТК-101, ТК-201, РК-301 через
клапана поз. FV 3004 (FV 3005), расход свежего ВСГ в выкидные трубопроводы
компрессоров измеряется прибором поз. FRC 3004 (FRC 3005). Так же можно
направить ВСГ в каплеуловители С-102 (С-202).
Для защиты аппаратов и линий
реакторных блоков от превышения давления выше допустимых пределов предусмотрены
схемы аварийного сброса давления:
Аварийный сброс давления из I
реакторного блока, дистанционный HS 7221А в операторной из схемы управления и
ручной HS 7221В на аппаратном дворе, при этом:
срабатывает световая и звуковая
сигнализация в операторной;
останавливается циркуляционный
компрессор TK-101 (РК-301);
закрываются:
отсекатель поз. 1А на линии жидкого
топлива в П-101;
отсекатель поз. 2А на линии
топливного газа к П-101;
отсекатель поз. 87/1 на линии газа
стабилизации к П-101, П-102;
отсекатель поз. UV 7215 на линии
пилотного газа к П-101, П-102;
отсекатель поз. 310 на линии
нагнетания Н-101-2 (Н-301-2);
клапан поз. HSA 7001 на линии подачи
свежего ВСГ из сетей завода;
клапан поз. FV 66А на линии подачи
регенерированного МЭА в К-102;
открывается отсекатель поз. UV 7221
на линии сброса давления на факел с задержкой 12 сек. ;
по сигналу конечного выключателя от
поз. 310-4 - останов насоса H-101-2 (H-301-2);
закрывается клапан на линии
промывочной воды в Х-101 поз. FV 3006;
останавливается насос подачи
промывочной воды в Х-101 Н-120-1,2 (320-1,2).
Аварийный сброс давления из II
реакторного блока, дистанционный HS 7222А в операторной из схемы управления и
ручной HS 7222В на аппаратном дворе, при этом:
срабатывает световая и звуковая
сигнализация в операторной;
останавливается циркуляционный
компрессор TK-201 (РК-301);
закрываются:
отсекатель поз. 5В на линии жидкого
топлива в П-201;
отсекатель поз. 6В на линии
топливного газа к П-201;
отсекатель поз. 87/2 на линии
топливного газа к П-201, П-202;
отсекатель поз. UV 7217 на линии
пилотного газа к П-201, П-202;
отсекатель поз. 320 на линии
нагнетания Н-201-2 (Н-301-2);
клапан поз. HSA 7001на линии подачи
свежего ВСГ из сетей завода;
клапан поз. FV 66В на линии подачи
регенерированного МЭА в К-202;
открывается отсекатель поз. UV 7222
на линии сброса давления на факел с задержкой 12 сек. ;
по сигналу конечного выключателя от
поз. 320-4 - останов насоса H-201-2 (H-301-2);
закрывается клапан на линии
промывочной воды в Х-201 поз. FV 3007;
останавливается насос подачи
промывочной воды в Х-201 Н-220-1,2 (320-1,2).
2. Исходные данные для
технологического расчета
2.1 Материальный баланс установки
24/7
Производительность 1600тыс.т/год
Установка работает 334 дней в году
Таблица 5 - Материальный баланс
|
Наименование
|
масс. дол, %
|
тыс.т/год
|
т/сутки
|
кг/ч
|
кг/с
|
|
ПОСТУПИЛО
|
|
фракция 180-360С
|
88,554
|
1416,864
|
4242,108
|
176754,491
|
49,098
|
|
легкий каталитический газойль
|
9,644
|
154,304
|
461,988
|
19249,501
|
5,347
|
|
бензин висбрекинга
|
1,802
|
28,832
|
86,323
|
3596,806
|
0,999
|
|
Итого углеводородного сырья
|
100,000
|
1600,000
|
4790,419
|
199600,798
|
55,445
|
|
свежий ВСГ
|
1,181
|
18,896
|
56,575
|
2357,285
|
0,655
|
|
в том числе водород
|
0,515
|
0,097
|
0,291
|
12,140
|
0,003
|
|
ИТОГО:
|
101,181
|
1618,896
|
4846,994
|
201958,084
|
56,099
|
|
ПОЛУЧЕНО
|
|
фракция 180-360С очищенная
|
95,624
|
1529,984
|
4580,790
|
190866,267
|
53,018
|
|
компонент товарных автобензинов
|
2,938
|
47,008
|
140,743
|
5864,271
|
1,629
|
|
Отдув ВСГ
|
0,395
|
6,320
|
18,922
|
788,423
|
0,219
|
|
в том числе водород
|
0,099
|
1,584
|
4,743
|
197,605
|
0,055
|
|
Газ стабилизации, сухой, очищенный
|
0,387
|
6,192
|
18,539
|
772,455
|
0,215
|
|
Газ С-104 (С-204) сухой очищенный
|
0,885
|
14,160
|
42,395
|
1766,467
|
0,491
|
|
Сероводород в насыщенном МЭА
|
0,944
|
15,104
|
45,222
|
1884,232
|
0,523
|
|
Потери
|
0,008
|
0,128
|
0,383
|
15,968
|
0,004
|
|
Итого
|
101,181
|
1618,896
|
4846,994
|
201958,084
|
56,099
|
2.2 Исходные данные для расчета
аппаратов
Трубчатая печь прдназначена для
нагревания смеси до температуры реакции.=125000 кг/ч;
tнач=295 0С;
tкон=341 0С;
ρ420=0,86;
Мольная доля отгона е=0,3;
Состав топочного газа в массовых
долях, % предоставлен в таблице 10.
Таблица 10 - Состав топочного газа.
|
наименование
|
H2S
|
H2
|
CH4
|
C2H6
|
C3H8
|
C4H10
|
N2
|
|
масс. дол., %
|
2,00
|
4,55
|
16,10
|
26,40
|
32,30
|
9,80
|
7,85
|
Тепловая нагрузка печи определяется
по уравнению (1)
Qпол=Qнагр+Qисп ,(1) [5]
Где
Qнагр-
тепло необходимое для нагрева нефти, кДж/ч;исп- тепло необходимое для испарения
нефти, кДж/ч.
Тепло, необходимое для нагрева нефти
определяется по уравнению (2).
Qнаг=G*(1-e)*(It2ж-It1ж) ,(2) [5]
где G - производительность печи по
сырью, кг/ч;
е - массовая доля отгонки сырья, доли
единицы;ж, It2ж - энтальпия жидкости при температурах входа и выхода ее из
печи, кДж/кг. Тепло,
необходимое для испарения нефти определяется по уравнению (3):
Qисп=G*e*(lt2п-lt1ж) , (3) [5]
где G - производительность печи по
сырью, кг/ч;
е - массовая доля отгонки сырья,
доли единицы;ж - энтальпия жидкости при температуре входа в печь, кДж/кг;п -
энтальпия паров при температуре выхода из их печи, кДж/кг.
Энтальпия жидкости при температуре
входа в печь определяется по уравнению.
Itж=
*a
(4) [5]
где 
-
плотность , кг/м3;ж - энтальпия жидкости при температуре входа в печь, кДж/кг;
а - температурная поправка [5];
(5)
[5]
где 
-
относительная плотность нефтепродукта;
а - температурная поправка
(приложение 1 [5]).
Энтальпия паров нефтепродукта
определяется по формуле:
.пол=
3702409,72+3256053,74=6958463,47 Вт
Состав топочного газа предоставлен в
таблице 11.
