Анализ системы теплообмена установок перегонки нефти

Оглавление

 

ВВЕДЕНИЕ

. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

.1 Системы теплообмена установок первичной перегонки нефти и ректификации углеводородных газов

.2 Синтез систем теплообмена установок перегонки и ректификации нефтяных смесей

.2.1 Определение эффективности схем теплообмена

.2.2 Декомпозиционно - эвристический метод

.2.3 Эволюционно - эвристический метод

.3 Оптимизация систем теплообмена графоаналитическим методом

.4 Синтез системы теплообмена на основе задачи о назначении

.5 Температурно - энтальпийные диаграммы и пинч - методы[8]

.ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ РАБОТЫ

. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

.1 Описание схемы установки ЭЛОУ-АВТ-6 Киришского НПЗ [9]

.2 Исходные данные

.3 Создание расчетной схемы существующего варианта блока подогрева нефти

.3.1 Создание основных технологических потоков

.3.2 Расчет схемы методом концевых температур

.3.3 Поверочный расчет схемы с учетом конструкции аппаратов

.3.4 Проверка адекватности модели

.4 Оценка возможности повышения эффективности системы теплообмена

.4.1 Исходные данные

.4.2 Оценка существующей схемы теплообмена

.4.3 Результаты

. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

.1 Оптимизация схемы подогрева нефти на установке ЭЛОУ - АВТ - 6 Киришского НПЗ

.1.1 Выбор методики и рассмотрение способов повышения эффективности теплообмена в аппаратах кожухотрубчатого типа

.1.2 Применение выбранной методики к реальной схеме установки

.1.3 Рассмотрение оптимизированной схемы с позиции гидравлики

.2. Экономическая оценка принятых проектных решений

. РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЯ

. ЗАКЛЮЧЕНИЯ И ВЫВОДЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. ПАТЕНТНЫЙ ПОИСК

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. МАРКЕТИНГОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ В. СТАНДАРТИЗАЦИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ Г. ОХРАНА ТРУДА И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Г.1 Характеристика опасных и вредных производственных факторов производства

Г.2 Мероприятия и решения, принятые в проекте для обеспечения безопасности технологического процесса

Г.3 Мероприятия и решения, принятые в проекте по обеспечению безопасности технологического оборудования

Г.4 Организация пожарной безопасности взрывобезопасности производства

Г.5 Мероприятия, предусмотренные для обеспечения нормальных санитарно-гигиенических условий производственной среды

Г.6 Охрана окружающей среды

ПРИЛОЖЕНИЕ Д. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ Е. РАЗГОНКИ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТОВ И ПОЛУПРОДУКТОВ УСТАНОВКИ ЭЛОУ - АВТ - 6

ПРИЛОЖЕНИЕ Ж. ПРОЕКТНЫЕ ДАННЫЕ ПО СХЕМЕ ТЕПЛООБМЕНА

ПРИЛОЖЕНИЕ З. РЕЖИМНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ РАБОТЫ - ПРОЕКТА

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВИДЫ И ОБЪЕМЫ РАБОТ, ВЫПОЛНЕННЫХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭВМ И ЭЛЕМЕНТАМИ САПР

Введение

Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность являются одним из основных крупных потребителей энергоресурсов. В отрасли в виде топлива, тепловой и электрической энергии расходуется около 13 % всей перерабатываемой нефти, причем доля топлива составляет почти 40 %, тепловой энергии - 46%, электроэнергии - 14 % [1]. Поэтому энегросбережение в отрасли имеет важнейшее значение.

Основные направления снижения энергоемкости производства в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности следующие:

         создание и внедрение новых технологических процессов, мощных комбинированных систем и установок большой единичной мощности;

         автоматизация поточных линий и производств, обеспечивающая наиболее эффективное использование сырьевых, материальных и топливно-энергетических ресурсов;

         исключение промежуточных операций (перекачка сырья и полупродуктов, их охлаждение и последующий нагрев);

         модернизация, реконструкция и техническое перевооружение технологических установок и производств, увеличение их мощности, совершенствование технологических схем и сокращение удельных расходов топливно-энергетических ресурсов;

         широкое использование сбросной энергии для технологических нужд в системах внутризаводской промышленной теплофикации.

При проведении процессов нефтепереработки при повышенных температурах особенно высокие требования предъявляются, как правило, к системам теплообмена, позволяющим регенерировать тепло, затраченное на достижение необходимых температур, и свести к минимуму затраты на охлаждение продуктов, направляемых на хранение. Рациональная обвязка многих систем теплообмена может существенно интенсифицировать их работу.

Наиболее существенную роль теплообмен играет на установках AT и АВТ, блоки теплообмена которых из-за большого количества теплоносителей представляют собой наиболее сложные системы.

В данной работе проведен анализ системы теплообмена на примере конкретной установки, с целью поиска возможны путей снижения потребления энергоресурсов.

1. Аналитический обзор

 

.1 Системы теплообмена установок первичной перегонки нефти и ректификации углеводородных газов

Установки первичной перегонки нефти и ректификации углеводородных газов имеют наиболее развитые системы теплообмена, которые предназначены для максимального использования тепла уходящих потоков и повышения термодинамической эффективности процесса. Для теплообмена используют следующие потоки: пародистиллятные фракции, боковые погоны и остатки атмосферной и вакуумной колонн, промежуточные циркуляционные орошения, дымовые газы и промежуточные фракции и потоки с других технологических узлов комбинированных установок. Благодаря эффективному использованию тепла горячих потоков сырую нефть, удается предварительно нагреть до 220-230 0C, уменьшая тем самым тепловую мощность печей на 20-25%. В результате утилизации тепла горячих нефтепродуктов значительно уменьшается расход охлаждающей воды.

На рисунке 1.1 показана схема теплообмена для подогрева сырой нефти на установке AT [11]. Здесь используется следующая схема теплообмена: циркуляционное орошение атмосферной колонны - пародистиллятные фракции атмосферной колонны - боковые потоки атмосферной колонны - остаток атмосферной колонны.

На рисунке 1.2 представлена схема теплообмена на установке AT с однократным испарением нефти в атмосферной колонне с боковыми укрепляющими секциями [2]. Сырую нефть нагревают двумя потоками до 150°С перед ЭЛОУ и затем до 230 °С и вводят в ректификационную колонну выше места отбора керосиновой фракции.

Рисунок 1.1 - Схема теплообмена горячих нефтепродуктов и сырой нефти на установке AT при двукратном ее испарении:

- электродегидратор; 2 - отбензинивающая колонна; 3 - атмосферная колонна; / - сырая нефть; // - легкий бензин; III - тяжелый бензин; IV- керосин; V -дизельное топливо; VI - керосино-газойлевая фракция; VII - мазут.

С верха колонны отводят легкие бензиновые фракция. Из разных зон колонны отводят тяжелую бензино-лигроиновую фракцию, керосиновую, легкую и тяжелую газойлевую фракцию при соответствующих температурах 160, 280, 345 и 410°С. Последние три фракции отбирают в парообразном состоянии в укрепляющие секции, где от них отделяются более высококипящие компоненты, которые возвращаются в колонну. Из ряда зон ректификационной колонны при 250, 345 и 380°С выводят жидкие потоки, которые дополнительно нагревают на 28-35°С и возвращают в колонну. Тепло отводимых фракций используют для предварительного нагрева нефти и для нагрева жидких потоков, имеющих более низкую температуру.

Для предварительного нагрева, нефти на установке ЭЛОУ - АВТ используют схему теплообмена с тремя параллельными потоками [3]. Сырая нефть нагревается до 115°С ори поступлении в блок ЭЛОУ и затем до 230 оС при поступлении на переработку с использованием следующей схемы теплообмена: циркуляционное орошение атмосферной колонны - пародистиллятные фракции атмосферной колонны - верхние продукты вакуумной колонны - боковые погоны атмосферной колонны - боковые погоны вакуумной: колонны - остаток вакуумной колонны. Для повышения эффективности теплообмена на установках AT и АВТ предлагается сырую нефть вначале подавать в пародистиллятый теплообменник атмосферной колонны.

Поскольку обычно сырая нефть нагревается несколькими параллельными потоками, следует избегать принудительного регулирования расхода потоков по отдельным ветвям, достигая равномерного их распределения главным образом симметричным расположением оборудования, конструкций узлов и использованием симметричного числа потоков (двух, четырех).

На современных установках АВТ с помощью системы теплообмена используют подвод дополнительного тепла в атмосферную и вакуумную колонны за счет частичного испарения атмосферного газойля и гудрона (рисунок 1.3) [2]; испарения легких фракций боковых погонов мазутом в отпарных секциях атмосферной колонны (рисунок 1.4, а) [2]; подогрева низа стабилизатора циркулирующей флегмой атмосферной колонны (рисунок 1.4, б); кроме того, система теплообмена используется для конденсации паров из предварительного испарителя и водяного пара в вакуум создающей аппаратуре сырой нефтью.

 

          а                                             б

Рисунок 1.4 - Варианты теплообмена потоков атмосферной колонны с отпарной секцией (а) и атмосферой колонны со стабилизатором:

/ - атмосферная колонна; 2 - отпарная секция; 3 - стабилизатор. / - нефть; // - нестабильный бензин; ///-- керосин; IV - дизельное топливо; V-мазут; VI - сжиженный газ; VII - стабильный бензин.

1.2 Синтез систем теплообмена установок перегонки и ректификации нефтяных смесей

Разработка систем теплообмена является одной из важнейших: задач проектирования технологических установок.

На выбор той или иной схемы теплообмена влияют такие факторы, как температуры внешних потоков на установке, стоимость тепла и оборудования.

1.2.1 Определение эффективности схем теплообмена

При проектировании систем теплообмен необходимо учитывать также следующие обстоятельства[2]:

теплообмен всегда должен быть экономически оправдан, т. е. дополнительные капитальные затраты не должны превышать нормативный срок окупаемости;

система теплообмена должна быть достаточно гибкой, т. е. обеспечивать эффективную работу при различном составе сырья;

система теплообмена должна быть выполнена из простых и стандартных аппаратов;

температура потока, направляемого в аппарат воздушного, охлаждения, не должна превышать 125°С, так как тепло воздуха обычно не регенерируется и, следовательно, безвозвратно теряется.

Эффективность системы теплообмена наиболее объективно определяется на основе приведенных затрат:

 

где δок - нормативный коэффициент окупаемости, год-1; δам - норма амортизации, год-1; Цi; - стоимость i-го основного элемента системы теплообмена, руб; Цj-стоимость j-го вспомогательного элемента системы теплообмена, руб; θ - число часов работы оборудования в год; Цт - стоимость топлива, руб./кг, или электроэнергии, руб./(кВт*ч); GT - расход топлива, кг/ч, или потребляемая мощность электроэнергии, кВт.

Стоимость основных элементов системы теплообмена (рекуперативных теплообменников) и вспомогательных элементов (воздушных холодильников) рассчитывается по уравнению

 

где а, b - коэффициенты, определяемые с помощью регрессионного анализа данных из каталогов и прейскурантов типоразмеров и цен на теплообменники; F- поверхность теплообмена, м2.

Для определения эффективности схемы теплообмена могут быть использованы также такие показатели, как степень регенерации (использования) тепла Кр и удельный расход топлива Вт (кг/т) [2]:

 

где QT, QK--тепло, переданное в теплообменниках и кипятильниках от горячих потоков нефтепродуктов; Qn - полезная тепловая мощность печей; ΣQn-суммарная тепловая мощность печей, МВт; Qnн - теплотворная способность топлива, кДж/кг; Gн - производительность по нефти, т/ч; ηп - к. п. д. печи (ηп= 0,7-0,8).

В качестве примера в таблице 1.1 приведены результаты расчета указанных показателей для различных установок АВТ и AT [2]; установки первичной перегонки нефти характеризуются высокими коэффициентами использования тепла, доходящими до 80% и сравнительно невысоким расходам тепла.

Таблица 1.1. Значения Кр и Вт для различных установок.

	KP, %	BT, кг/т
Типовая схема АТ - 1 двукратного испарения	70	17,1
То же, АТ - 2	70	17,8
Схема трехкратного испарения	80	15,7
АТ - 1 Краснодарского НПЗ	75	16,5
АВТ Ново-Ярославского НПЗ	77	17,1
АТ - 6 Ново-Полоцкого НПЗ	57	17,2
АВТ - 6 Ново-Полоцкого НПЗ	57	23,2
АВТ Делавайр (США)	49	16,5

 

.2.2 Декомпозиционно - эвристический метод

В работе [4] получен оптимальный вариант системы теплообмена установки ЭЛОУ-АВТ-6 с использованием декомпозиционно-эвристического метода синтеза однородных систем. В проектном варианте схемы теплообмена (рисунок 1.5, а) используют кожухотрубные рекуперативные теплообменники, для доохлаждения технологических потоков используют воздушные холодильники. В схему теплообмена включен испаритель, связанный с изменением агрегатного состояния потока в кипятильнике второй колонны блока вторичной перегонки бензина. Параметры состояния технологических потоков проектной схемы теплообмена приведены в табл. 1.2. Потоки SN-5 и SN-6 перед электродегидраторами и SN-5 и SN-6 перед отбензинивающей колонной объединяются для усреднения их температур.

Таблица 1.2. Параметры технологических потоков проектной системы теплообмена установки ЭЛОУ - АВТ - 6.