Таблица 11 - Состав углеводородов
топочного газа.
|
наименование
|
Хiмасс
|
Хiмас.дол
|
Хi/M
|
Хiмол.дол
|
Хi мол%
|
Мi
|
|
H2S
|
2,0
|
0,02
|
0,0005882
|
0,0108
|
1,08
|
34
|
|
H2
|
4,55
|
0,0455
|
2,27500
|
0,4193
|
41,93
|
2
|
|
CH4
|
16,1
|
0,161
|
1,00625
|
0,1854
|
18,54
|
16
|
|
C2H6
|
26,4
|
0,264
|
0,88000
|
0,1622
|
16,22
|
30
|
|
C3H8
|
33,3
|
0,333
|
0,75682
|
0,1395
|
13,95
|
44
|
|
C4H10
|
9,8
|
0,098
|
0,16897
|
0,0311
|
3,11
|
58
|
|
N2
|
7,85
|
0,0785
|
0,28020
|
0,0516
|
5,16
|
28,016
|
|
итого
|
100
|
1,000
|
5,42605
|
1,0000
|
100
|
-
|
Процент углерода содержащегося в
топливе определяется по уравнению (7).
C=
=
(7) [5]
где μ
- молекулярная масса, кмоль/кг;
х - мольная доля компонента газовой
смеси.
С= 
+
+
+
=
40,872 % мол. (7)
Содержание водорода определяется по
уравнению (8)
Н=
=
(8)
где μ
- молекулярная масса, кмоль/кг;
х - содержание компонентов в
топливе, мол.дол.;число атомов водорода в молекуле.= 
+
+
+
+
+
=52,944
% мол.
Определяем необходимое количество
воздуха необходимого для горения газа по уравнению (10)
(10)
где С - содержание углерода в
топливе, % мол.;
Н - содержание водорода в топливе, %
мол.
Определяем действительное количество
воздуха
α-
коэффициент избытка воздуха
Для печей излучение стенками
1,03-1,07 до 1,1
Задавшись коэффициентом избытка
воздуха, по уравнению (11)
Lд=Lo * α
(11)
где Lo - количество воздуха
необходимое для горения газа;
α-
коэффициент избытка воздуха.д= 23,2 * 1,1=25,52
Количество продуктов сгорания образующихся
при сжигании 1 кг топлива
mCO2 = 0,0367* С
mCO2 = 0, 0367 * 40,872 = 1,5 г.
mH2O = 0,0367* Н
mH2O = 0, 09 * 52,944 = 4,7649 г.
mO2 = 0, 23 * Lo(α-1)
= 0, 23*23,2* (1, 1-1) = 0,5871
mN2 = 0, 77*23,2*1, 03 + 0, 01 =
19,6642
Суммарное количество продуктов
сгорания
=
1,5+4,7649+0,5871+19,6642=26,5322 кг/кг
Проверка
= 1+αLo=
1+1, 1*23,2=26,5247 кг/кг
Определяем объемное количество
продуктов сгорания в м3/кг при нормальных условиях по уравнению (12)
UCO2 = 
UCO2 = 
=
0, 76 м3/кгO = 
= 5,93м3/кг= 
=
0, 41 м3/кг= 
= 15,73 м3/кг
= 22,84 м3/кг
ρ=
ρ
= 
=
1,1616 кг/м3
Расход топлива подаваемого в печь
определяется по уравнению (12)
B=
(12)
где Qпол - тепловая нагрузка печи,
кДж/кг;
- низшая теплота
сгорания, кДж/кг;
η
- КПД печи 0, 60
В= 
=
684,1 кг/ч
Определяем истинную теплоту сгорания
по формуле Менделеева (13)
= 339,
1С+1030Н(13)
где С - содержание углерода в
топливе, % мол;
Н - содержание водорода в топливе, %
мол;
= 339, 1*39,
53+1030*60,47 = 68829, 177 кДж/кг.
Радиантная камера
Задаемся t дымовых газов над
перевальной стенкой от 600-1000 820ºС
Определяем среднюю теплоемкость
продуктов сгорания топлива при этой температуре по уравнению (14)
GCрт=mCO2*CO2+mH2O*CH2O+mN2*CN2+mO2*CO2
GCрт=1,45*0,96+5,44*0,95+20,4*1,12+0,18*0,91=29,57
кДж/кг*К
Максимальная расчетная температура
горения, принимаем tв=20ºС
КПД точки ηт=0,95
определяют по уравнению (15)
tмакс=tв+
(15)
где ηт-
к. п. д. топки - рекомендуется принимать в пределах 0,94-0,98.
ItП = Gср*tп(16)
ItП = 29,57*740=21883,28
кДж/кг;макс=20+
=2579,6ºС;
Тмакс=2579,6+273=2852,6 ºС.
Количество тепла, воспринимаемого
через радиантные трубы, определяют по уравнению (16)
Qp=B(Qpн*ηт-Itп)(17)
где Qpн - количество тепла
воспринимаемое через радиантные трубы, кВт;
ηт
- КПД точки = 0,95
где Itп - энтальпия дымовых газов
при температуре перевала, кДж/кг.=684,1*(75688,7*0,95-21883,28)=3421935,5Вт
Количество тепла, воспринимаемого
через конвекционные трубы, определяют по формуле (17)
Qk=Qпол-Qp(18)
Qp - количество тепла,
воспринимаемое радиантнымитрубами,Вт;
где Qпол - полезно использованное
тепло, кДж/кг или Вт.к=31067287,5-3421935,5=27645352 Вт
Энтальпия сырья на входе в
радиантные трубы, определяют по формуле (19)
Iк=It1+
(19)
где It1 - энтальпия сырья при входе,
в печь, кДж/кг;
- масса сырья,
кг/ч;
-
тепло,воспринимаемое конвекционными трубами, кДж/ч.к=624,74+ 
=768,5
кДж/кг.
Т=604К=331ºС
Средняя температура наружной
поверхности радиантных труб, определяют по формуле (20)ст=20+
=356ºС
Тст=356+273=609К
По графикам на рис. 39 находим
значение параметра, qs. (21)
qs=Q/Hs=90*103(21)
где Q - количество тепла, вносимого
в топку топливом, воздухом и форсуночным паром, кДж/ч;- эквивалентная абсолютно
черная поверхность, м2.
Общее количество тепла, внесенного в
топку, определяют по формуле (22)
Q=BQрнηт(22)
где В - расход топлива;
ηт
- КПД печи
- низшая теплота
сгорания, кДж/кг.=684,1*75688,7*0,95=49189710 Вт.
Предварительное значение
эквивалентной абсолютно черной поверхности, определяют по формуле (23)
Hs= 
(23)
Q- количество тепла, вносимого в
топку топливом, воздухом и форсуночным паром, кДж/ч.
- величина
зависящая от принятой температуры дымовых газов над перевальной стенкой.= 
=546,6м2
Задаются степенью экранирования
кладки φ=0,55.
Hs/Hл=0,77 (24)
Эквивалентная плоская поверхность,
определяют по формуле (25)
Hл =Hs:Hs/Hл
(25)
Hл =546,6/0,77=709,8 м2
Площадь заэкранированной плоской
поверхности, заменяющей трубы, определяют по формуле(26)
Н=Hs/Hл (27)
Н =709,8/0,87=815,87 м2=0,95
Поверхность радиантных труб,
определяют по формуле (28)
Нр.тр= 
Н(28)
Нр.тр =
*815,87=1080,9 м2
Нр.тр - поверхность радиантных труб,
м2.