Поток на схеме (рисунок 1.5)	Наименование потока	Температура, оС		Расход, т/ч
		Начальная	Конечная
SM-1	Среднее циркуляционное орошение вакуумной колонны	160	100	284,0
SM-2	Фракция 350-420 оС	284	80	78,5
SM-3	III циркуляционное орошение атмосферной колонны	270	90	130,0
SM-4	Гудрон	360	90	183,8
SM-5	II циркуляционное орошение атмосферной колонны	198	80	280,0
SM-6	Фракция 290-350 оС	324	120	79,0
SM-7	Фракция 420-500 оС	344	170	174,0
SM-8	Фракция 180-240 оС	182	60	73,5
SM-9	Фракция 62-85 оС	102	50	22,0
SN-1	Сырая нефть	10	149	368,2
SN-2	Сырая нефть	10	122	368,2
SN-3	Теплофикационная вода	70	150	54,2
SN-4	Фракция 62-85 оС	102	102	110,2
SN-5	Обессоленная нефть	125	217	368,2
SN-6	Обессоленная нефть	125	208	368,2

Поверочный расчет проектного варианта технологической схемы с учетом 5%-х тепловых потерь с поверхности трубопроводов и теплообменников показал, что температура нефти перед отбензинивающей колонной составит 209°С а степень рекуперации тепла равна:

 

где ΔQм- тепло, отводимое горячими потоками при изменении их температур от tн до tK;ΔQN - тепло, принимаемое холодными потоками за счет рекуперации тепла горячих потоков.

Синтезированный вариант оптимальной системы теплообмена показан на рисунке 1.5,б. Оптимальный вариант схемы отличается от проектного большим числом рекуперативных теплообменников (14 вместо 10) и значительно меньшим числом воздушных холодильников (2 вместо 7). Сравнение стоимостей проектного и разработанного вариантов систем теплообмена представлено в таблице 1.3:

Таблица 1.3. Стоимости проектного и расчетного вариантов схемы.

	Проектный вариант	Разработанный вариант
Общая поверхность, м2
рекупиративных теплообменников	16010	19938
воздушных холодильников	25168	3976
кипятильников	354	1062
Полная стоимость, тыс. руб.	740,9	448,7

Как видно, оптимальная система теплообмена позволяет довести степень рекуперации тепла до 92%, за счет чего повышается температура потока нефти перед вводом в отбензиниваюшую колонну до 230 °С. Одновременно с уменьшением числа воздушных холодильников снижаются затраты на электроэнергию.

1.2.3 Эволюционно - эвристический метод

Рассмотрим эволюционно-эвристический метод синтеза систем теплообмена, разработанный специально для ручных расчетов [2]. Применение этого метода особо эффективно для синтеза оптимальных систем теплообмена установок первичной перегонки нефти.

Синтез проводят с использованием диаграмм энтальпий потоков. На рисунке 1.6 в качестве примера показана диаграмма энтальпий потоков для системы теплообмена одного горячего потока, двух холодных потоков SC1 и 5С2 и потока водяного пара как теплоносителя. По осям ординат на диаграмме отложены температуры потоков и по оси абсцисс в масштабе, указанном на рисунке, откладываются теплоемкости потоков. Каждому потоку соответствует прямоугольник или трапеция (блок) при различных теплоемкостях потока на входе и выходе. Следовательно, площадь блока обозначает энтальпию потока (блоки вверху рисунка относятся к горячим потокам, внизу - к холодным). Стрелки около соответствующих потоков показывают направление движения потоков, т. е. изменение температур потоков. Относительно оси абсцисс блоки располагаются произвольно, но таким образом, чтобы температуры горячих потоков на входе в блоки и температуры холодных потоков на выходе из блоков располагались в порядке уменьшения их значений слева направо. Теплоносители или хладагенты обозначаются точками на уровне соответствующих температур (первые выше и вторые ниже оси абсцисс). При этом нагреваемые теплоносителями или охлаждаемые, хладагентами потоки соответствуют заштрихованным площадям блоков.

Теплообмен на соответствующих блоках между горячими и холодными потоками обозначается буквами, например, А и В. Поскольку при теплообмене тепло, отдаваемое одним потоком, практически полностью передается другому потоку площади горячих и холодных блоков с одинаковыми буквами должны быть равны между собой. Аналогично, общая площадь всех горячих блоков- должна быть равна площади холодных блоков за вычетом площади потоков, нагреваемых теплоносителем .и охлаждаемых хладагентом. И, наконец, разбивка блоков на меньшие фигуры горизонтальными и вертикальными линиями обозначает соответственно организацию последовательного или параллельного теплообмена.

При синтезе систем теплообмена используют следующие эвристические правила.

1.       Теплообмен между горячими потоками или теплоносителем и холодными потоками или хладагентами осуществляется последовательно для потоков в порядке уменьшения их температур, т. е, горячий поток с максимальной температурой на входе связывается теплообменом с холодным потоком с максимальной температурой на выходе; горячий поток со средней, температурой на входе связывается теплообменом с холодными потоками со средней температурой на выходе и, наконец, горячий поток с минимальной температурой на входе связывается теплообменом с холодным потоком с минимальной температурой на выходе.

2.       Если температура теплоносителя выше максимальной температуры горячих потоков, подогреватели ставят в конце схемы, т. е. на выходе холодного потока, и. если температура хладагента ниже минимальной температуры холодных потоков, холодильник устанавливают также в конце схемы, т. е. на выходе горячего потока.

Предлагается следующий порядок синтеза системы теплообмена.

1.       Для заданных условий теплообмена строят диаграмму энтальпий потоков.

2.       Определяют максимальное количество тепла, передаваемого теплообменником с учетом тепла теплоносителей и хладагентов.

.        Каждый из блоков, разбивают горизонтальными линиями на участки последовательного теплообмена. Горизонтальные линии в i-м блоке проводят для температур, соответствующих температуре входа (i +1)-го блока.

.        Обозначая, элементы блоков одинаковыми буквами, синтезируют схему теплообмена между горячими и холодными потоками.

.        Элементы блоков разбивают вертикальными линиями для организации системы параллельного теплообмена, при. этом вертикальные линии в блоке проводят в том случае, когда необходимо уравнять число элементов блоков; обозначенных одинаковыми буквами для холодных и горячих потоков.

.        На основе построенной диаграммы энтальпий потоков чертят синтезированную схему теплообмена.

.        Определяют необходимые поверхности теплообмена и общую стоимость всей системы теплообмена.

.        Вычисленные поверхности теплообмена укрупняют за счет объединения двух или нескольких теплообменников. Новую стоимость системы теплообмена сравнивают с предыдущим значением. Укрупнение продолжают до тех пор, пока стоимость системы теплообмена не начнет увеличиваться.

Проверка данного метода на целом ряде примеров показала, что он обеспечивает нахождение системы теплообмена, близкой к оптимальной с использованием довольно простых вычислительных операций. Одним из существенных достоинств указанного метода является возможность синтеза циклических схем теплообмена, не всегда реализуемых другими известными методами синтеза.

1.3 Оптимизация систем теплообмена графоаналитическим методом

Для однопоточных систем теплообмена разработан метод, базирующийся на графоаналитическом подходе [6]. Исходные данные для расчета приведены в таблице 1.4. Расчет ведут в следующем порядке.

Таблица 1.4. Исходные данные для расчета теплообмена установки АТ

Теплоноситель	Поток, кг/ч	Температура, 0С		Теплоемкость при средней темпера-туре, кДж/кг*0С	Средний коэффици-ент тепло-передачи, кДж/(м2*ч*0С)
		Начальная	Конечная
Нефть	736	20	До максима-льной	2,01
Мазут	384	340	100	2,07	340
III циркуляционное орошение	133	281	200	2,14	410
Дизельное топливо
тяжелое	105	311	50	2,04	330
легкое	70	291	50	2,15	380
II циркуляционное орошение	281	209	150	2,17	460
Керосин	107	193	50	2,12	440
II циркуляционное орошение	170	145	50	2,05	500

. Строят кривую теплосодержания нагреваемой нефти и аналогичные линии для теплоносителей в координатах «температура - теплосодержание». Кривую откладывают в левой части графика, приведенного на рисунке 1.7, слева направо по возрастанию теплосодержания, а линии теплоносителей от произвольной оси температуры, проведенной в правой части графика таким образом, чтобы кривые теплосодержания нефти и теплоносителей не пересекались. Линии теплоносителей наносят справа налево по снижению теплосодержания. Каждой линии теплоносителя соответствует пунктирная линия, учитывающая КПД теплообменников, равный 0,95.

. Через точку на линии нефти, соответствующей предварительно задаваемой конечной температуре нагрева сырья (в данном случае 265 °С), проводят ось АБ, параллельную оси температур. Построение ведут от оси влево, т. е. от конечной температуры нагрева сырья к начальной. Далее из числа горячих потоков выбирают тот, который обеспечивает наибольшую теплонапряженность в последних по ходу сырья теплообменниках, в данном случае - мазут.

От точки на линии АБ, соответствующей максимальной температуре мазута (340 °С), проводят линию, параллельную линии выбранного горячего потока (мазута), построенной в правой части графика. После этого задают в первом приближении разность температур между нефтью на входе в теплообменник и мазутом на выходе, которая по практическим данным должна составлять 20 -70°С, определяют соответствующие этой разнице точки на линиях нефти и мазута, через них проводят ординату СД и подсчитывают принятое количество снимаемого тепла, соответствующее отрезку СА абсциссы.

Затем выбирают конкретный теплообменник в зависимости от вязкости или линейной скорости потоков, которые должны быть в пределах 1-2 м/с; определяют необходимую поверхность теплообмена из условия, что теплонапряженность теплообменной поверхности должна быть не ниже теплояалряженпости, достигаемой в конвекционной части печи или воздушных холодильниках, т.е. не ниже 41900 кДж/(м2*ч); рассчитывают количество тепла в выбранном теплообменнике.

. Повторяют процедуру построения. Из числа оставшихся горячих потоков выбирают тот, который обеспечивает наибольшую теплонапряженность в последующих против хода сырья теплообменниках.

Таким путем расчет доводят до первого по ходу сырья теплообменника. Если абсциссы точек начала нагрева сырья и окончания охлаждения горячего потока совпадают или близки, то указанная в первом приближении в начале расчета конечная температура нагрева сырья выбрана верно. В противном случае ею задаются вновь и производят пересчет потоков во втором и т.д. приближении до получения совпадающих результатов.

Данный метод намного проще в реализации, чем рассмотренные ранее пригоден для оценочного расчета схемы теплообмена, Недостаток его в том, что применить его можно только для простейших однопоточных нециклических схем.

 

1.4 Синтез системы теплообмена на основе задачи о назначении

В работе [7] был рассмотрен случай, когда числа холодных и горячих потоков равны N = М, а число теплообменников также равно N. Далее в работе было положено, что при сделанных предположениях задача синтеза ТС может быть сведена к специальной задаче целочисленного линейного программирования - задаче о назначениях. Было введены двоичные переменные хij следующим образом;

если есть теплообмен между горячим потоком Shi

и холодным потоком Scj

если нет теплообмена между горячим потоком Shi

и холодным потоком Scj

Матрица X = ||хij|| называлась матрицей назначения. Поскольку в ТС на каждом горячем и холодном потоке мог стоять только один теплообменник, переменные хij должны были удовлетворять следующим соотношениям:

  

Задача оптимизации ТС записывалась автором следующим образом:

 

  

Это специальная задача целочисленного линейного программирования, которая носит название задачи о назначениях. Для нее имеются хорошо разработанные методы решения..

 

1.5 Температурно - энтальпийные диаграммы и пинч - методы[8]

Горячий и холодный потоки, принимающие участие в теплообмене могут быть представлены в виде температурно - энтальпийной диаграммы.

Перекрытие этих потоков на диаграмме соответствует количеству теплоты рекуперации между этими потоками Qp , а Qp и Qp - количеству теплоты, которое необходимо отвести от горячего потока и подвести к холодному для достижения их конечных температур. Количество теплоты рекуперации может быть увеличено при уменьшении минимально допустимой движущей силы процесса теплопередачи Dtmin (рисунок 1.9, б).

Все горячие и холодные потоки на температурно - энтальпийной диаграмме могут быть объединены в составные или композитные кривые. Для этого ось ординат делится на температурные интервалы, соответствующие начальным и конечным температурам потоков (рисунок 1.10, а). В каждом интервале энтальпия постоянна. Затем необходимо просуммировать энтальпию потоков, попавших в общий температурный интервал (рисунок 1.10, б). В итоге получается композитная кривая (рисунок 1.10, в).

Композитные кривые горячих и холодных потоков размещаются вместе на одной диаграмме (рисунок 1.11). Перекрытие композитных кривых соответствует количеству рекуперированной теплоты, переданной от горячих к холодным потокам.

Рисунок 1.10 - Построение композитной кривой для горячих потоков (а - в - этапы построения).

Точка наибольшего сближения композитных кривых называется точкой пинча или просто пинчом, Точка пинча делит композитные кривые на две области. Выше точки пинча вся теплота, соответствующая композитной кривой горячих потоков, передается композитной кривой холодных потоков. Недостаток теплоты горячих потоков компенсируется нагревом холодных потоков вспомогательными теплоносителями. Ниже точки пинча избыток теплоты горячих потоков компенсируется охлаждением вспомогательными теплоносителями.

Рисунок 1.11 - Композитные кривые для горячих и холодные потоков: а - Dt > Dtmin ; б - Dt = Dtmin.

Иногда удобнее использовать транспонированную температурно - энтальпийную диаграмму, т.е. энтальпийно - температурную диаграмму (ЭТД) (рисунок 1.12).

Уравнения композитных кривых могут быть получены следующим образом.

Для удобства построений температуры всех потоков сдвигаются на половину Dtmin:

 ;  

Все начальные и конечные температуры всех потоков выстраиваются в порядке возрастания:

, ;  

Композитная кривая холодных потоков строится следующим образом:

  

где Jxi - подмножество холодных потоков, удовлетворяющих неравенствам

 

Рисунок 1.12 - Энтальпийно - температурная диаграмма.