Проводят поверхностный расчет
радиантной секции. Величина неэкранированной поверхности, определяют по формуле
(29)
F=(1/φ
-1)Нл(29)
где Нл - эффективная
лучевоспринимаемая поверхность, м2.=(1/0,55-1)*709,8=580,6 м2
Утончненое значение абсолютно черное
поверхности: φ(Т)=0,8;
εн=εF=0,4,
определяют по формуле (30)
β=
(30)
β=
=0,225.
εu=
(31)
εu
= 
=0,622.
Hρ=
*(εнНл+βεFf)
(32)
Hρ
=
*(709,8*0,225*0,9*580,6)=492,7 м2
Коэффициент теплоотдачи свободной
конвекцией от дымовых газов к радиантным трубам, определяют по формуле (33)
(33)
Вт/м2*с
Температурная поправка теплопередачи
в топке, определяют по формуле (34)
(34)
где Тмакс - максимальная температура
горения, К;
- поверхность
радиантных труб, м2;
То - средняя температура экрана ,К;
- постоянная
излучения абсолютно черного тела, 
.
.Со
Аргумент излучения, определяют по
формуле (35)
(35)
Характеристика излучения βS
может быть найдена по графику на рис. 43 в зависимости от найденного аргумента
излучения х;βS=0,405
Уточненное значение температуры
дымовых газов на перевале, определяют по формуле (36)
(36)
*100%=3,8%,
Коэффициент прямой отдачи,
определяют по формуле (37)
(37) 
Количество тепла полученного
радиантными трубами, определяют по формуле (38)
(38)
Тепловая напряженность радиантных
труб, определяют по формуле (39)
= 
/Нр.тр
(39)
число труб в радиантной камере
(40)
Число труб
Конвекционная камера
Определяют тепловую нагрузку камеры
конвекции (Qк , Вт).
Для этого полезной тепловой нагрузки
печи вычитают количество тепла , воспринимаемого радиантными трубами.
Тепловая нагрузка камеры конвекций,
определяют по формуле (41)
(41)
Энтальпия продукта на выходе из
камеры конвекций, определяют по формуле (42).
(42)
.к=3070С
Энтальпия дымовых газов над
перевальной планкой, определяют по формуле (43)
(43)
Средняя логарифмическая разность
температур между дымовыми газами и нагреваемой нефтью.
Задаются расстоянием между осями
труб S1 =0,25 м, числом труб в горизонтальном ряду n=22, диаметром труб d=0,1 м
и определяют ширину камеры конвекции,по формуле (43).
(43)
Живое сечение камеры конвекций,
определяют по формуле (36)
Секундный расход дымовых газов,
определяют по формуле (37)
Массовая скорость движения дымовых
газов, определяют по формуле (38).
Коэффициент теплоотдачи конвекцией
от дымовых газов к трубам, (для шахматного расположенных трубных пучков,
определяют по формуле (39).
Коэффициент теплоотдачи излучением
трех атомных газов, определяют по формуле (40).
Коэффициент теплоотдачи, определяют
по формуле (41).
Необходимая поверхность
конвекционных труб, определяют по формуле (42).
Число труб в конвекционной камере,
определяют по формуле (43).
3. Органиация производства
3.1 Режим работы установки
Главная особенность работы НПЗ
заключается в его непрерывности. Режим использования техники - это заранее
установленное для данного процесса чередование и продолжительность периода
работы и остановки оборудования, аппаратуры и других средств труда.
Режим использования техники зависит
от сырья и изготовляемой продукции. Непрерывный режим работы характерен для
основных цехов предприятия, где преобладают аппаратурные физико-химические
продукты производств. В этом случае оборудование и другие средства используют
круглосуточно, остановки только для проведения ремонтных работ и организованно
- технических мероприятий. Режим труда рабочих должен быть непрерывен и предусматривает
собой регламентируемый порядок чередования и соотношения времени работы и
отдыха. Режим работы рабочих и использование средств труда взаимосвязаны,
поскольку они зависят от одних производственных фондов. Режим рабочего
исполнителя определён законодательством.
Условия труда подразделяются на
нормальные, вредные и особо вредные. Характер условий труда определяется
свойствами сырья, материала и получаемой продукции, а также воздействием их на
организм человека. На установке ЛЧ 24/7 условия труда вредные, вследствие
использования щелочей и других веществ, являющимися наркологическими ядами.
Продолжительность рабочего дня
определяется продолжительностью рабочей недели, графиком сменности, условиями
труда. На основании трудового законодательства в нашей стране принята
продолжительность рабочей недели 40 часов, при восьмичасовом рабочем дне.
3.2 График сменности
Таблица 6 -График сменности
|
дни
|
1 бригада
|
2 бригада
|
3 бригада
|
4 бригада
|
5 бригада
|
|
1
|
У
|
|
Н
|
|
В
|
|
2
|
|
У
|
|
Н
|
В
|
|
3
|
В
|
У
|
|
Н
|
|
|
4
|
В
|
|
У
|
|
Н
|
|
5
|
|
В
|
У
|
|
Н
|
|
6
|
Н
|
В
|
|
У
|
|
|
7
|
Н
|
|
В
|
У
|
|
|
8
|
|
Н
|
В
|
|
У
|
|
9
|
|
Н
|
|
В
|
У
|
|
10
|
У
|
|
Н
|
В
|
|
|
11
|
У
|
|
Н
|
|
В
|
|
12
|
|
У
|
|
Н
|
В
|
|
13
|
В
|
У
|
В
|
Н
|
|
|
14
|
В
|
|
В
|
|
Н
|
|
15
|
|
В
|
|
|
Н
|
|
16
|
Н
|
В
|
Н
|
У
|
|
|
17
|
Н
|
|
Н
|
У
|
|
|
18
|
|
Н
|
|
|
У
|
|
19
|
|
Н
|
|
В
|
У
|
|
20
|
У
|
|
У
|
В
|
|
|
21
|
У
|
|
У
|
|
В
|
|
22
|
|
У
|
В
|
|
23
|
В
|
У
|
В
|
Н
|
|
|
24
|
В
|
|
В
|
|
Н
|
|
25
|
|
В
|
|
|
Н
|
|
26
|
Н
|
В
|
Н
|
У
|
|
|
27
|
Н
|
|
Н
|
У
|
|
|
28
|
|
Н
|
|
|
У
|
|
29
|
|
Н
|
|
В
|
У
|
|
30
|
У
|
|
У
|
В
|
|
|
31
|
У
|
|
У
|
|
В
|
|
18
|
18
|
18
|
18
|
18
|
4. Экономическая часть
4.1 Стоимость оборудования, зданий и
сооружений, инструмента и инвентаря
Таблица 7 - Стоимость оборудования,
зданий и сооружений, инструмента и инвентаря
|
Элементы основных производственных фондов
|
Стоимость руб.
|
|
Здание и сооружения Основное оборудование
Трубопроводы Инструменты, инвентарь
|
8055391,23 344553330,2 1722766,51 5168299,95
|
|
Итого:
|
375004687,9
|
.2 Баланс рабочего времени персонала
установки
Таблица 8- Баланс рабочего времени
одного рабочего
|
Элементы времени
|
Количество
|
|
1
|
2
|
|
1 Календарный фонд времени
|
366
|
|
2 Выходные дни
|
105
|
|
3 Номинальный фонд времени
|
249
|
|
4 Праздничные дни
|
12
|
|
5 Очередной отпуск
|
28
|
|
6 Выполнение гос. Обязанностей
|
3
|
|
7 Число дней нетрудоспособности
|
3
|
|
8 Учебный отпуск
|
4
|
|
9 Эффективный фонд рабочего времени
|
211
|
|
10 Эффективный фонд рабочего времени(часов)
|
1688
|
|
11 Коэффициент
|
1,18
|
4.3 Исходные данные для расчета
себестоимости продукции или затрат на переработку продукции
Таблица 9-Исходные данные для
расчета себестоимости или затрат на переработку продукции
|
Виды затрат
|
Плановое количество
|
Тариф
|
|
Сжатый воздух
|
1321298
|
0,4
|
|
Пар
|
4516
|
950,236
|
|
Оборотная вода
|
288283
|
2,033
|
|
Топливо
|
86
|
4736,924
|
|
Электроэнергия
|
2102065
|
1,334
|
Расчет стоимости оборудования,
транспортных средств, инструмента и инвентаря
Таблица - Расчет стоимости
оборудования, транспортных средств, инструмента и инвентаря
|
Наименование элементов
|
Балансовая стоимость, тыс.руб.