Композитная кривая горячих потоков строится следующим образом:

  

где Jxi - подмножество холодных потоков, удовлетворяющих неравенствам

 

Положение пинч-точки вычисляется следующим образом. Если ЭТД определяется уравнениями (1.11) и (1.13), тогда обратно транспонированные композитные кривые температурно - энтальпийной диаграммы определяются как обратные функции:

,  

Теплота может быть передана, когда

;  

Так как функции (1.15) - монотонно возрастающие функции, то в терминах ЭТД условие передачи тепла может быть представлено в виде:

 

Это неравенство и определяет положение пинч-точки:

 

Тогда максимальное суммарное количество теплоты Qp , которое может быть передано между потоками, определяется следующим образом:

 

Данный метод, как и предыдущие, базируется на температурно - энтальпийных кривых потоков, что позволяет быстро оценить термодинамический потенциал схемы теплообмена. Существенным преимуществом является то, как эти кривые группируются в композитные кривые. Такая группировка наглядно показывает нам распределение нагрузок между интервалами температур.

Также данный метод довольно легко реализуется вручную для небольших схем, для более сложных схем необходимо привлечение расчетных программ, вследствие большего количества рутинных расчетов.

Однако, метод дает нам всего лишь базовые данные, а именно: теплоту рекуперации и точку пинча, условно делящую все потоки на две части. Обвязка схемы в дальнейшем осуществляется при помощи уже известных нам методов, например с применением эвристик.

2.Цель и задачи работы

Цель данной работы - проекта - выявить возможности снижения энергозатрат на блоке подогрева нефти установки ЭЛОУ - АВТ - 6 при условии сохранения режимных параметров всех колонн.

Исходя из вышеизложенного, задачами дипломной работы являются:

изучение основных закономерностей процесса теплопередачи в теплообменных аппаратах;

рассмотрение взаимосвязи технологических параметров, а также их влияния на интенсивность теплообмена;

создание с использованием приложения HYSYS модели процесса, обеспечивающей заданные температуры нефти и горячих потоков на входе и выходе из системы теплообмена.

проведение оценки качества разработанной модели путем сравнения реальных и расчетных данных, анализ полученных результатов;

рассмотрение возможных вариантов оптимизации теплообмена на установке.

3. Экспериментальная часть

 

.1 Описание схемы установки ЭЛОУ-АВТ-6 Киришского НПЗ [9]

Сырая нефть прокачивается тремя параллельными потоками через теплообменники, где нагревается до температуры не более 160оС.

Первый поток сырая нефть прокачивается последовательно по трубному пространству теплообменников Т-1/1, Т-1/2, Т-16/1, в которых нагревается за счет теплоносителей (в зависимости от работы вакуумного блока):

а)       без работы вакуумного блока: первый поток нефти обогревается мазутом после;

б)      при работе вакуумного блока: первый поток сырой нефти нагревается теплом I (II циркуляционного орошения К-10) циркуляционного орошения колонны К-10; затем - теплом II циркуляционного орошения колонны К-10.

Далее нефть с температурой не более 160оС поступает в коллектор перед I ступенью блока ЭЛОУ.

Второй поток сырая нефть проходит последовательно по трубному пространству теплообменников: Т-2/2, где нагревается за счет тепла фракции 220-280оС, Т-2/1, где нагревается за счет тепла I (или II циркуляционного орошения К-2) циркуляционного орошения колонны К-2; Т-17/1, где нагревается за счет тепла II циркуляционного орошения К-2.

Далее нефть с температурой не более 160оС поступает в коллектор перед I ступенью блока ЭЛОУ.

Третий поток сырая нефть проходит последовательно по трубному пространству теплообменников Т-51/1, Т-51/2, Т-52/1, Т-52/2, где нагревается за счет тепла теплоносителей (в зависимости от работы вакуумного блока):

а)       без работы вакуумного блока: сырая нефть III поток нагревается за счет тепла I циркуляционного орошения колонны К-2; затем за счет тепла фракции 280-350оС (или за счет тепла I циркуляционного орошения колонны К-2); затем за счет тепла фракции 280-350оС (или за счет тепла мазута, гудрона - при работе вакуумного блока); далее - за счет тепла мазута.

б)      при работе вакуумного блока: сырая нефть III поток нагревается за счет тепла I циркуляционного орошения колонны К-2; затем - за счет тепла фракции 280-350оС (или за счет тепла I циркуляционного орошения колонны К-2); затем - за счет тепла фракции 280-350оС (или за счет гудрона); далее - за счет тепла мазута.

После Т-52/2 нефть с температурой не более 160оС поступает в коллектор перед I ступенью блока ЭЛОУ.

После электродегидраторов II ступени обессоленная нефть с температурой распределяется на 3 параллельных потока.

Первый поток обессоленной нефти.

а)       без работы вакуумного блока: нефть обессоленная нагревается за счет тепла мазута с низа колонны К-2.

б)      при работе вакуумного блока: нефть обессоленная нагревается в теплообменнике за счет тепла II циркуляционного орошения колонны К-10, затем - за счет тепла гудрона с низа колонны К-10.

Второй поток обессоленной нефти проходит последовательно: по трубному пространству теплообменника Т-17/2, затем по межтрубному пространству теплообменника Т-18, где нагревается за счет тепла II циркуляционного орошения колонны К-2, затем проходит межтрубное пространство теплообменников Т-81/1, Т-81/2, где нагревается за счет тепла мазута колонны К-2 (или за счет тепла III циркуляционного орошения колонны К-10 при работающем вакуумном блоке) и с температурой TIR 145 поступает под 24 тарелку колонны К-1. Температура нефти после теплообменника Т-17/2 контролируется по TIR 153.

Третий поток обессоленной нефти проходит параллельно: по трубному пространству Т-53/1, где нагревается за счёт тепла фракции 280-350оС, и по трубному пространству Т-61, где нагревается за счёт тепла III вакуумного погона колонны К-10 при работе вакуумного блока; затем последовательно нефть проходит по межтрубному пространству Т-53/2, где нагревается за счет тепла мазута, и по трубному пространству Т-53/3, где нагревается за счет тепла мазута и поступает под 24 тарелку колонны К-1.

Температура в электродегидраторах при необходимости может регулироваться за счет перераспределения тепла фр.280-350оС и мазута в теплообменниках Т-52/1,2 и Т-53/1,2,3 (до и после ЭЛОУ).

3.2 Исходные данные

В таблице 3.1 приведён перечень потоков, имеющихся на установке.

Таблица 3.1. Перечень потоков установки АВТ-6.

Поток	Начальная температура, 0С	Конечная температура, 0С	Нагрузка, ГДж/ч	Средняя теплоемкость, кДж/кг*0С	Массовый расход, кг/ч
1 ЦО К-2	178	75	36,86342	2,39	149200
ДТ К-7	132	56	18,86016	2,18	113800
ЛВГО К-10	151	21,40996	2,17	117500
ТВГО К-10	250	92	89,42274	2,55	222000
2 ЦО К-2	247	110	78,11584	2,55	224400
Гудрон К-10 (а)	331	206	33,52903	2,77	97000
Гудрон К-10 (б)	206	163	10,16994	2,47	95000
Затемн. Фр. (3 ЦО) К-10	320	267	16,50264	2,84	109000
Мазут К-2	346	91	88,93786	2,59	135000
Бензин К-1	123	53	27,57546	6,79	58150
Бензин К-2	137	64	27,8806	6,57	58150
Нефть до ЭЛОУ	19	120	166,4476	2,12	776100
Нефть после ЭЛОУ	105	275	309,6431	2,59	702000

3.3 Создание расчетной схемы существующего варианта блока подогрева нефти

Первостепенной задачей курсового проектирования являлся расчет существующей схемы теплообмена, для этого был применен метод математического моделирования процесса. В качестве инструмента математического моделирования был выбран Aspen HYSYS v. 2006. Полученная математическая модель помимо того, что являлась расчетной и содержала в себе всю информацию о процессе, она также являлась отправной точкой для следующего этапа курсового проектирования, а именно, синтеза новой более выгодной системы теплообмена.

 

3.3.1 Создание основных технологических потоков

Первым этапом создания модели процесса являлось задание исходных потоков, задействованных в процессе. Задавать их можно несколькими способами: с помощью основных свойств (плотности, вязкости, теплопроводности, и т.д) и покомпонентного состава, с помощью кривых разгонок и критических свойств, а также с помощью кривых плотности, вязкости.

Для расчета модели было выбрано уравнение состояния Пенг - Робинсона. Это уравнение хорошо описывает равновесие пар-жидкость и плотность жидкости для углеводородных систем. В качестве исходных данных для задания потоков были использованы лабораторные разгонки основных продуктов и полупродуктов, получаемых на установке (Приложение 1).

3.3.2 Расчет схемы методом концевых температур

Далее необходимо было удостовериться в адекватности созданных потоков. Для этого мы произвели расчет схемы теплообмена, используя созданные потоки, по методу концевых температур.

Этот метод основан на уравнении, связывающем общий коэффициент теплопередачи, поверхность теплообмена, среднелогарифмический температурный напор[10]:

 

где U - суммарный коэффициент теплопередачи; А - поверхность теплообмена; DTLM - среднелогарифмическая разность температур (LMTD); Ft - поправочный коэффициент для среднелогарифмического температурного напора

Делается два предположения:

         Коэффициент теплопередачи постоянен

         Теплоемкости потоков постоянны

В этой модели тепловые кривые рассматриваются как линейные функции. Поэтому метод достаточно хорошо работает для простых задач, где не наблюдается фазовых переходов, и величина теплоемкости остается относительно постоянной.

В качестве исходной информации для расчета каждого из аппаратов мы использовали начальную и конечную температуры горячих потоков, а также начальную температуру нефти.

Расчет проводился на основании данных, полученных в ходе проектных работ на установке (Приложение 2).

Результаты расчета приведены в таблице 3.2..

Таблица 3.2. Сравнение фактических и расчетных температур.

Параметр	Фактическое значение, 0С	Расчетное значение, 0С
Температура сырой нефти на входе в установку	19	19
Температура нефти на входе в блок ЭЛОУ	115	118
Температура обессоленной нефти на выходе из блока ЭЛОУ	105	105
Температура нефти на входе в К-1 (1-ый поток)	233	233
Температура нефти на входе в К-1 (2-ой поток)	236	236
Температура нефти на входе в К-1 (3-й поток)	240	241

3.3.3 Поверочный расчет схемы с учетом конструкции аппаратов

На следующем этапе было необходимо построить полностью расчетную математическую модель максимально приближенную к реальной схеме, существующей на установке. В качестве метода был выбран поверочный расчет в стационарном режиме.

Этот метод представляет собой расширение метода по концевым точкам, включающим оценочный расчет, и использующим те же предположения. Задавая конструкцию аппарата, мы можем рассчитать общий коэффициент теплопередачи, величину K*F (UA), и коэффициенты теплоотдачи внутри (hi) и снаружи (h0) труб.

Для потоков, в которых не происходит фазовых превращений, коэффициент теплоотдачи hi внутри труб рассчитывается по уравнения Сидера-Тейта[10]:

 

где Gi - массовая скорость потока в трубах; mi - вязкость потока в трубах; mI,w - скорость потока у внутренней стенки труб; Cp - теплоемкость потока внутри труб.

Общий коэффициент теплопередачи вычисляется на основе местных коэффициентов теплоотдачи по следующей формуле:

 

где U - общий коэффициент теплопередачи; h0 - коэффициент теплоотдачи снаружи труб; hi - коэффициент теплоотдачи внутри труб; r0 - термическое сопротивление загрязнения снаружи труб; ri - термическое сопротивление загрязнения внутри труб; rw - термическое сопротивление стенки труб; D0 - наружный диаметр труб; Di - внутренний диаметр труб.

Исходной информацией для данного этапа послужили:

         данные о конструкции теплообменных аппаратов (диаметр кожуха, число труб, диаметр труб, длина труб, число трубных ходов, число корпусов последовательно и параллельно, и т.д.).

         режимные параметры установки (показания датчиков температуры и расхода на всех интересующих нас потоках за определенный период).

Данные о конструкции аппаратов были взяты нами из технологических паспортов и представлены в таблице 3.3.

Данные о режимных параметрах были взяты из общезаводской базы показаний приборов КИПиА (Приложение 3).

Исходной информацией для расчета каждого из аппаратов были начальные температуры горячего и холодного потоков, а также данные о конструкции аппарата.

Далее представлен ряд проблем, возникших по ходу моделирования:

         Так как горячие и холодные потоки движутся по схеме противотоком, то появилась необходимость использования в расчете итерационных блоков, что существенно повлияло на скорость расчетов.

         В исходных данных отсутствовали величины сопротивлении термических загрязнений, что не позволяло однозначно рассчитать предложенную схему. Для решения этой проблемы было необходимо произвести подбор значений данных параметров для каждого аппарата таким образом, чтобы при заданных расходах и начальных температурах потоков конечные температуры были равны температурам, указанным в исходных данных (Приложение 3).

         В ходе создания модели в ряде мест было выявлено несоответствие расчетных температур с режимными. Это поставило под сомнение достоверность исходных данных. Поэтому были сделаны следующие допущения: показания датчиков температуры принимались как точные, а показания датчиков расхода могли уточняться.

Таблица 3.3. Перечень теплообменного оборудования.

Марка (номер чертежа)	Диаметр труб, м	Длина труб, м	Технол. индекс	Кол-во труб	Повер-хность т/о, м2	Число ходов	Число корпусов последова-тельно
1200ТП-40-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-1/1	1720	1214	4	2
1200ТП-40-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-1/2	1720	1214	4	2
1200ТП-40-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-2/1	1718	1214	4	2
1200ТП-40-М4/25-9К4	0,025	9	Т-2/2	1720	1214	4	2
1400ТП-25-М1/25Г9К2	0,025	9	Т-3	2506	1770	2	2
1400ТП-25-М4/25Г9Т4	0,025	9	Т-4/1	2776	1960	4	2
1400ТП-25-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-4/2	2380	1704	4	2
1200ТП-40-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-16/1	1720	1214	4	2
1200ТП-40-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-16/2	1700	1214	4	2
1200ТП-40-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-17/1	1720	1214	4	2
1200ТП-40-М4/25-9Т4	0,025	9	Т-17/2	1720	1214	4	2
1200ТП-25-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-18	1720	1260	4	2
1200ТП-40-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-51/1	1718	1214	4	2
1200ТП-40-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-51/2	1718	1214	4	2
12003П-40-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-52/1	1718	1214	4	2
1200ТП-40-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-52/2	1718	1214	4	2
1200ТП-40-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-53/1	1718	1214	4	2
1200ТП-40 М4/25Г9К4	0,025	9	Т-53/2	1718	1214	4	2
1400ТП-25-М4/25Г9К4	0,025	9	Т-53/3	2750	1682	4	2
1000ТП-40-М4/25-9-4	0,025	9	Т-81/1	700	400	4	1
1000ТП-40-М4/25-9-4	0,025	9	Т-81/2	700	400	4	1

3.3.4 Проверка адекватности модели

Сопоставление расчетных и фактических температур приведено в таблице 3.4.

Таблица 3.4. Сравнение расчетных и фактических температур.

Поток	Параметр	Фактическое значение, 0С	Расчетное значение, 0С
1 ЦО колонны К-2	Температура на выходе из колонны	184	184
	Температура после Т-2/1	106	105
	Температура на входе в колонну	73	73
ДТ колонны К-7	Температура на выходе из колонны	104	104
	Температура на выходе с установки	44	44
Мазут	Температура на выходе из колонны	350	350
	Температура на выходе с установки	84	84
ЛВГО + 1 ЦО колонны К-10	Температура на выходе из колонны	145	145
	Температура ЛВГО на выходе с установки	61	61
	Температура 1 ЦО на входе в колонну	60	61
ТВГО + 2 ЦО колонны К-10	Температура на выходе из колонны	243	243
	Температура ТВГО на выходе с установки	86	86
	Температура 2 ЦО на входе в колонну	86	86
Затемненная фракция + 3 ЦО колонны К-10	Температура на выходе из колонны	345	345
	Температура Затемн. Фр. на выходе с установки	176
	Температура 3 ЦО на входе в колонну	254	254
Гудрон	Температура на выходе из колонны	348	348
	Температура квенча	188	188
	Температура после Т-52/1	176	174
	Температура на выходе с установки	174	174
Нефть до ЭЛОУ	Температура на входе на установку	17	17
	Температура 1-ой ветки после Т-16/1	143	143
	Температура 2-ой ветки после Т-17/1	143	144
	Температура 3-й ветки после Т-52/2	143	143
	Температура нефти на входе в ЭЛОУ	143	143
Нефть после ЭЛОУ	Температура на выходе из ЭЛОУ	135	135
	Температура 1-ой ветки после Т-4/2	223	222
	Температура 2-ой ветки после Т-81/1	231	231
	Температура 3-й ветки после Т-53/3	261	260
2 ЦО колонны К-2	Температура на выходе из колонны	253	253
	Температура на входе в колонну	122	122
Атмосферный газойль колонны К-9	Температура на выходе из колонны	299	299
	Температура после Т-51/2	78	78
	Температура на выходе с установки	63	63

3.4 Оценка возможности повышения эффективности системы теплообмена

В качестве метода оценки был выбран пинч - метод.

3.4.1 Исходные данные

Сначала было необходимо составить перечень потоков, имеющихся на установке с указанием начальной и конечной температур, расхода, и массовой теплоемкости. Начальные и конечные температуры, а также расходы потоков были взяты из режимных параметров установки. Массовые теплоемкости были вычислены в ходе создания математической модели процесса. Перечень потоков, имеющихся на установке, представлен в таблице 3.5.

Таблица 3.5. Исходные данные для синтеза системы т/о.

Поток	Начальная температура, 0С	Конечная температура, 0С	Массовый расход, кг/ч	Массовая теплоемкость, кДж/кг*0С
Нефть до ЭЛОУ	17	143	935395	2,14
Нефть после ЭЛОУ	135	238	948326	2,59
ДТ	104	44	280510	2,09
2 ЦО К-2	253	122	347184	2,59
Мазут	350	84	272682	2,58
ТВГО (2 ЦО К-10)	243	86	289971	2,52
Атмосферный газойль	299	64	80082	2,51
ЛВГО (1 ЦО К-10)	145	60	74813	2,15
Гудрон (а)	188	174	99849	2,46
Гудрон (б)	350	188	100831	2,77
1 ЦО К-2	184	73	266204	2,40
Затемненная Фракция	345	254	110958	2,87
Отбензиненная нефть	260	275	869917	3,19

3.4.2 Оценка существующей схемы теплообмена

На первом этапе было необходимо построить композитные кривые горячих и холодных потоков на ЭТД. Это позволило нам оценить максимально возможную теплоту рекуперации. Построение было проведено при помощи Aspen HX-Net v. 2006. Данная программа была выбрана потому, что все расчеты в ней проводятся пинч - методом, с использованием уравнений, описанных выше.

Для сравнения сначала нами были построены композитные кривые, описывающие теплообмен между горячими и холодными потоками по существующей схеме. Результаты представлены в таблице 3.6

Таблица 3.6. Композитные кривые существующей схемы.

Кривая горячих потоков		Кривая холодных потоков
Температура, 0С	Энтальпия, кДж/ч	Температура, 0С	Энтальпия, кДж/ч
350	664000610,7	238	664000610,7
348	662382274,4	184	527360621,1
345	658875351,5	143	431061415,4
299	596047490,5	135	393975960,2
265	541159201,6	78	273901430,7
254	523522415,6	17	159875524
253	523145861,6
243	499818142,2
217	424142660,5
188	342027320,7
185	333466571,6
184	329648613,8
182	321966207,9
174	295478552,4
162	258588733,5
145	207166286,8
127	148524661,8
122	134654727,6
104	92766612,94
100	82688297,43
86	41992113,84
84	37448070,55
73	21286093,02
63	12244004,4
60	9503403,502
44	0

Рисунок 3.1 - Графическое изображение композитных кривых существующей схемы.

Точка пинча:

Теплота рекуперации:

По результатам построения стало ясно, что есть возможность уменьшения минимального сближения температур и за счет этого увеличить максимальную теплоту рекуперации. Также были оценены движущие силы в самих аппаратах. В результате этой оценки было выявлено неравномерное распределение движущей силы по схеме. Таким образом, следующим шагом в усовершенствовании схемы являлась переобвязка существующей схемы таким образом, чтобы разности температур по аппаратам распределялись равномерно и не были меньше минимальной.

На следующем этапе предполагалось увеличение теплоты рекуперации потоков, что заметно увеличивало температуру нагрева нефти. Так, как режим колонны К-1 должен был оставаться неизменным, то было принято решение не менять температуру подачи нефти в колонну К-1. Вместо этого было решено догревать поток отбензиненой нефти, выходящий из низа колонны К-1.

Так как данный поток в исходных данных не задавался, его нужно было смоделировать, используя имеющиеся потоки.

Для этого была произведена оценка группового состава имеющейся в модели нефти (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 - Групповой состав нефти:

- Бензин, 2 - Керосин, 3 - Диз. топливо, 4 - Атмосферный газойль, 5 - Мазут.

Весь бензин условно поделили пополам. Одна половина отгонялась в колонне К-1, а вторая - в К-2. Далее из состава убрали ту часть бензина, которая отогналась в К-1, а оставшееся приняли за 100%. Сделав пересчет, получили групповой состав отбензиненной нефти. Теперь нужно было смешать имеющиеся в нашей модели фракции в нужном соотношении, и вычислить расход.

Полученный поток был рассчитан моделью и добавлен в исходные данные для синтеза оптимальной системы т/о.

Далее было необходимо оценить температуру нагрева отбензиненной нефти. Для этого мы установили минимальное сближение температур композитных кривых: Dtmin=48,90С. При этом условии температура нагрева отбензиненной нефти равнялась 2750С, а теплота рекуперации равнялась 664 ГДж/ч

3.4.3 Результаты

На данном этапе была произведена комплексная оценка схемы подогрева нефти на установке ЭЛОУ - АВТ - 6. В ходе оценки были выявлено:

         потоков, имеющихся на установке, вполне хватило бы для большего нагрева нефти;

         имеющаяся обвязка теплообменников не позволяет полностью использовать тепло горячих потоков и требует пересмотра;

         также в теплообмене не задействованы верхние дистилляты колонн К-1 и К-2;

4. Проектная часть

 

.1 Оптимизация схемы подогрева нефти на установке ЭЛОУ - АВТ - 6 Киришского НПЗ

Оптимизацию можно проводить несколькими методами, которые можно условно разделить на две группы. Одна предполагает полную реконструкцию установки, с демонтажом старого и монтажом нового оборудования. Вторая требует только изменения режимных параметров, либо переобвязку аппаратов без их замены или добавления нового оборудования. Обе группы ведут к уменьшению эксплуатационных затрат на установке, но первая группа требует больших капиталовложений, а вторая - нет. Для оптимизации в данной работе - проекте были выбраны методы, относящиеся ко второй группе.

Так, как ранее было решено в качестве дополнительного потока нагревать поток «Отбензиненная нефть», то для его нагрева необходимо было выделить теплообменники из числа имеющихся. Проанализировав технологическую схему стало ясно, что все аппараты, имеющиеся на установке, задействованы в процессе, и выделение свободных аппаратов возможно только путем увеличения тепловой нагрузки на остальные.

ректификация теплообмен перегонка нефть

4.1.1 Выбор методики и рассмотрение способов повышения эффективности теплообмена в аппаратах кожухотрубчатого типа

Для выбора методики оптимизации рассмотрим основные термодинамические законы процесса теплопередачи.

Во всех теплообменных аппаратах передача тепла от одного потока к другому осуществляется по основному уравнению теплопередачи[11].

 

где K - коэффициент теплопередачи, определяющий среднюю скорость передачи тепла вдоль всей поверхности теплообмена; Dtср - средняя разность температур между теплоносителями, определяющая среднюю движущую силу процесса теплопередачи, или температурный напор; F - поверхность, через которую осуществляется теплообмен, Q - тепловая нагрузка, передаваемая в процессе теплообмена от одного теплоносителя к другому.

Из уравнения видно, что увеличение поверхности теплообмена, коэффициента теплопередачи и разности температур влечет за собой увеличение тепловой нагрузки. Поверхность теплообмена увеличить нельзя, так как все аппараты имеют фиксированную поверхность. Средняя разность температур зависит от температур потоков на входе и выходе из аппарата и повысить ее можно лишь заменой огорячего потока на другой, обладающий более высокой температурой.

Коэффициент теплопередачи описывается следующей зависимостью[11]:

 

где aтр - коэффициент теплоотдачи от потока, текущего в трубах к поверхности теплопередачи; aмтр - коэффициент теплоотдачи от потока, текущего в межтрубном пространстве к поверхности теплопередачи; Srзагр - сумм термических сопротивлений загрязнения поверхности теплообмена.

Коэффициент теплоотдачи для установившегося турбулентного движения жидкости (Re ≥104) в прямой трубе без фазового перехода определяется следующим соотношением[12]:

,

 

где Nu - критерий Нуссельта;  - критерий Рейндольса;  - критерий Прандтля; Prст - критерий Прандтля при средней температуре стенки аппарата;  - линейная скорость жидкости; V - объемный расход потока; d - внутренний диаметр трубы; c - массовая теплоемкость жидкости; r - массовая плотность жидкости; m - динамическая вязкость жидкости; l - теплопроводность жидкости;

Коэффициент теплоотдачи для установившегося турбулентного движения жидкости (Re ≥104) в межтрубном пространстве без фазового перехода определяется следующим соотношением[12]:

 

 

где  - эквивалентный диаметр межтрубного пространства; Dв - внутренний диаметр кожуха; dн - наружный диаметр труб; n - число труб в пучке.

Проанализировав уравнение (4.1) стало ясно, что наибольшее влияние на коэффициент теплопередачи окажет наименьший по своему значению коэффициент теплоотдачи. Из уравнений (4.2) - (4.5) следовало, что наибольшее влияние на коэффициент теплоотдачи в обоих случаях оказывало значение критерия Рейндольса.

Таким образом, из всех переменных, определяющих критерий Рейндольса, изменить возможно было только линейную скорость потока, увеличив объемный расход жидкости через теплообменный аппарат.

 

4.1.2 Применение выбранной методики к реальной схеме установки

В рассматриваемой схеме увеличение расхода жидкости через аппарат достигалось только одним способом - объединением двух из трех потоков нефти и перераспределением расходов.

Для данной операции была использована созданная ранее математическая модель схемы теплообмена. Для объединения была выбрана батарея теплообменников подогрева сырой нефти.

В итоге расчеты показали, что данная операция позволяла выделить из схемы ряд аппаратов, а оставшихся хватало, чтобы нагреть сырую нефть до температуры подачи на блок ЭЛОУ (1430С). Помимо этого горячие потоки, проходившие через выделенные аппараты, и, следовательно, не задействованные в схеме, могли заменить горячие потоки в схеме, обладающие более низкой температурой. Это также повышало эффективность теплообмена, вследствие увеличения движущей силы процесса.

Выделенные из схемы аппараты могли быть использованы для нагрева потока «Отбензиненная нефть». Для обеспечения наибольшей движущей силы процесса теплообмена поток «Отбензиненная нефть» было решено нагревать потоками «Гудрон» и «Мазут» так как они являлись самыми горячими и имели достаточно большой расход. Расчеты показали, что данный поток может быть нагрет до температуры 2680С.

4.1.3 Рассмотрение оптимизированной схемы с позиции гидравлики

Полученный вариант схемы требовал гидравлического расчета, так как, увеличив расход сырой нефти, обладающей большой вязкостью, через аппараты, увеличились и потери давления на гидравлические сопротивления.