|
Норма амортизации, %
|
Годовая сумма амортизации, тыс.руб.
|
|
Основное оборудование
|
344553,33
|
16,7
|
57540,41
|
|
Здания, сооружения
|
8055,39
|
7
|
563,88
|
|
Трубопроводы
|
17227,67
|
10,8
|
1860,59
|
|
Инструменты, инвентарь
|
5168,30
|
10,8
|
558,18
|
|
ИТОГО
|
375004,69
|
_
|
60523,06
|
Пример расчета
Балансовая стоимость трубопроводов
составляет 5% от стоимости основного оборудования.
Балансовая стоимость инструмента и
инвентаря составляет 1,5% от стоимости основного оборудования.
Годовая сумма амортизации =
балансовая стоимость* норма амортизации / 100
4.2 Расчет фонда заработной платы
дизельный топливо
гидрирование себестоимость
Баланс рабочего времени одного
рабочего
Таблица-9 Баланс рабочего времени
одного рабочего
|
Элементы времени
|
Количество
|
|
Календарный фонд времени, дней
|
366
|
|
Выходные дни
|
106
|
|
Праздничные дни
|
11
|
|
Номинальный фонд времени, дней
|
249
|
|
Очередной отпуск, дней
|
28
|
|
Выполнение гос. обязанностей, дней
|
3
|
|
Число дней нетрудоспособностей
|
3
|
|
Учебный отпуск
|
4
|
|
Эффективный фонд времени, дней
|
211
|
|
Эффективный фонд времени, часов
|
1688
|
|
Коэффициент списочного состава 
|
1,18
|
Расчет заработной платы рабочих
Таблица Расчет заработной платы
рабочих
|
Наименование профессии
|
Оператор 6 разряда
|
Оператор 5 разряда
|
Оператор 4 разряда
|
Машинист 6 разряда
|
итого
|
|
Списочная численность
|
5
|
11
|
4
|
5
|
25
|
|
Часовая тарифная ставка
|
109,68
|
91,23
|
82,75
|
91,23
|
374,89
|
|
Суммарный эффективный фонд рабочего времени
|
8440
|
18568
|
6752
|
8440
|
42200
|
|
Тарифный фонд
|
925699,20
|
1693958,64
|
558728,00
|
769981,20
|
3948367,04
|
|
Премия
|
231424,8
|
423489,66
|
139682
|
192495,30
|
987091,76
|
|
Доплата за ночное время
|
117225,98
|
97506,62
|
88443,2
|
97506,62
|
400682,42
|
|
Фонд основной з/платы
|
1274349,98
|
2214954,92
|
786853,2
|
1059983,12
|
5336141,22
|
|
Фонд дополнительной з/платы
|
133070,94
|
231291,36
|
82165,26
|
110686,20
|
557213,76
|
|
Общий фонд з/платы
|
1407420,92
|
2446246,28
|
869018,46
|
1170669,32
|
5893354,98
|
|
Начисления на з/плату
|
425041,12
|
738766,38
|
262443,57
|
353542,13
|
1779793,2
|
Пример расчета: оператор 4 разряда
Суммарный эффективный фонд рабочего
времени = эффективный фонд времени* списочная численность
1688*4=6752
Тарифный фонд = часовая тарифная
ставка*суммарный эффективный фонд рабочего времени
82,75*6752=558728,00
Премия = тарифный фонд*25/100
Доплата за ночное время =
эффективный годовой фонд времени работы установки* часовую тарифную
ставку*40/100
2672*82,75*40/100=88443,2
Фонд основной заработной платы =
тарифный фонд + премия + доплата за ночное время
558728,00+139682+88443,2=786853,20
Фонд дополнительной заработной платы
= фонд основной заработной платы*(очередной отпуск + дни гос. обязанности +
число дней нетрудоспособности)/ 11 месяцев* среднее количество дней в месяце
Общий фонд заработной платы = фонд
основной заработной платы + фонд дополнительной заработной платы
786853,2+82165,26=869018,46
Начисления на заработную плату =
общий фонд заработной платы * 0,302
869018,46*0,302=262443,57
Таблица Расчет фонда заработной
платы остального персонала
|
Наименование должности
|
Начальник ИТР высшее
|
Механик ИТР высшее
|
ИТОГО
|
|
Количество
|
1
|
1
|
2
|
|
Ежемесячный оклад, руб.
|
22400
|
22100
|
44500
|
|
Фонд по окладу, руб.
|
268800
|
265200
|
534000
|
|
Премия, руб.
|
67200
|
66300
|
133500
|
|
Фонд по окладу с премией, руб.
|
336000
|
331500
|
667500
|
|
Дополнительный фонд заработной платы, руб.
|
35086
|
34616,09
|
69702,09
|
|
Годовой заработок, руб.
|
371086
|
366116,09
|
737202,09
|
|
Начисления, руб.
|
112067,97
|
110567,06
|
222635,03
|
|
Содержание персонала, руб.
|
483153,97
|
476683,15
|
959837,12
|
Пример расчета: начальник
1) Фонд по окладу =
количество*ежемесячный оклад*12 месяцев
1*22400*12=268800
2) Премия = фонд по окладу*25/100
3) Фонд по окладу с премией = фонд
по окладу + премия
268800+67200=336000
4) Дополнительный фонд заработной
платы = фонд по окладу с премией*(очередной отпуск + дни гос. обязанности +
число дней нетрудоспособности)/ 11 месяцев* среднее количество дней в месяце
5) Годовой заработок = фонд по
окладу с премией + дополнительный фонд заработной платы
336000+35086=371086
6) Начисления = годовой
заработок*0,302
371086*0,302=112067,97
7) Содержание персонала = годовой
заработок + начисления
371086+112067,97=483153,97
4.3 Расчет затрат на обработку
Расчет стоимости электроэнергии,
топливо, пара, оборотной воды и сжатого воздуха
) Электроэнергия
*1,334*12=33649856,52 руб.
) Топливо
*4736,924*12=4888505,52 руб.
) Пар
*950,236*12=51495189,31 руб.
) Оборотная вода
*2,033*12=7032952,08 руб.
) Сжатый воздух
*0,4*12=6342230,4 руб.
Итого: 103408733,9 руб.
Затраты на оплату труда и социальные
нужды персонала
Затраты на оплату труда
производственного персонала
) Фонд заработной платы рабочих.
,98 руб.
) Годовой заработок остального
персонала
,09 руб.
) Всего затрат на оплату труда
,07 руб.
Отчисления на социальные нужды
) Начисления на заработную плату
рабочих
,2 руб.
) Начисления на заработную плату
остального персонала
,03 руб.
) Всего начислений
,23 руб.
Расчет общепроизводственных расходов
) Топливо, электроэнергия, пар,
оборотная вода и сжатый воздух.
,9 руб.
) Затраты на оплату труда.
,07 руб.
) Затраты на социальные нужды.
,23 руб.
Расходы на содержание и эксплуатацию
оборудования
Таблица Расходы на содержание и
эксплуатацию оборудования
|
Статьи затрат
|
Сумма, руб.
|
|
Содержание оборудования и рабочих мест
|
3836,57
|
|
Текущий ремонт
|
20673199,8
|
|
Амортизация оборудования и инструмента
|
58098590
|
|
Возмещение износа и ремонт оборудования
|
|
Прочие расходы
|
787756,27
|
|
ИТОГО
|
80351138,91
|
Пример расчета
Содержание оборудования и рабочих
мест = 0,05% от (фонд заработной платы рабочих + начисления на заработную плату
рабочих)
Текущий ремонт оборудования = 6% от
стоимости основного оборудования
Амортизация оборудования и
инструмента = годовая сумма амортизации основного оборудования + інструмента
(57540,41+558,18)*1000=58098590
Возмещение износа и ремонт
инструмента = 1% от Σ
1-3 статей
Прочие расходы = 1% от Σ
1-3 статей
Итого
,57+20673199,8+58098590+787756,27+787756,27=80351138,91
Цеховые расходы
Таблица Цеховые расходы
|
Статьи расходов
|
Сумма , руб.
|
|
Содержание зданий
|
80553,9
|
|
Текущий ремонт
|
161107,8
|
|
Амортизация
|
563880
|
|
Расходы на охрану труда
|
11786,71
|
|
Износ малоценного инструмента
|
8173,29
|
|
Прочие расходы
|
8173,29
|
|
ИТОГО
|
833674,99
|
Пример расчета
Содержание зданий = 1% от стоимости
зданий и сооружений
Текущий ремонт = 2% от стоимости
зданий и сооружений
Амортизация = годовая сумма
амортизации зданий и сооружений* 1000
563,88*1000=563880
Расходы на охрану труда = 0,2% от
фонда заработной платы робочих
Износ малоценного инструмента = 1%
от Σ 1-4 статей
Прочие расходы = 1% от Σ
1-4 статей
Итого
,9+161107,8+563880+11786,71+8173,29+8173,29=833674,99
Σ
1-5 статей
,9+6630557,07+2002428,23+80351138,91+833674,99=193226533,1
) Прочие производственные расходы
составляют 5% от Σ
1-5-статей
) Общехозяйственные расходы
составляют 12% от Σ
1-5 статей
) Коммерческие расходы составляют
0,2% от Σ
1-5 статей
Итого стоимость обработки Σ
1-8.
,9+6630557,07+2002428,23+80351138,91+833674,99+
+9661326,66+23187183,97+386453,07=226461496,8
Расчет себестоимости
Таблица Расчет себестоимости
|
Наименование статей расходов
|
Количество тыс.т
|
Цена, руб.
|
Сумма, млн. руб.
|
Наименование продукта
|
Количество тыс.т
|
Себестоимость всего выпуска млн. руб.
|
Себестоимость единицы продукции млн. руб.
|
|
1 Сырье и основне материалы
Фр.180-360˚С Легкий кат. газойль Бензин висбрекин-га Свежий ВСГ Потери
2 Затраты на обработку
|
1416,864 154,304 28,832 1,181 0,128
|
6600 5775 6600 2475 _
|
9351,3 891,11 190,29 2,92 193,22
|
Основная Фр.180-360˚С ИТОГО Попутная
Компонент тов. авто-бензинов Отдув ВСГ Газ стабилизации Газ сухой
Сероводо-род в насыщенном МЭА ИТОГО
|
1529,984 1529,984 47,008 6,320 6,192 14,160
15,104 88,784
|
10245,06 10245,06 232,69 20,86 20,43 35,05
74,75 383,78
|
6696,21
4950,01 3300,63 3299,42 2475,28 4949,02
|
|
ВСЕГО
|
1618,768
|
|
10628,84
|
|
1618,768
|
10628,84
|
|
. Мерроприятия по технике
безопасности и противопожарной технике и охране окружающей среды
5.1 Техника безопасности, охрана
труда и противопожарная профилактика
Установка ЛЧ-24/7 предназначена для
очистки дизельных топлив от сернистых соединений путем их гидрирования.
В результате процесса гидроочистки
дизельного топлива, под воздействием температур образуются газы, бензиновые
фракции, все они являются токсичными легковоспламеняющимися жидкостями и
образуют, в том числе и газы, взрывоопасные смеси с воздухом.
Пары углеводородов оказывают вредное
воздействие на нервную систему человека, вызывают острые и хронические
отравления. Основные симптомы отравления: головная боль, головокружение,
сердцебиение, слабость, психическое возбуждение, беспричинная веселость,
сухость во рту, тошнота и затем потеря сознания.
Основные факторы, определяющие
опасность на установке:
высокая огнеопасность продуктов
переработки;
возможность образования
взрывоопасных смесей газов и паров продуктов переработки с воздухом;
отравляющие (токсические) свойства
газов и паров продуктов переработки;
наличие высокого давления и высокой
температуры в аппаратах;
наличие мест возможного накапливания
вредных газов;
наличие открытого огня в печах
нагрева сырья;
возможность получения химических и
термических ожогов;
повышенный уровень статического электричества
вследствие транспортировки нефтепродуктов, обладающих способностью накапливать
заряды статического электричества;
наличие вращающихся частей
оборудования;
возможность падения с высоты при
обслуживании оборудования;
повышенный уровень шума на рабочем
месте.
наличие электрооборудования.
По характеру перерабатываемых
веществ, установка относится к категории «А» - взрывопожароопасных производств.
К наиболее опасным местам на
установке относятся:
печи;
реакторные блоки;
блоки стабилизации;
блок очистки;
блок защелачивания продуктов
регенерации катализатора;
насосные;
компрессорная;
места отбора проб для лабораторных
анализов;
колодцы промканализации и
сернисто-щелочной канализации, где возможны скопления сероводорода и паров
углеводородов.
Основными причинами, способными
привести к аварии, являются:
нарушение норм технологического
режима;
разгерметизация фланцевых соединений
трубопроводов или аппаратов с нефтепродуктами;
неисправность средств сигнализации и
блокировки технологического процесса;
несоблюдение инструкций по
промышленной безопасности, охране труда и пожарной безопасности работающими.
Категория взрываемости блока
стабилизации I.
В соответствии со статьей 221
Трудового кодекса Российской Федерации на работах с вредными и (или) опасными
условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных
условиях или связанных с загрязнением, выдаются сертифицированные средства
индивидуальной защиты (далее СИЗ) в соответствии с нормами, утвержденными в
порядке, установленном Правительством Российской Федерации.
Работающие отвечают за их
исправность, чистоту и использование по назначению. Хранение спецодежды,
спецобуви и других средств индивидуальной защиты разрешается в гардеробных
бытового помещения цеха (производства).
Приобретение средств индивидуальной
защиты и обеспечение ими работников в соответствии с требованиями охраны труда
производятся за счет средств работодателя (статьи 212 и 219 Трудового кодекса
Российской Федерации).
Под СИЗ понимаются средства
индивидуального пользования, используемые для предотвращения или уменьшения
воздействия на работников вредных и (или) опасных производственных факторов, а
также для защиты от загрязнения.
Работающие на ОАО «Славнефть-ЯНОС»
обеспечиваются СИЗ в соответствие с утвержденным «Перечнем профессий и норм
бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других
предохранительных приспособлений по ОАО «Славнефть-ЯНОС».