Расчет гидравлических сопротивлений в теплообменных аппаратах производился по следующей методике.

Гидравлическое сопротивление жидкости в трубном пространстве[13]:

 ,

 

где e = e/d - относительная шероховатость труб; n - число труб в пучке; n1 - число трубных ходов; L - длинна труб; e = 4,6*10-5 - абсолютная шероховатость труб; d - внутренний диаметр труб; Sxм.с. = 18,5 - сумма коэффициентов местных сопротивлений.

Все свойства жидкости вычисляются при средней температуре.

Гидравлическое сопротивление жидкости в межтрубном пространстве[13]:

 

где  - критерий Рейндольса жидкости в межтрубном пространстве;  - скорость жидкости в межтрубном пространстве; G - массовый расход жидкости; Sмтр - наименьшее сечение в межтрубном пространстве; - число рядов труб; x - число сегментных перегородок в межтрубном пространстве; n - число труб в пучке; m - вязкость жидкости; r - плотность жидкости; dн - наружный диаметр труб.

Оценочный расчет показал, что потери на гидравлическое сопротивление потока сырой нефти при предлагаемой компоновке схемы составляли 510,8 кПа на каждом теплообменнике. Следовательно, сильно возрастала нагрузка на насосное оборудование, что приводило к дополнительным затратам на перекачку.

Чтобы этого избежать, было решено все потоки сырой нефти направить в межтрубное пространство теплообменников. Далее был повторно проведен гидравлический расчет всех теплообменников. Результаты расчета приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Гидравлические сопротивления теплообменных аппаратов.

Позиция на схеме	Сопротивление трубного пучка, кПа	Сопротивления межтрубного пространства, кПа
Т-1/1	19,87	149,93
Т-1/2	327,20	48,36
Т-2/1	10,92	168,94
Т-2/2	99,62	173,36
Т-3	33,65	43,75
Т-4/1	28,99	52,08
Т-4/2	23,89	39,70
Т-16/1	146,78	72,24
Т-16/2	125,92	66,94
Т-17/1	82,17	142,57
Т-17/2	109,10	60,61
Т-18	87,38	54,70
Т-51/1	186,90	156,17
Т-51/2	92,02	152,42
Т-52/1	21,02	150,16
Т-52/2	109,39	113,69
Т-53/1	147,80	4,71
Т-53/2	96,71	71,39
Т-53/3	61,59	41,72
Т-81/1	83,37	28,13
Т-81/2	82,15	29,87

4.2. Экономическая оценка принятых проектных решений

В данном разделе представлен расчет технико-экономических показателей реконструкции установки ЭЛОУ-АВТ-6 на ООО «ПО Киришинефтеоргсинтез».

Эффективность реконструкции этой установки определена путем сравнения технико-экономических показателей установки до и после реконструкции.

Все расчеты выполнены в национальной валюте РФ. На действующей установке ЭЛОУ-АВТ-6 предусмотрен непрерывный режим работы. Проектная мощность 6 млн. т/год по сырью.

Все расчеты выполнены с помощью программы Microsoft Excel 2003.

В таблице 4.2 приведено сравнение температур потоков существующей схемы с предлагаемой.

Таблица 4.2. Сопоставление режимных параметров существующей и предлагаемой схем.

Поток	Параметр		Существующий вариант, 0С	Предлагаемый вариант, 0С
1 ЦО колонны К-2	Температура на выходе из колонны		184	184
	Температура после рекуперации		73	73
ДТ колонны К-7	104	104
	Температура после рекуперации		100	52
Мазут	Температура на выходе из колонны		350	350
	Температура после рекуперации		191	165
ЛВГО + 1 ЦО колонны К-10	Температура на выходе из колонны		145	-
	Температура после рекуперации		135	-
ТВГО + 2 ЦО колонны К-10	Температура на выходе из колонны		243	243
	Температура после рекуперации		105	119
Затемненная фракция + 3 ЦО колонны К-10	Температура на выходе из колонны		345	345
	Температура после рекуперации		254	254
Гудрон	Температура на выходе из колонны		348	348
	Температура после рекуперации		174	180
Нефть до ЭЛОУ	Температура на входе на установку		17	17
	Температура 1-ой ветки после Т-16/1		143	-
	Температура 2-ой ветки после Т-17/1		144	121
	Температура 3-й ветки после Т-52/2		143	165
	Температура нефти на входе в ЭЛОУ		143	143
Нефть после ЭЛОУ	Температура на выходе из ЭЛОУ		135	135
	Температура 1-ой ветки после Т-4/2		221	220
	Температура 2-ой ветки после Т-81/1		230	230
	Температура 3-й ветки после Т-53/3		260	259
2 ЦО колонны К-2	Температура на выходе из колонны		253	253
	Температура после рекуперации		122	122
Атмосферный газойль колонны К-9	Температура на выходе из колонны		299	299
	Температура после рекуперации		78	64
Отбензиненная нефть		Температура на выходе из колонны	-	250
		Температура после рекуперации	-	268

Проанализировав результаты можно сделать следующие выводы:

1.               Теплота рекуперации увеличелась по сравнению с существующим вариантом на 44,64 ГДж/ч главным образом за счет нагрева потока «Отбензиненная нефть». За счет этого снизилась тепловая нагрузка па печи П-1/1, П-1/2, П-1/3, П-1/4.

2.       Также снизились затраты на воздушное охлаждение горячих потоков за счет полного охлаждения потока «Атмосферный газойль» до температуры вывода с установки.

Таким образом, учитывая, что питание печей осуществляется мазутом и топливным газом с теплотами сгораний 41500 кДж/кг и 33500 кДж/м3 соответственно, а КПД печей по сырью составляет 75%, был произведен расчет экономии энергоресурсов.

1.            Условно поделили нагрузку пополам между газом и мазутом.

2.       Количество мазута составило 5736,87 т/год, а количество топливного газа составило 7106,87 тыс. м3/год.

.        За счет полного охлаждения потока «Атмосферный газойль», выводились из работы 3 воздушных холодильника, потребляющие 37 кВт электроэнергии каждый.

.        Таким образом, экономия по электроэнергии составляла 888 МВт*ч за год.

Далее были рассчитаны технко-экономические показатели проектируемого объекта.

Годовой выпуск продукции в оптовых ценах (А):

 

где Qi - годовой выпуск i-го продукта в натуральных единицах; Цi - оптовая цена единицы i-гопродукта.

Прибыль от реализации продукции:

 

где С - полная себестоимость годового выпуска продукции.

Рентабельность продукции:

 

В таблице 4.3 приведены результаты расчета.

Таблица 4.3. Основные ТЭП проектируемого объекта

Наименование показателей	По существующему варианту	По проекту
Годовой объем перерабатываемого сырья, т	5336000	5336000
Годовой выпуск целевой продукции, т	5310420	5310420
Сметная стоимость строительства, тыс. руб.	-	-
Списочная численность производственного персонала, чел	48	48
Заработная плата, руб./год	29052000	29052000
Энергозатраты, тыс. руб/год:
Газ	88849,5	73367
Мазут	93472,7	77184,5
Теплоэнергия	837459,3	837459,3
Э/энергия	6241,7	4816,3
Вода оборотная	29235,4	29235,4
Содержание и эксплуатация оборудования	2517,5	2517,5
Цеховые расходы	52315,1	52315,1
Себестоимость годового выпуска продукции, тыс. руб.	11056986,1	11033967,9
Чистая прибыль, тыс руб./год	-	23018,2

5. Результаты и обсуждения

Для поиска решений по сокращению энергозатрат на блоке подогрева нефти установки ЭЛОУ - АВТ - 6 при помощи программного продукта Aspen HYSYS v. 2006 была разработана модель данного процесса. Рассчитанные по модели параметры с достаточной степенью точности согласуются с фактическими данными установки, что свидетельствует об адекватности разработанной модели реальному технологическому процессу.

В ходе исследований было установлено, что энергозатраты на блоке подогрева нефти могут быть снижены на 44,64 ГДж/ч. Схема блока подогрева нефти была изменена объединением трех потоков сырой нефти в два потока и направлением их в межтрубное пространство теплообменников: Т-2/1, Т-51/1, Т-17/1, Т-2/2, Т-51/2, Т-52/2.Также в теплообмене на установке был задействован новый поток «Отбензиненая нефть». Он нагревался потоками «Гудрон» и «Мазут» в трубном пространстве теплообменника Т-1/2 и межтрубном пространстве теплообменников: Т-52/1, Т-1/1.

В таблице 5.1 и на рисунке 5.1 представлены результаты исследования предложенной схемы пинч - методом.

Рисунок 5.1 - Графическое изображение композитных кривых предлагаемой схемы.

Точка пинча:

Теплота рекуперации:

Таблица 5.1. Композитные кривые предлагаемой схемы.

Горячие потоки		Холодные потоки
Температура, 0С	Энтальпия, кДж/ч	Температура, 0С	Энтальпия, кДж/ч
350	664000611	268	664135077
348	662382274	250	619852506
345	658875351	238	619852506
299	596047491	184	470235302
265	541159202	143	365521457
254	523522416	135	328797740
253	523145862	78	208723211
243	499818142	17	115365077
217	424142661
188	342027321
185	333466572
184	329648614
182	321966208
174	295478552
162	258588733
145	207166287
127	148524662
122	134654728
104	92766613
100	82688297
86	41992114
84	37448071
73	21286093
63	12244004
60	9503404
44	0

6. Заключения и выводы

. Существующая на установке схема процесса не эффективна и требует реконструкции.

. Переход на предлагаемую схему процесса позволяет снизить общую тепловую нагрузку печей на 44,64 ГДж/ч при сохранении режимов всех колонн.

. Кроме того, данная схема снижает затраты на потребление электроэнергии на 888 МВт*ч в год.

. Предлагаемая схема не требует монтажа нового оборудования и серьезных затрат на перекачку.

Приложение А. Патентный поиск

Таблица А.1. Источники патентов

Страна	Период, за который просмотрена патентная документация	Название источника патентной документации
USA	1965-2007	Free Patent Online (<www.freepatentsonline.com>)

Таблица А.2. Перечень отобранных аналогов

Страна	Индекс МПК	Номер патента	Название изобретения	Дата публикации
USA	C10G7/00	4087354	Integrated heat exchange on crude oil and vacuum columns	18.11.1976
USA	C10G7/00	3402124	Plural stage distillation with bottoms stream and side stream column heat exchange	17.09.1968
USA	B01D5/00	3213631	Separated from a gas mixture on a refrigeration medium	26.10.1965
USA	B01D3/00	5962763	Atmospheric distillation of hydrocarbons-containg liquid streams	05.10.1999
USA	С10G7/00	3819511	Distillation a crude oil	25.06.1974
USA	F25J1/00	7310971	LNG systrm employing optimized heat exchangers to provide liquid reflux stream	25.12.2007

Приложение Б. Маркетинговые исследования

Установка первичной переработки нефти ЭЛОУ - АВТ - 6 предназначена для получения прямогонных фракций бензина, керосина, дизельного топлива и вакуумного газойля. В таблице Б.1 приведены основные продукты и их дальнейшее использование

Таблица Б.1 Основные продукты установки ЭЛОУ - АВТ - 6.

№ п/п	Изготавливаемая продукция	Область применения
1. 2.  3.   4. 5.  6. 7.  8.  9.    10.   11.  12.	Нефть обессоленная Фракция бензиновая НК -620С компонент Бензин прямой перегонки Компонент  Фракция прямогонная для риформинга Фракция бензина прямо гонного для пиролиза Фракция бензина 60 - 140 0С Фракция керосиновая прямогонная  Фракция газойлевая - тяжелый абсорбент  Фракция дизельная прямогонная    Фракция мазута   Вакуумный газойль ( фракция 360 - 500 0С) Гудрон ( фракция > 5000 С)	Сырье Компонент автомобильного бензина или компонент сырья пиролиза Используется для приготовления товарного продукта бензина прямой перегонки экспортного № 2, а также компонент автомобильного бензина Используется в качестве сырья установки риформинга Используется в качестве сырья пиролиза в производстве ЭП - 300 Бензин для бытовых нужд Товарное топливо ТС - 1 или в качестве сырья для гидроочистки ЛЧ - 24 - 2000 Используется для технологических нужд производства этилена Используется в качестве сырья установок гидроочистки, в качестве компонента для приготовления товарного дизельного топлива и топлива технологического экспортного Используется для приготовления мазута топочного, мазута экспортного или топлива технологического экспортного Используется в качестве сырья каталитического крекинга Используется в качестве сырья при производстве битумов
13. 14.  15.	Углеводородный газ Головная фракция стабилизации (рефлюкс) Головная фракция стабилизации	В топливную сеть завода Используется в качестве компонента сырья пиролиза ЭП - 300 Используется в качестве компонента сжиженного бытового газа

Перечисленные продукты могут, как продаваться, так и использоваться как сырье для собственного производства на других установках предприятия.

Всего в России насчитывается 27 основных нефтеперерабатывающих заводов, более 40 мини - НПЗ имеющие в своем составе установки типа ЭЛОУ-АВТ

В основном установка производит полуфабрикаты, которые используются как сырье для других производств. Пожалуй, единственными товарными продуктами могут являться так называемые светлые нефтепродукты, такие как бензин прямогонный (нк-180) и дизельное топливо летнее и топочный мазут.

За последние два года внутреннее потребление дизельного топлива увеличилось на 4010,5 тыс. тонн, а внутреннее потребление бензина в стране составляет около 29 млн. т. в год, средняя годовая скорость роста составила 3% в год . Такое увеличение мы связываем с естественным увеличением дизельной и бензиновой техники в потребляющих отраслях, основными из которых являются добывающие отрасли промышленности, сельское хозяйство, железнодорожный транспорт, армия и флот. В целом развитие самих отраслей опережает темпы роста использования дизельного топлива и бензина, однако, стоит учитывать, что техника является лишь одним из немногих факторов этого роста.

Таблица Б.2. Российские цены на бензин, на конец периода, руб./л.

	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
АИ-80	6,52	7,58	9,06	12,46	1,.32	15,75	17,01	17,41
АИ-92	7,88	9,80	11,29	14,41	16,79	18,68	20,31	20,11
АИ-95	9,16	10,97	12,49	15,54	18,02	20,15	21,90	22,84

Таблица Б.3. Российские цены на дизельное топливо

Предприятие	Цена, р/т	Местоположение
Ачинский НПЗ	14450	ст. Новая Еловка Красноярской ж/д
Нижнекамский НПЗ	15650	ст. Биклянь Куйбышевской ж/д
Салаватнефтеоргсинтез	16000
Самарские НПЗ	15100	ст. Новокуйбышевская, Кряж или Сызрань-1 Куйбышевской ж/д
Уфимские НПЗ	14800	ст. Загородняя Куйб. ж/д
Ангарская НХК	15400	ст. Суховская Вост-Сиб ж/д
Комсомольский НПЗ	17300	ст. Дземги, Дальневосточная ж/д

Таблица Б.4. Российские цены на Мазут топочный М-100

Предприятие	Цена, р/т	Местоположение
Ачинский НПЗ	10200	ст. Новая Еловка Красноярской ж/д
Московский НПЗ	9350	ст. Яничкино Московской ж/д
Нижнекамский НПЗ	9250	ст. Биклянь Куйбышевской ж/д
Салаватнефтеоргсинтез	8450	ст. Аллагуват Куйбышевской ж/д
Самарские НПЗ	8900	ст. Новокуйбышевская Куйбышевской ж/д
Уфимские НПЗ	7900	ст. Загородняя Куйб. ж/д
Хабаровский НПЗ	14300	ст. Хабаровск-2 ДВЖД
Ангарская НХК	11100	ст. Суховская Вост-Сиб ж/д

Оптовые цены предложений на нефтепродукты, предлагаемые производителями при поставках на свободный рынок РФ, отражают общий уровень отпускных цен нефтеперерабатывающих предприятий (НПЗ, НМЗ, ГПЗ). Реальные продажи, совершаемые как самими нефтяными компаниями и нефтеперерабатывающими предприятиями, так и нефтетрейдерами на условиях франко-завод, могут осуществляться по ценам выше, и ниже отпускных.

Приложение В. Стандартизация

В таблице В.1 приведен перечень стандартов, использованных при написании данной работы-проекта.

Таблица В.1 - Перечень стандартов

Обозначение стандарта	Наименование
ГОСТ 2.106-68	ЕСКД. Текстовые документы
ГОСТ 21.1101-92	СПДС. Основные требования к рабочей документации
ГОСТ 2.102-68	ЕСКД. Виды и комплектность конструкторских документов
ГОСТ 8.417	Единицы физических величин
ГОСТ 2.105-95	ЕСКД. Общие требования к текстовым документам
ГОСТ 2.001-93	Единая система конструкторской документации. Общие положения
ГОСТ 2.004-88	ЕСКД. Общие требования к выполнению конструкторских и технологических документов на печатающих и графических устройствах вывода ЭВМ
ГОСТ Р 6.30-97	Требования к оформлению документов
ГОСТ 7.1	Библиографическая запись. Библиографическое описание
ГОСТ Р 12.1.052-97	Система стандартов безопасности труда. Паспорт безопасности вещества (материала). Основные положения
ГОСТ Р 12.3.047-98	ССБТ Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля.
СНиП 2.01-97	Административные и бытовые здания
СНиП 2.01-97	Пожарная безопасность зданий и сооружений
СНиП 2.09.02-85	Производственные здания
ГОСТ 12.1.005-88	Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны
ГОСТ 12.1.007-76	Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности
ГН 2.2.5.1313	Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны
ГОСТ 2177-99	Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава

Приложение Г. Охрана труда и окружающей среды

В последнее время охрана окружающей среды и экология занимают одно из важнейших мест. В конституции РФ закреплено право людей на охрану труда и здоровья. Большие масштабы производства и потребления продуктов переработки нефти, их широкое использование в различных областях народного хозяйства делает особенно важным практические меры по защите от неблагоприятных воздействий химических веществ.

 

Г.1 Характеристика опасных и вредных производственных факторов производства

На установке ЭЛОУ - АВТ - 6 имеются опасные и вредные производственные факторы.

Химически опасные и вредные производственные факторы возникают из-за того, что на установке обращаются вещества, которые являются токсичными (2, 3, 4 классов опасности).

Характеристика физико-химических, пожароопасных и токсических свойств сырья, полупродуктов и готового продукта приведены в таблице Г.2.

Физические опасные и вредные производственные факторы возникают из-за того, что на установке возможна повышенная температура поверхностей оборудования, имеются движущиеся машины и механизмы, вибрация, электричество, шум.

Г.2 Мероприятия и решения, принятые в проекте для обеспечения безопасности технологического процесса

Для устранения непосредственного контакта работающих с веществами, оказывающими вредные действия на организм человека, технологическое оборудование размещено на открытой площадке и управление технологическим процессом и операциями осуществляется дистанционно;

Для безопасности производства весь технологический процесс протекает в герметичной аппаратуре, которая регулярно контролируется обслуживающим персоналом.

Предусмотрены автоматические блокировки для защиты оборудования и работающих, исключающие возникновение аварийной ситуации при нарушении основных параметров процесса, нарушении работы оборудования при внеплановом отключении подачи сырья, топлива, электроэнергии, воздуха КИП на установку. Кроме того, предусмотрена сигнализация параметров, характеризующих безопасное ведение процесса.

На трубопроводах установлена запорная или отсекающая аппаратура с дистанционным управлением.

На установке применены средства коллективной защиты работающих. Так, в помещениях и насосных предусмотрена приточно-вытяжная вентиляция с восьми кратным обменом воздуха.

Для своевременного оповещения о загазованности воздушной среды в помещениях насосных и компрессорных установлены сигнализаторы до взрывоопасных концентраций.

Г.3 Мероприятия и решения, принятые в проекте по обеспечению безопасности технологического оборудования

Применяемые в конструкции производственного оборудования марки стали, и материалы не являются опасными и вредными.

Составные части оборудования (в том числе трубопроводы) выполнены так, что исключается возможность их случайного повреждения.

Для защиты и воздействия высоких температур трубопроводы и аппараты защищены изоляционным материалам.

Конструкцией оборудования предусмотрена сигнализация (свет, звук) при нарушении нормального режима работы оборудования.

Токоведущие части оборудования надёжно изолированы и ограждены; электрооборудование, имеющее открытые токоведущие части, размещено внутри шкафов с запирающимися дверями.

Все вибрационные агрегаты установлены в отдельных помещениях на виброизоляционных основаниях.

Для звукоизоляции в помещениях операторной установлено двойное остекление.

Статическое электричество от аппаратов и трубопроводов с взрывоопасными продуктами отводится в общий контур заземления.

Для защиты аппаратуры от превышения давления предусмотрены предохранительные клапаны, защищающие отдельные аппараты, трубопроводы или группы аппаратов.

Сброс горючих и токсичных продуктов от предохранительных клапанов предусмотрен в специальную факельную емкость.

Для предупреждении об опасности на установке используется звуковая и световая сигнализация.

Органы управления оборудованием (насосов, компрессоров. АВО) имеют форму, размеры и поверхность, безопасные и удобные для работы, расположены в рабочей зоне так, что расстояние между ними не затрудняет выполнение операций по обслуживанию.

Органы аварийного выключения выполнены красного цвета и отличаются формой от остальных элементов управления, находятся в легко доступном для персонала месте. Предусмотрена групповая или индивидуальная остановка электрооборудования со щита оператора.

Г.4 Организация пожарной безопасности взрывобезопасности производства

Производственное оборудование выполнено во взрывоопасном исполнении. На установке действуют предупредительная сигнализация, система пожаротушения, аварийная вентиляция. При возникновении пожара срабатывает специальная система противоаварийной защиты, включающая в себя предохранительные блокировки и автоматически действующие системы противопожарной защиты.

Сведения по взрывопожарной опасности и санитарной характеристике объектов приводятся далее в таблице Г.1.

Предупреждение образования взрывоопасной среды внутри технологического оборудования обеспечивается:

         применением герметичного оборудования;

         выбором скоростных режимов движения среды;

         поддержанием состава среды вне области воспламенения;

         применением инертного газа во время пуска установки, проведением ремонтных работ для удаления скопившихся взрывопожароопасных сред. Предотвращение образования источников зажигания в горючей или взрывоопасной среде достигается:

         применением средств защиты от атмосферного электричества, молниезащита выполнена по II категории;

         защитой от статического электричества, многократное заземление оборудования;

         применением электрооборудования, соответствующего классу взрывоопасных или пожароопасных зон производственных помещений и наружных установок, а также группе и категории взрывоопасной смеси;

         устранением опасных тепловых проявлений химических реакций и механических воздействий;

         ликвидацией условий для теплового, химического самовозгорания обращающихся в производстве веществ;

         применением инструментов и оборудования, изготовленных из материалов, не дающих при соударении механических искр;

         применением быстродействующих средств защитного отключения возможных источников зажигания пожаровзрывоопасных сред.

Для предотвращения воздействия на людей опасных и вредных факторов, возникающих в результате пожара или взрыва, и сохранения материальных ценностей предусмотрено:

         применение огнепреградителей, гидрозатворов, инертных газов;

         применение быстродействующих отсечных и обратных клапанов;

         защита аппаратов и коммуникаций от разрушения с помощью устройств аварийного сброса давления;

         применение оборудования, рассчитанного на давление взрыва;

         применение устройств аварийного отключения с переключения аппаратов и коммуникаций;

         вынос взрывопожароопасного оборудования на открытые площадки или в изолированные помещения;

         применение         регламентированных    строительными   нормами объёмнопланировачных решений, а также конструкций объекта с учётом категории пожаровзрывоопасности производственных помещений. Для предотвращения воздействия на людей опасных и вредных факторов, возникающих в результате пожара, необходимо установить количество эвакуационных путей и выходов.

Эвакуация представляет собой процесс организованного самостоятельного движения людей наружу из помещений, в которых имеется возможность воздействия на них опасных факторов пожара.

Защита людей на путях эвакуации обеспечивается комплексом объемно-планировочных, эргономических, конструктивных, инженерно-технических и организационных мероприятий.

Выходы являются эвакуационными, если они ведут:

         из помещений первого этажа наружу;

         из помещений любого этажа, кроме первого, непосредственно на лестничную клетку или в коридор, ведущий непосредственно на лестничную клетку;

         в соседнее помещение (кроме помещений категории А и Б) на том же этаже, обеспеченные выходами наружу, на лестничную клетку или в коридор, ведущий на лестничную клетку.

Количество эвакуационных выходов из зданий категории А и Б следует проектировать не менее двух. Из помещений, расположенных на любых этажах, кроме первого, в качестве второго эвакуационного выхода допускается использовать наружные лестницы.

На установке ЭЛОУ - АВТ - 6 имеется система пожарной сигнализации: автоматические, ручные, автоматические и ручные извещатели. Системы пожарной сигнализации предназначены для обнаружения в начальной стадии пожара, передачи тревожных сообщений о месте и времени его возникновения и при необходимости введения в действие автоматических систем пожаротушения и дымоудаления. Все этажи зданий и этажерок должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения: пожарным песком, лопатой, рукавами с асбестовыми одеялами.

В дополнение к существующей системе предусматривается установка лафетных стволов для орошения оборудования и дренчерная система для пожаротушения кабельной галереи.

Лафетные стволы с ручным управлением устанавливаются на вышках и кровле.

В качестве средств тушения используют воздушно-механическую и химическую пену, а также инертные газы и водяной пар.

Пенотушение объектов осуществляется пеной средней кратности, подача пены осуществляется от насосной пенотушения, размещенной в здании компрессорной.

Г.5 Мероприятия, предусмотренные для обеспечения нормальных санитарно-гигиенических условий производственной среды

Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны регламентированы следующими документами ГОСТ и СанПиН.

Эти документы устанавливают требования к показателям микроклимата (температура, влажность и скорость движения воздуха), а также к допустимому содержанию вредных веществ в воздухе рабочей зоны для разных категорий работ.

Обеспечение нормальных метеорологических условий и чистоты воздуха на рабочих местах в значительной степени зависит от правильно организованной системы вентиляции.

Общие требования к системам вентиляции, кондиционирования воздуха и отопления производственных, складских, вспомогательных и общественных зданий и сооружений определены.

Для обеспечения нормальных метеорологических условий и поддержания теплового равновесия между телом человека и окружающей средой на промышленных предприятиях проводится ряд мероприятий, основные из них следующие:

         рациональная система вентиляции и отопления;

         дистанционное управление теплоизлучающими процессами и аппаратами;

         теплоизоляция наружных стенок теплоизлучающего оборудования;

         устройство защитных экранов, водных и воздушных завес, защищающих рабочие места от теплового облучения;

         снабжение местными отсосами и крышками источников интенсивного влаговыделения (ванн, красильных или промывочных аппаратов, других емкостей с водой или водными растворами).

При разработке систем освещения необходимо максимально использовать естественное освещение (верхнее, боковое).

Искусственное освещение по устройству должно отвечать требованиям ПУЭ.

В помещениях категории А и Б используются системы освещения во взрывобезопасном исполнении.

В этом разделе дипломник должен отметить имеющиеся шумовые характеристики производственного процесса и предложить средства и методы защиты от шума.

Часто источником шума является вибрирующее оборудование. В случае превышения допустимых норм вибрации (частота, виброскорость), дипломник должен предложить меры защиты от повышенной вибрации, в операторной.