Для защиты органов дыхания от
вредного воздействия углеводородных газов, сероводорода, паров нефтепродуктов
каждый работник установки обеспечен фильтрующим противогазом с коробкой марки
А2ВЗЕ2РЗ (ФК-Б БКФ). Личные фильтрующие противогазы используются только для
выхода из загазованной зоны.
Для проведения работ в местах, где
воздушная среда содержит кислорода менее 20% объемных или вредных газов и паров
0,5% объемных, а также при работе в резервуарах, колоннах, емкостях и других
замкнутых местах, установка снабжена комплектами шлангового противогаза типа
ПШ-1, которых на установке должно быть:
) рабочих не менее 4-х комплектов;
) аварийных не менее 2-х комплектов.
Фильтрующие противогазы
обслуживающего персонала периодически проверяются работниками ВГСО по графику,
утвержденному главным инженером ОАО «Славнефть-ЯНОС». Результаты проверки
заносятся в паспорт на противогаз. Шланговые противогазы проверяются и
испытываются в ВГСО один раз в шесть месяцев: спасательные пояса и сигнальные
веревки на статическую нагрузку 200 кг (спасательные пояса - в течение 5 мин.,
сигнально-спасательные веревки - 15 мин.), гофрированные шланги и шлем-маски -
на герметичность. При применении их в агрессивной среде (кислота, щелочь и
т.п.) после каждого использования.
Результаты проверки шланговых
противогазов, спасательных поясов и сигнально-спасательных веревок заносятся в
журнал проверки шланговых противогазов. К спасательному поясу,
сигнально-спасательной веревке и мешку прикрепляются бирки с указанием на них
месяца и года испытания. Личные фильтрующие противогазы и комплект ПШ-1
хранятся на установке в операторной.
.2 Возможные неполадки в работе установки
Таблица 8 - Возможные неполадки в
работе установки
|
Возможные производственные инциденты,
аварийные ситуации
|
Предельно допустимые значения параметров,
превышение
|
Причины возникновения производственных
неполадок, аварийных ситуаций
|
Действия персонала по предупреждению и
устранению
|
|
Прекращение подачи сырья.
|
Расход сырья: I блок менее 60 м3/ч II блок
менее 60 м3/ч
|
1. Останов сырьевого насоса. 2. Падение уровня
в резервуаре.
|
1. Закрыть задвижки на насосе и в тройник
смешения. Остановить сырьевой насос. 2.Реакторный блок перевести на
циркуляцию по ВСГ, блок стабилизации перевести на горячую циркуляцию согласно
технологического регламента.
|
|
Снижение расходов сырья
|
Вес в резервуарах менее 450 т
|
1. Снижение уровня сырья в резервуарах
|
1. Перевести установку на циркуляцию через
резервуарный парк.
|
|
Прекращение подачи водородсодержащего газа из
общезаводской линии.
|
Давление в системе менее 2,8 МПа
|
1. Снижение давление в заводском кольце ВСГ
|
1. Понизить загрузку по сырью, при снижении
давления водорода на приеме РК-301 до 2,7МПа,на прием компрессора ТК-101,201
до 2,0 МПа снять сырье полностью. Закрыть задвижки на водороде на установку.
Реакторный блок и блок стабилизации перевести на горячую циркуляцию согласно
технологического регламента.
|
|
Прекращение подачи оборотной воды 1 системы
(Д-101, 201, ДК-101, 201).
|
Отсутствие расхода
|
1. Снижение давления в системе оборотной воды
I системы
|
1. Усилить контроль за температурой продуктов
после Д-101, 201, ДК-101, 201. Понизить загрузку установки по сырью. Включить
все вентиляторы на Х-101, 201, ХК-101, 201.
|
|
Прекращение подачи оборотной воды 2 системы
|
Отсутствие расхода
|
1. Снижение давления в системе оборотной воды
II системы
|
1. Перевести охлаждение на 1-ю систему, речную
воду, при длительном отсутствии установку аварийно остановить согласно
раздела 7.2.1.1 технологического регламента по аварийному останову установки.
|
|
Прекращение подачи электроэнергии 0,4кВ и 0,6
кВ.
|
Останов всего электрооборудования.
|
1. Авария на ЛЭП.
|
1.Установку аварийно остановить согласно
раздела 7.2.1.1 технологического регламента по аварийному останову установки.
|
|
Прекращение подачи пара 1,0 МПа.
|
Давление пара менее 0,6 МПа
|
1. Авария на магистральном паропроводе
|
1. Прекратить подачу жидкого топлива на
форсунки печей. Шуровку печей вести на топливном газе и газе стабилизации.
Понизить загрузку установки. Блок регенерации МЭА перевести на пар 3 атм.
|
|
Прекращение подачи воздуха КИП
|
Давление воздуха КИП менее 0,35 МПа
|
1. Останов воздушных компрессоров
|
На установке смонтирована ёмкость Е-105 с
часовым запасом воздуха КИП. 1. Установку аварийно остановить согласно
раздела 7.2.1.1 технологического регламента по аварийному останову установки.
|
|
Увеличение содержания серы в гидрогенизате
|
Выше задания производственного отдела.
|
1. Низкая температура в реакторах 2. Пропуск в
сырьевом теплообменнике 3. Снижение активности катализатора
|
1. Поднять температуру в реакторах. 2.
Остановить установку. 3. Перевести блок на режим регенерации катализатора.
|
|
|
4. Высокая производительность установки 5.
Низкое давление водорода 6. Низкая концентрация водорода. При выработке
дизельного топлива с содержанием серы 10 ррм: 7. Низкий расход подпитки
водородом
|
4. Снизить производительность установки. 5.
Повысить давление. 6. Снизить производительность установки, открыть отдувы,
увеличить потребление ВСГ с установки УПВ-2. 7. Увеличить расход подпитки.
|
|
Температура вспышки стабильного гидрогенизата
|
менее 62°С менее 55°С менее
40°С
(в зависимости от фракции)
|
1. Увеличилось давление в колонне К-101
(К-201) 2. Низкая температура верха К-101 (К-201) 3. Низкая температура низа
К-101 (К-201) 4. В результате пропуска в Т-103,104(Т-203, 204) происходит
смешение стабильного и нестабильного дизельного т.
|
1. Снизить давление в стабилизационной
колонне. 2. Поднять температуру верха К-101 (К-201) 3. Поднять температуру низа
К-101 (К-201) 4. Установку остановить для замены или ремонта теплообменника.
|
|
|
5. Изменение фракционного состава сырья в
сторону снижения температуры н.к. и к.к.. 6. Зависит от качества сырья.
|
5. Поднять температуру верха К-101 (К-201). 6.
Отрегулировать режим согласно качества сырья, поступающего на установку.
|
|
Снижение выхода дизельного топлива
|
относительно текущего расхода
|
1. Высокая температура верха и низа К-101
(К-201) 2. Низкое давление К-101 (К-201) 3. Зависит от качества сырья.
|
1. Снизить температуру низа К-101 (К-201) 2.
Повысить давление в К-101 (К-201) 3. Отрегулировать режим согласно качества
сырья, поступающего на установку.
|
|
Бензин имеет высокую температуру конца кипения
|
более 205°С
|
Высокая температура верха К-101 (К-201)
Высокая производительность установки
Пониженное давление в К-101 (К-201)
|
Снизить температуру верха К-101 (К-201)
Снизить производительность Повысить давление в К-101 (К-201)
|
|
Увеличение давления в колонне К-101 (К-201)
|
более 0,МПа
|
1. Неисправен регулятор давления в К-101
(К-201)
|
1. Открыть байпас помимо клапана регулятора
давления. Клапан регулятора давления в К-101 (К-201) отремонтировать и
включить в работу
|
|
|
2. Попадание воды в К-101 (К-201) 3.