В качестве меры для предотвращения несчастных случаев, заболеваний и отравлений, связанных с производством, весь обслуживающий персонал обеспечивается индивидуальными средствами защиты, включающими в себя спецодежду из хлопчатобумажной ткани (куртки, брюки), кожаные ботинки, рукавицы, защитные каски, респираторы, диэлектрические галоши для машинистов, промышленные фильтрующие противогазы с фильтрующими патронами марки "А" и "В" и шланговые противогазы марки ПШ- 1.ПШ-2.

Г.6 Охрана окружающей среды

При работе установки ЭЛОУ - АВТ - 6 возможны выбросы вредных веществ в атмосферу. Выбросы подразделяются на организованные и неорганизованные.

Организованными выбросами установки являются: выбросы дымовых газов из трубчатых печей, вентиляционные выбросы из насосной, а также периодические сбросы газов в факельную систему завода.

Наряду с организованными выбросами в ходе эксплуатации возможны неорганизованные выбросы через неплотности технологической аппаратуры, запорно-регулирующей и предохранительной арматуры, фланцевых соединений, уплотнений вращающихся валов и т.д.

Для уменьшения вредных выбросов в атмосферу на установке предусмотрены следующие мероприятия:

         технологический процесс осуществляется в герметически закрытой аппаратуре.

         на установке отсутствуют постоянные выбросы продуктов в атмосферу и на факел. Освобождение аппаратуры от газообразных продуктов при сбросе давления осуществляется сначала в топливную сеть, затем в закрытую факельную систему через факельную емкость, что уменьшает токсичность сбросов за счет их сжигания на факеле.

         жидкостные и газообразные сбросы от предохранительных клапанов направляются в закрытую факельную систему через факельную емкость для их последующей утилизации в факельном хозяйстве завода.

         для перекачки легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) и сжиженных газов используются центробежные насосы с двойными торцевыми уплотнениями , что позволяет сократить выбросы перекачиваемых продуктов на 98%.

         для аварийного освобождения технологического оборудования от обращающихся продуктов проектом предусмотрены специальные аварийные емкости.

         для определения содержания кислорода и оксида углерода в дымовых газах после печей предусмотрены автоматические газоанализаторы, по показателям которых производится налаживание горения топлива.

         для исключения попадания в почву и грунтовые воды продуктов производства на территории установки предусматривается монолитное цементное покрытие с уклоном в сторону дождеприемных колодцев.

Таблица Г.1. Взрывопожарная и пожарная опасность, санитарная характеристика зданий, помещений, зон и наружных установок.

Наименование производственных зданий, помещений, наружных установок	Категория взрывопожарной и пожарной опасности помещений и зданий (НПБ-105)	Классификация зон внутри и вне помещений для выбора и установки электрооборудования по ПУЭ			Группа производственных процессов по санитарной характеристике (СНиП 2.09.4)	Средства пожаротушения
		Класс взрывоопасной зоны	Категория и группа взрывоопасных смесей	Наименование веществ, определяющих категорию и группу взрывоопасных смесей
Холодная и горячая насосная	А	В-1Г	II АТЗ	Бензин, керосин, дизтопливо, нефть, мазут	IIIб	Пенотушение, огнетушители ОУ, ОП, кошма
Водяная насосная	А	В-1А	II АТЗ	Деэмульгатор, ингибитор коррозии, нейтрализатор, щелочной раствор	IIIб	Пенотушение, огнетушители ОУ, ОП, кошма
Помещение анализаторной	А	В-1А	II АТЗ	Бензин, дизтопливо, керосин, гудрон	IIIб	Огнетушители ОУ, ОП, кошма
Венткамеры приточной вентиляции в ТП, анализаторную, водяную насосную	Д	Норм.	-	-	IIIб	Огнетушители ОУ, ОП
Помещение ТП	Д	Норм.	-	-	Iб	Огнетушители ОУ, ОП
Помещение КИП, операторная	Д	Норм.	-	-	IIIб	Огнетушители ОУ, ОП
Помещение анализаторной (лабораторной)	А	В-1А	II АТЗ	-	IIIб	Огнетушители ОУ, ОП, кошма
Помещение РУ, РТП	Д	Норм.	-	-	Iб	Огнетушители ОУ, ОП
Аппаратный двор	А	В-1Г	II АТЗ	Нефть, мазут, гудрон, дизтопливо, керосин, бензин	IIIб	Лафетные стволы, кольца орошения, дренчерные системы, пенотушение, ящики с песком

Таблица Г.2. Характеристика пожаро-, взрывоопасных и токсических свойств сырья, полупродуктов, готовой продукции, реагентов и отходов производства

Наименование сырья, полуфабрикатов, готовой продукции, отходов производства (№ по CAS)	Пределы воспламенения							ПДК в воздухе рабочей зоны производст-венных помещений, мг/м3 ГН 2.2.5.1313	Характеристика токсичности (воздействия на организм человека), ГОСТ 12.1.005
	Концентрационные, % об.				Температурные, єC		Аэровзвеси, г/см3, дисперсность нижний
	нижний		верхний		нижний	верхний
Углеводородный газ (68476-40-4)	1,8		9,5		-	-	-	900 (по бутану, пропану)	Оказывает наркотическое действие на орга- низм человека. При легком отравлении ощу-щается головная боль, головокружение, тошнота, слабость, боли в области сердца. При тяжелом отравлении-потеря сознания, судоро- ги, гибель от паралича дыхательного центра
Бензин (8032-32-4)	1,0		6,0		минус 36	минус 7	-	300	Оказывает наркотическое действие на организм человека. При вдыхании паров бензина - головная боль, головокружение, сердцебиение, слабость, психическое возбуждение, сухость во рту, тошнота, дрожание мышц, клонические судороги, болезненность нервных стволов при надавливании, позже - потеря сознания. В тяжелых случаях - судороги очень сильные, зрачки расширены, могут не реагировать на свет, понижение температуры тела, затем озноб, лихорадка. При попадании бензина внутрь - боли в груди, мучительный кашель, часто с кровянистой
Керосин (8008-20-6)	1,4		7,5		25	65	-	900 (в пересчете на С)	Оказывает наркотическое действие на организм человека. Симптомы отравления: общая слабость, быстрая утомляемость, головная боль, головокружение, заторможенность, жжение в глазах, кашель, першение в горле, боли в области сердца, неустойчивая походка, дрожание конечностей.
Дизельное топливо (68476-34-6)	-		-		62	119	-	900 (углеводороды алифатические предельные C1-С10 в пересчете на С) (за исключением метана)	Пары диз. топлива оказывают наркотическое действие на организм г человека. Симптомы отравления; головокружение, чувство опьянения, расстройство координации движений, понижение температуры j тела, тошнота, першение в горле, кашель.
Мазут (64741-56-6)	-		-		91	155	-	900(углеводороды алифатические предельные C1-С10 (в пересчете на С) за исключением метана); 0,00015 (по бенз(а)пирену, 1кл. опасности, канцероген)	Мазут оказывает наркотическое и канцерогенное действие на организм человека. Симптомы отравления: головная боль, сердцебиение, тошнота, рвота, сонливость.
Вакуумный газойль, вакуумные погоны (64741-57-7)	-		-		91	155	-	900 (углеводороды алифатические предельные C1-С10 - в пересчете нa C)	Пары углеводородов оказывают наркотическое действие на организм человека. Симптомы отравления: головокружение, головная боль, чувство опьянения, нарушение координации движений, понижение температуры тела, замедление пульса, боль в животе, тошнота першение в горле, кашель, одышка
Гудрон	-		-		-	-	-	900 (углеводороды предельные алифатические C1-С10 - в пересчете на С) 0,00015 (по бенз(а)пирену 1кл опасности, канцероген)	Пары углеводородов оказывают умеренно раздражающее действие на кожу человека и слизистые оболочки верхних дыхательных путей и глаз Кумулятивный эффект не выражен
Нефть сырая (8002-05-9)	-		-		-	-	-	10	Легкие фракции нефти оказывают наркотическое действие на организм человека аналогично парам бензина, усиливается присутствующим в нефти сероводородом. При вдыхании паров сырой нефти - головная боль, головокружение, повышенная утомляемость, раздражительность, расстройство сна, боли в области сердца, желудка, нарушение функции печени. При контакте с кожей - сухость кожи, пигментация, дерматиты, экземы
Сероводород (сера гидрид) (7783-06-4)	15		46,0		-	-	-	10 (по сероводороду); 3 (в смеси с углеводоро-дами C1-С5)	Сероводород является ядом для центральной нервной системы, раздражает дыхательные пути и слизистые оболочки глаз. При легких отравлениях - насморк, кашель, металлический вкус во рту, жжение и боль в глазах, слезотечение, головная боль. При отравлениях средней тяжести - посинение губ, головная боль, рвота, понос, повышенное сердцебиение, потеря сознания, отек легких. При высоких концентрациях 1000 мг/м3 и выше - судороги, потеря сознания, смерть от остановки дыхания или от паралича сердца.
Аммиак (водный раствор 0,3-1,0% масс) (7664-41-7)	15		28		-	-	-	20 (по аммиаку)	Аммиачная вода оказывает раздражающее действие на кожу, глаза и дыхательные пути. При попадании на кожу в концентрации 3% об. может вызывать ожог с образованием пузырей.
Натрий гидроксид (растворы 0,9-1,5% масс, 6-15% масс) (1310-73-2)	-		-		-	-		0,5 щелочи едкие (растворы в пересчете на гидроксид натрия)	Раствор щелочи при попадании на кожу вызывает химические ожоги в результате омыления кожного жира и растворения белка тела. Растворы действуют тем сильнее, чем выше концентрация и температура. При постоянной работе на руках образуются язвы, узелковые дерматиты, экземы. Ногти становятся тусклыми, ломкими, отделяются от ногтевого ложа. Попадание щелочи в глаза может привести к полной потере зрения.
Деэмульгаторы:
-"Сепарод 5271", нефте-растворимый ("Бейкер Пет-ролайт", Англия),		4,6	32,9	-		-	-		Оказывает раздражающее действие на дыхательную систему, кожу, глаза
компоненты:
- сольвент (нафта) нефтяной тяжелый ароматический, 30-60% (64742-94-5)		-	-		-	-	300 (в пересчете на С) (4 кл. опасности)
-триэтиламин, 10-30% (121-44-8)		-	-		-	-	-	10 (3 кл. опасности)
- морфолин, 10-30% (110-91-8)		-	-		-	-	-	1,5 (2 кл. опасности)
- "Кемеликс 3398Х"-неф-терастворимый ("Ай-Си-Ай", Англия),		-	-		-	-	-		Оказывает раздражающее действие на глаза, кожу, систему дыхания
компоненты:
-1,2,4 три- тилбензол (95-63-6)		-	-		-	-	-	30 (3 кл. опасности)
- метанол (67-56-1)		-	-		-	-	-	15 (3 кл, опасности)
- сольвент (нафта) (64742-94-5)		-	-		-	-	-	300 (в пересчете на С) (4 кл. опасности)
- "Геркулес 1017" - нефте- растворимый (ЗАО "Колтек Интернешнл", Россия),		-	-		-	-	-		Оказывает умеренно раздражающее действие на кожу и слизистые оболочки глаз
компоненты:
-нефрас С150/200 (64742-94-5)		-	-		-	-	-	300 (в пересчете на С) (4 кл. опасности)
- формальдегид (50-00-0)		-	-		-	-	-	0,5 (2 кл. опасности)
- фенол (108-95-2)		-	-		-	-	-	0,3 (2 кл. опасности)
- оксиран (этилен окись) (75-21-8)		-	-		-	-	-	1,0 (2 кл. опасности)
-1,2-эпокси пропан (пропи-лен окись) (75-56-9)		-	-		-	-	-	1,0 (2 кл. опасности)
- "Геркулес 1603", нефте- эастворимый ЗАО "Колтек Интернешнл", Россия),		-	-		-		-	-	Оказывает умеренно раздражающее действие на кожу, слизистые оболочки глаз и верхних дыхательных путей
компоненты:
- нефрас С 150/200 (64742-94-5)		-	-		-	-	-	300 (в пересчете на С), (4 класс опасности)
-оксиран (эти-лен окмсь), (75-21-8)		-	-		-	-	-	1,0 (2 кл. опасности)
-толуол (ме-тилбензол), (108-88-3)		-	-		-	-	-	150 (3 кл. опасности)
-1,2-эпокси-пропан (пропилен окись), (75-56-9)		-	-		-	-	-	1,0 (2 кл. опасности)
Ингибиторы коррозии:
- "Сепакор НТ" ("Бейкер Пет-золайт", Англия),		1,1	9,5	-		-	-		Оказывает раздражающее действие на глаза и кожу
компоненты:
изобутанол, 10-30% (78-83-1)		-	-	-		-	-	10 (3 кл. опасности)
триэтиламин, 0-1%(121-44-8)		-	-		-	-	-	10 (3 кл. опасности)
-сольвент (нафта) нефтя- ной тяжелый ароматический 30-60%, (64742-94-5)		-	-		-	-	-	300 (в пересчете на С), (4 кл. опасности)
-"Кор Клиар 178" ("Клиар-вотер, ИНК, США),									Оказывает раздражающее действие на слизистую оболочку глаз, вызывая при этом слезотечение, покраснение и опухание; раздражающе действует на слизистые оболочки органов дыхания и легочной ткани; при раздражении кожных покровов возможны аллергические реакции, дерматиты; оказывает раздражающее действие на полость рта, глотки, желудка. Смертельно опасным является при попадании в систему пищеварения.
компоненты:
-нафталин, 5-10% (91-20-3)		-	-		-	-	-	20 (4 кл. опасности)
-сольвент (нафта) нефтяной тяжелый ароматический 60-100%, (64742-94-5)		-	-		-	-	-	300 (в пересчете на С), (4 кл. опасности)
- "Геркулес- 30617" (ЗАО"Колтек Интернешнл", Россия),		1,27	6,8		6	37	-		Оказывает раздражающее действие на слизистую оболочку глаз и носоглотки, вызывает раздражение кожных покровов.
Компоненты:
-нефрас С 150/200 (64742-94-5)		-	-		-	-	-	300 (в пересчете на С), (4 кл. опасности)
-толуол (ме-тилбензол), (108-88-3)		-	-		-	-	-	150 (3 кл. опасности)
Нейтрализаторы
-"Сепакорр СЕ 5121" ("Бейкер Петролайт", Алглия),		3,7	18,6	-		-	-	-	Оказывает раздражающее действие на глаза и кожу
компоненты:
-1,2-Диами- ноэтан 30-60% (107-15-3)		-	-	-		-	-	2 (3 кл. опасности)
-"Кор Клиар- 100" ("Клиар-вотер ИНК" США),		-	-	-		-	-		Оказывает раздражающее действие на слизистые оболочки и легочную ткань, может вызывать ожоги кожи, глаз. При раздражении кожных покровов возможны аллергические реакции, дерматиты; при вдыхании в высоких концентрациях может вызывать ожоги, отек легких и бронхиальную эмфизему; смертельно опасным является при попадании в систему пищеварения, возможны ожог полости рта, глотки, желудка.
-сольвент (нафта) нефтя-ной тяжелый ароматический, 60-100% (64742-94-5)		-	-		-	-	-	100 (в пересчете на углерод), (4 кл. опасности)
-нафталин, 3-7% (91-20-3)		-	-		-	-	-	20 (4 кл. опасности)
-метанол(67-56-1)		-	-		-	-	-	15 (3 кл. опасности)
-"Геркулес 54505" (ЗАО "Колтек Интер-нешнл, Россия.									Оказывает раздражающее действие на слизистую оболочку глаз и носоглотки, вызывает раздражение кожных покровов
Марки А,Б		1,27	6,80		6	37 0
компоненты:
-нефрасС150/ 200(64742-94-5)		-	-		-	-	-	300 (в пересчете на С),
-толуол (ме-тилбензол) (108-88-3)		-	-		-	-	-	(4кл, опаснос-ти)150(3 кл. опасности)