Неисправен прибор по уровню в C-104(C-204), что приводит к проскоку газа в
К-101 (К-201) 4. Неисправен прибор по уровню в C-105(C-205), что приводит к
препятствию выхода газа из К-101 (К-201) или проскоку газа через
С-105(С-205), в линию бензина, кислой воды.
|
2.Проверить наличие воды в сырьевом резервуаре
и сдренировать при необходимости, понизить расход промывочной воды в
Х-101(Х-201). 3. Проверить работу уровнемера 4. Проверить работу уровнемера
|
|
Увеличение уровня в абсорбере К-102 или К-202
|
более 80%
|
1. Переполнение сепаратора С-101 (С-201) 2.
Неисправен клапан регулятора уровня в К-102 (К-202) 3. Неправильные показания
расходчика по орошению К-102 (К-202)
|
1. Проверить работу уровнемера в С-101 (С-201)
и снизить уровень до нормального. 2. Открыть байпас помимо клапана
регулятора уровня в К-102 (К-202) 3. Работу клапана орошения К-102 (К-202)
перевести на байпас, проверить расходчик.
|
|
Увеличение содержания сульфидов в
циркулирующем растворе МЭА
|
по результатам анализов
|
1. Низкая температура низа К-105 2. Повысилось
давление в К-105 3. Пропускают теплообменники Т-105а, 105б 4. Высокий расход
МЭА в К-105 5. Низкая температура пара 6. Недостаточная подача пара в куб
К-105
|
1. Увеличить температуру низа К-105 2. Снизить
давление в К-105 3. Отключить неисправный теплообменник 4. Снизить расход МЭА
в К-105. 5. Снизить производительность установки. 6. Увеличить расход пара,
снизить расход МЭА.
|
|
Снижение расхода горячей струи в П-102,
(П-202)
|
менее 15 м3/ч
|
1. Снижение расхода от насоса Н-103, Н-303а,
(Н-203, Н-303б) 2.Неисправность клапана по расходу горячей струи в П-102,
(П-202) 3. Забивка фильтра
|
1. Включить в работу резервный насос. 2.
Работу клапана перевести на байпас. 3. Включить в работу резервный насос,
почистить фильтр.
|
|
Повышение давления в С-104, (С-204)
|
более 0,6 МПа
|
1. Неисправен прибор по уровню С-101, (С-201),
что приводит к проскоку газа в С-104, (С-204)
|
1. Проверить работу уровнемера.
|
|
Снижение расхода циркулирующего ВСГ
|
менее 15000 нм3/ч
|
1.Неудовлетворительная работа циркуляционного
компрессора ТК-101 (ТК-201, РК-301) 2. Пропуск антипомпажного клапана на
циркуляционном компрессоре ТК-101 (ТК-201, РК-301) 3. Увеличение перепада
давления на реакторном блоке
|
1. Включить в работу резервный компрессор. 2.
Включить в работу резервный компрессор. 3. Прекратить подачу сырья на
соответствующий реакторный блок. Блок стабилизации перевести на горячую
циркуляцию. Реакторный блок отставить на циркуляции по ВСГ в течение 4-8
часов, после чего подать сырье и включить в работу блок стабилизации.
|
|
Увеличение расхода на факел
|
-
|
1. Неисправен клапан по давлению на К-104 2.
Подрыв ППК на аппарате или технологической линии
|
1. Работу клапана перевести на байпас. 2.
Выключить из работы аппарат или технологическую линию.
|
|
Содержание нефтепродукта в кислой воде
|
по результатам анализов
|
1. Неисправен прибор по уровню кислой воды
С-104, (С-204), что приводит к проскоку гидрогенизата в Е-113 и на прием
Н-120,(Н-220,320) 2. Неисправен прибор по уровню кислой воды С-105, (С-205),
что приводит к проскоку гидрогенизата в Е-113 3. Пропуск нефтепродукта из
улавливающего кармана в Е-113.
|
1. Проверить работу уровнемера. Работу клапана
поставить на ручное управление. 2. Проверить работу уровнемера. Работу
клапана поставить на ручное управление. 3. Промывку и блок сбора кислой воды
остановить, кислую воду вывести в щелочную канализацию. Ремонт Е-113.
|
Прекращение подачи сырья на
установку или выход из строя сырьевых насосов.
При этом произойдет резкое снижение
уровня дизельного топлива в резервуарах Р-179,180, что может привести к
останову сырьевых насосов. Прекращение расходов продуктов по змеевикам печей
П-101, 201 может привести к прогару труб змеевиков печей, к возникновению
пожара на печах.
Прекращение подачи пара на
установку.
При прекращении подачи пара на
установку погаснут жидкостные форсунки на печах, произойдет скопление жидкого
топлива на форсунках печей (пожар в камерах сгорания). Не будет работать
система паротушения, и блок регенерации МЭА.
Прекращение подачи электроэнергии
0,4 кВ и 6 кВ.
При этом остановятся
электродвигатели компрессоров, всех насосов, двигатели АВО, приточные и
вытяжные вентиляторы, выключится электрическое освещение на установке.
В результате чего возможны: резкое
повышение давления в аппаратах, выброс большого количества парогазовой смеси с
аппаратов на территорию установки через предохранительные клапаны, Возможна
загазованность помещений насосных, РУ и операторной. Возможен прогар труб
змеевиков печей П-101, 102, 201, 202. Система управления перейдет на автономное
электропитание от аккумуляторов и будет работать без сбоев 30 минут.
При кратковременном отключении
электроэнергии на установку (не выше 3 сек) включатся все электродвигатели
оборудованные самозапуском.
Прекращение подачи воды 2 системы на
установку.
Прекращение поступления воды на
установку может привести: к возрастанию температуры в аппаратах, на приёме
компрессоров, повышению температур подшипников насосов, компрессоров, к выходу
их из строя.
Прекращение подачи воздуха КИП на
установку.
При прекращении подачи воздуха КИП
на установку будет невозможно регулирование расходов, давлений в аппаратах,
уровней продуктов в аппаратах. Автоматические схемы сигнализации и блокировки
работать не будут, что может привести к сбросу сырьевых насосов (к прогару труб
змеевиков печи, к сбросу насосов, подающих орошение на верха колонн, к резкому
повышению давления в аппаратах).
Прогар трубы змеевика печи
(П-101,201,102,202).
При этом в камеры сгорания попадает
большое количество нефтепродукта и возникает пожар.
Выход из строя торцового уплотнения
иа насосе, сальникового уплотнения на запорной арматуре, пропуски нефтепродукта
через фланцевые соединении.
При этом возможно скопление большого
количества нефтепродукта и его паров в помещениях и на территории установки;
пропуски горячего нефтепродукта могут привести к самовоспламенению.
Прекращение подачи воздуха от
приточных вентсистем в производственные помещение операторной, РУ, здания
газовой компрессорной.
При этом в указанных помещениях
возможно скопление взрывоопасных количеств газов и паров углеводородов с
воздухом, что может привести к пожару и взрыву.
Выход из строя вытяжной вентиляции
из здания газовой компрессорной.
Вследствие этого возможна
загазованность этих помещений и образование взрывоопасных смесей газов и паров
нефтепродуктов с воздухом.
Механические повреждения схем
защитного заземления аппаратов, трубопроводов, корпусов электродвигателей и
электрооборудования.
При этом возможно скопление зарядов
статического электричества на поверхности трубопроводов, аппаратов и появление
напряжения на корпусах электрооборудования (при замыкании на корпусе), что
может послужить причиной поражения обслуживающего персонала электрическим током
и импульсом для возникновения взрывов и пожаров.
Мероприятия по защите окружающей
среды
Таблица 9 - Твердые и жидкие отходы
|
Наименование отхода
|
Место складирования, транспорт
|
Периодичность образования
|
Условие (метод) и место захоронения,
обезвреживания, утилизации
|
Количество т/год
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
Отработанный катализатор
|
Сбор производится в металлические бочки в
специально оборудованном месте
|
1 раз в 5 лет
|
Отправляется на завод по переработке
катализаторов для извлечения металлов
|
60
|
|
Отработанное масло
|
Сбор производится в металлические бочки в
специально оборудованном месте
|
Непрерывно
|
Вывозятся в цех №13 на узел слива отработанных
масел для вовлечения в мазут
|
6,6
|
|
Продукты зачистки оборудования
|
Сбор производится в металлические бочки в
специально оборудованном месте
|
При проведении чистки аппаратов
|
Вывозятся специализированной организацией для
утилизации
|
7,5
|
|
Отработанная инертная керамическая насадка
|
Сбор производится в мешки или металлические
бочки в специально оборудованном месте
|
1 раз в 5 лет
|
Вывозится для захоранения на полигон ТБО
|
6,5
|
Таблица 10 - Сточные воды
|
Наименование стока
|
Количество образующихся сточных вод м3/ч
|
Условие (метод) ликвидации, обезвреживания,
утилизации Периодичность сбросов
|
Место сброса
|
Установленная норма содержания загрязнений в
стоках, мг/л
|
|
Вода после охлаждения подшипников и торцовых
уплотнений насосов
|
6,4
|
Очистка в цехе №12 Постоянно
|
Промливневая канализация
|
Нефтепродукты, не более 500 мг/дм3 Сульфиды,
гидросульфиды, сероводород, не более 20 мг/дм3 Ионы
амония, не более 20 мг/дм3
|
|
Подтоварная вода из сырьевых резервуаров
|
0,6
|
Очистка в цехе №12 6
раз в сутки
|
Промливневая канализация
|
|
|
Сточные воды с территории установки
|
3,2
|
Очистка в цехе №12 Периодически
|
Промливневая канализация
|
|
Таблица 11 - Выбросы в атмосферу
|
Наименование выбросов
|
Количество образования выбросов по видам,
г/с(т/год)
|
Условие (метод) ликвидации, обезвреживания,
утилизации
|
Периодичность выбросов
|
Установленная норма содержания загрязнения в
выбросах, мг/м3
|
|
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
|
|
Печи П-101, 102, 201, 202 (дымовая труба),
ист. № 75
|
|
|
Азота диоксид
|
0,843(19,461)
|
Рассеивание в атмосфере через дымовую трубу
|
Постоянно
|
63,383
|
|
|
Азота оксид
|
0,468(10,811)
|
|
|
35,188
|
|
|
Сера диоксид
|
17,041(497,612)
|
|
|
1281,3
|
|
|
Углерода оксид
|
0,118 (2,626)
|
|
|
8,872
|
|
|
Углеводороды предельные С1-С5
|
0,062 (1,377)
|
|
|
4,662
|
|
|
3,4-бенз(а)пирен 10-6
|
0,0993(2,02)
|
|
|
7,466
|
|
|
2.Аппаратный двор (неорганизованные выбросы),
ист. № 76
|
|
|
Сероводород
|
0,039(0,364)
|
Рассеивание в атмосфере
|
Постоянно
|
-
|
|
Углеводороды предельные С1-С5
|
5,725(145,333)
|
|
|
-
|
|
Углеводороды предельные С6-С10
|
0,177(4,498)
|
|
|
-
|
|
Газовая компрессорная (вентиляционная труба),
ист. 77
|
|
|
Сероводород
|
0,00036(0,004)
|
Рассеивание в атмосфере
|
Постоянно
|
0,09
|
|
Углеводороды предельные С12-С19
|
0,196(2,324)
|
|
|
49,0
|
|
Резервуары (неорганизованные выбросы), ист. №
78
|
|
|
Сероводород
|
Рассеивание в атмосфере
|
Постоянно
|
-
|
|
|
Углеводороды предельные С12-С19
|
1,205(3,717)
|
|
|
-
|
|
|
Регенерация катализатора (свеча), ист. № 519
|
|
|
Сера диоксид
|
0,0925(0,0190)
|
Рассеивание в атмосфере
|
Периодически при проведении регенерации
катализатора
|
58,917
|
|
|
Сероводород
|
0,447(0,0389)
|
|
|
284,71
|
|
|
Углерода оксид
|
1,005(0,130)
|
|
|
640,13
|
|
|
Углеводороды предельные С12-С19
|
1,542(0,118)
|
|
|
982,17
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Класс опасности (ГОСТ 12.1.007) - 4
Агрегатное состояние при нормальных
условиях - жидкость
Удельный вес, 0,760 г/см3
Растворимость в воде - 0,006 масс.
дол.,%
При высоких концентрациях паров
бензина в воздухе происходит острое отравление с потерей сознания и смертельным
исходом. При более умеренных концентрациях появляется головная боль,
головокружение, сердцебиение, слабость, потеря сознания, хроническое отравление
вызывает нервное расстройство сопровождаемое слабостью, утомляемостью,
раздражительностью
Дизельное топливо (фракция 240 -
300°С)
Класс опасности (ГОСТ 12.1.007) - 4
Агрегатное состояние при нормальных
условиях - жидкость
Удельный вес, 0,8690 г/см3
Растворимость в воде - 0,005 масс.
дол.,%
При длительном воздействии на
организм человека вызывает хроническое отравление без специфических черт.
Наиболее характерные жалобы: слабость, утомляемость, неприятные ощущения в
подложечной области.
Сухой газ
Класс опасности (ГОСТ 12.1.007) - 4
Агрегатное состояние при нормальных
условиях - газ
Удельный вес, 0,5545 г/см3
Растворимость в воде - 0,0034 масс.
дол.,%
При высоком содержании в воздухе
действует наркотически, вызывает головную боль, головокружение, потерю сознания
и смертельный исход.
Азот технический
При достаточно большой концентрации
в воздухе может вызвать удушье и смерть от недостатка кислорода.
Класс опасности (ГОСТ 12.1.007) - 4
Агрегатное состояние при нормальных
условиях - жидкость
Растворимость в воде 0,016
масс.дол.,%.
Ингибитор - «Геркулес 30617»
Малоопасен, при концентрациях,
близких к ПДК раздражающее действует на слизистую оболочку глаз и носоглотки.
Класс опасности (ГОСТ 12.1.007) - 3
Агрегатное состояние при нормальных
условиях - жидкость
Удельный вес, 0,882 г/см3
Растворимость в воде не растворим
Нейтрализатор - «Геркулес 54505»
Оказывает воздействие на организм
человека аналогично ингибитору.
Класс опасности (ГОСТ 12.1.007) - 3
Агрегатное состояние при нормальных
условиях - жидкость
Удельный вес, 0,885 -0,89 г/см3
Растворимость в воде не растворим
Водородсодержащий газ
Нетоксичный газ, при вдыхании
вызывает удушье, головную боль.
Класс опасности (ГОСТ 12.1.007) - 4
Агрегатное состояние при нормальных
условиях - газ
Растворимость в воде <0,001 масс.
дол.,%