Приложение Д. Технико-экономическая оценка результатов исследования

Для технико-экономической оценки работы-проекта использовались следующие исходные данные:

.        смета затрат на выполнение работы-проекта (таблица Д.1);

.        план-график выполнения работы-проекта (рисунок Д.1).

Для составления плана-графика выполнения работы-проекта в качестве граничных вех были приняты следующие даты:

.        дата начала работы - 10.03.2010 г.;

.        дата окончания работы - 11.06.2010 г.

Себестоимость проведения научно-исследовательских разработок рассчитана исходя из затрат на отдельные статьи расходов.

Следует учитывать заработную плату, как непосредственного исполнителя работ, так и расценки на услуги консультантов, накладные расходы и амортизационные отчисления, а также норму прибыли p по суммарным затратам на весь период исследования, p = 20%.

Таблица Д.1 Смета затрат на проведение научно-исследовательской работы

№	Статья затрат	Сумма затрат, руб
1	Капитальные затраты: 1. ЭВМ 2. Принтер 3. Инвентарь	25700 14600 7300
	Итого	47600
2	Материальные затраты: 1. Затраты на электроэнергию	1340
	Итого	1340
3	Затраты на оплату труда: 1. Затраты на основную заработную плату 2. Затраты на дополнительную заработную плату	38500  7700
	Итого	46200
4	Социальное страхование	12012
5	Амортизационные отчисления на оборудование	2189
Итого прямых затрат		109341
6	Накладные расходы	36083
Всего затрат		145424

Наименование работы

Фактическое выполнение работы

март

апрель

май

июнь

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Начало работы (10.03.2010 г.)

Сбор и подготовка исходных данных

Написание реферата и содержания работы

Введение

Аналитический обзор

Цели и задачи

Экспериментальная часть

Результаты и обсуждения

Заключения и выводы

Список литературы

Патентный поиск

Маркетинговое исследование

Стандартизация

Охрана труда

Экономическая оценка принятых решений

Графическая часть

Оформление пояснительной записки

Сбор подписей

Сдача работы (11.06.2010 г.)

Рисунок Д.1 - План-график выполнения работы-проекта.

Определение цены НИР

Цена данной научно-исследовательской работы может быть рассчитана по следующей формуле:

где  - цена научно-исследовательской работы, руб.;

- затраты на выполнение научно-исследовательской работы, руб.;

Смета затрат на проведение дипломной работы составила 145424 руб., а цена, при уровне рентабельности 20%, - 203594 руб. Большая часть затрат - это капитальные затраты и оплату труда.

Работа выполнялась в течение 6 месяцев. За этот срок были получены результаты, удовлетворяющие поставленным задачам. Учитывая важность производимых исследований и перспективы проведения дальнейших изысканий, стоимость оборудования, инвентаря, а также затраты на оплату труда и электроэнергию являются приемлемыми.

Приложение Е. Разгонки основных продуктов и полупродуктов установки ЭЛОУ - АВТ -

Таблица Е.1. Качество бензинов установки АВТ - 6, отобранных 03.06.99

Показатели качества	Углеводородный конденсат из Е-1 (бензин К-1)	Кубовый продукт К-8	Углеводородный конденсат из Е-4 (фр. НК-62)	Кубовый продукт К-3	Углеводородный конденсат из Е-6 (фр.62-85)	Кубовый продукт К-5 (Фр. 85-180)
Плотность при 15 0С, кг/м3	699,6	720	715	663	739	713,9	749
Фракционный состав по ГОСТ 2177-99, 0С
НК	27	35	51	38	81	73	112
10%	52	64	71	47	95	78	117
20%	67	76	77	49	98	80	119
30%	78	85	84	51	103	81	122
40%	89	93	91	53	107	82	124
50%	100	99	99	55	111	84	127
60%	109	106	107	59	118	86	131
70%	119	113	115	62	124	88	135
80%	131	121	125	68	130	90	140
90%	148	137	137	74	141	94	147
КК	156	171	158	89	158	98	164
Выход, % об.	92,5	96,5	98	97	98	98	98

Таблица Е.2. Качество продуктов колонн К-6, К-7, К-9 и К-10 (компонент дизельного топлива) установки АВТ - 6, от 03.06.99.

Показатели качества	Керосин К-6	Дизельное топливо К-7	Атмосферный газойль К-9	Легкий вакуумный газойль К-10
Плотность при 15 0С, кг/м3	783	826	861	875
Фракционный состав по ГОСТ 2177-99, 0С
НК	136	193	263	243
10%	151	216	291	272
20%	158	225	300	286
30%	164	233	306	297
40%	169	239	311	308
50%	175	245	318	318
60%	180	252	321	327
70%	186	260	326	337
80%	192	269	336	348
90%	203	281	344	-
КК	220	298	359	360
Выход, % об.	98	98	96	89
Температура вспышки, 0С	33	78	132	122
Температура застывания, 0С	-	-32	-2	-1
Температура помутнения, 0С	-	-29	+2	+5
Кинематическая вязкость при 20 0С, сСт	1,275	3,19	4,44*	4,52*
Содержание общей серы, % масс.	0,139	0,53	1,14	1,36

* - кинематическая вязкость при 500С

Таблица Е.3. Качество тяжелых дистиллятов установки АВТ - 6, от 03.06.99.

Показатели качества	Мазут К-2	Тяжелый вакуумный газойль К-10	Затемненная фракция К-10
Плотность при 15 0С, кг/м3	948	909	957
Фракционный состав по ASTM D1160, 0С
НК	258	294	362
5%	335	352	426
10%	366	368	446
20%	403	386	476
30%	433	399	498
40%	462	412
50%	497	424
60%		437
70%		452
80%		468
90%		489
КК
Выход фракции до 3600С, % об.	9	6,9	0
Выход фракции до 5000С, % об.	51,2	93,3	31
Температура застывания, 0С	+21	+30
Температура вспышки, 0С
Содержание общей серы, % масс.	1,93		2,01

Таблица Е.4. Качество вакуумного остатка нефти от 12.12.06.

Фракционный состав по ASTM D2887, 0С
НК	5%	10%	15%	20%	30%	40%	50%	60%	70%	80%	85%	90%	95%	КК
455,6	498,4	515,6	528,2	539	558,6	577,4	597,8	621,2	649,2	687	708	731	-	-
Выход, % об.							93
Плотность при 15 0С, кг/м3							1077,2
Содержание общей серы, % масс.							1,4

Приложение Ж. Проектные данные по схеме теплообмена

Таблица Ж.1. Результаты расчета теплообменного оборудования, пробег 03.06.99. Установка АВТ - 6.

№ апп.	Направление потока			Среда		Расход, т/ч		Температура				Тепловая нагрузка, Гкал/ч		Средняя разность температур, 0С	Скорость, м/с		Коэффициент теплопередачи ккал/м2*ч*0С	Перенад давления, кг/см2		Коэффициент загрязнения, м2*ч*0С/ккал
								Вход		Выход
Т-1/1	Корпус			ЛВГО		117,6		151		67,1		5,04		60,2	0,19		69,06	0,04		0,088
	Трубки			нефть		211,2		19		70					1,01			0,63
Т-1/2	Корпус			ТВГО		222		122,2		91,9		3,4		18,9	0,34		148,06	0,14
	Трубки			нефть		211,2		70		102					1,04			0,59
Т-16/1	Корпус			ТВГО		222		154,2		122,2		3,81		16,5	0,34		190,25	0,14		0,00084
	Трубки			нефть		211,2		102		136					1,07			0,56
Т-2/2	Корпус			ДТ К-7		113,8		132		56		4,35		53,8	0,19		66,53	0,04		0,01012
	Трубки			нефть		285,4		19		52					1,35			1,11
Т-2/1	Корпус			1 ЦО К-2		149,2		178		98,3		6,62		58,5	0,28		93,12	0,07		0,00721
	Трубки			нефть		285,4		52		99					1,39			0,99
Т-17/1	Корпус			2 ЦО К-2		224,4		137,8		110,3		3,28		11,8	0,39		228,11	0,14		0,00114
	Трубки			нефть		285,4		99		121					1,44			0,96
Т-4/2	Корпус			нефть		244		204		233		5,21		67	4,7		45,65	0,27		0,00667
	Трубки			гудрон		97		331		249,8					0,32			0,09
Т-17/2	Корпус			2 ЦО К-2		224,4		195,4		137,8		7,39		25,5	0,4		238,78	0,14		0,00102
	Трубки			нефть		216		105		165					1,63			0,86
Т-18	Корпус			нефть		216		165		214		7,2		27,7	1,56		206,66	0,19		0,00233
	Трубки			2 ЦО К-2		224,4		247		195,4					1,28			0,59
*Т-81/1	Корпус			Зат. Фр.		109		320		291,4		2,1		75,1	0,26		65,42	0,04		0,01153
	Трубки			нефть		216		223		236					-			-
*Т-81/2		Корпус	Зат. Фр.		109		291,4		266,7		1,75		60,1		0,25	68,31		0,04	0,01079
		Трубки	нефть		216		214		223						-			-
Т-53/1		Корпус	Атм. Газ.		57,6		284		129,1		5,33		60,9		0,1	72,03		0,01	0,00841
		Трубки	нефть		242		105		145						1,53			0,76
Т-53/2		Корпус	нефть		242		145		161		2,38		17,1		0,83	114,34		0,17	0,00111
		Трубки	мазут		135		187,9		156,8						0,64			0,34
Т-53/3		Корпус	мазут		135		346		187,9		13,68		46,3		0,19	175,54		0,04	0,00096
		Трубки	нефть		242		161		240						4,33			3,25
Т-51/1		Корпус	1 ЦО К-2		149,2		98,3		74,6		1,78		60,1		0,26	24,39		0,06	0,03673
		Трубки	нефть		279,5		19		33						1,33			1,12
Т-51/2		Корпус	Атм. Газ.		57,6		129,1		46,4		2,34		34,9		0,09	55,13		0,01	0,01107
		Трубки	нефть		279,5		33		51						1,35			1,1
Т-52/1		Корпус	гудрон		95		206,1		162,6		2,4		123,7		0,13	15,99		0,04	0,05434
		Трубки	нефть		279,5		51		69						1,37			1,03
Т-52/2		Корпус	мазут		135		156,8		91,3		4,64		33,5		0,2	114,2		0,06	0,00287
		Трубки	нефть		279,5		69		102						1,47			0,99
Т-16/2		Корпус	ТВГО		222		250		154,2		12,54		46,4		0,36	222,62		0,13	0,00085
		Трубки	нефть		244		105		189						2,22			2,4
Т-3		Корпус	нефть		244		189		193		0,68		20,6		3,09	18,68		0,2	0,02151
		Трубки	гудрон		97		217,8		206,1						0,15			0,04
Т-4/1		нефть		244		193		204		1,92		33,8		3,16	29,04		0,28	0,01032
		Трубки	гудрон		97		249,8		217,8						0,27			0,11

* - Расчет перепада давления и скорости для данных теплообменников невозможен, т.к. они были байпасированы во время обследования.

Приложение З. Режимные параметры

Таблица З.1. Сводка показаний датчиков расхода и температуры. Установка АВТ - 6.

Поток	Прибор	Назначение	Показание
1 ЦО колонны К-2	FI213	Общий расход	339,98	м3/ч
	TI253	Температура на выходе из колонны	184	0С
	TI255	Температура после Т-2/1	106	0С
	TI213	Температура на входе в колонну	73	0С
ДТ колонны К-7	FI237+FI247	Общий расход	339,6	м3/ч
	TI263	Температура на выходе из колонны	104	0С
	TI237	Температура на выходе с установки	44	0С
Мазут	TI202	Температура на выходе из колонны	350	0С
	FI232	Общий расход	288,4	м3/ч
	TI232	Температура на выходе с установки	84	0С
ЛВГО + 1 ЦО колонны К-10	FI407+FI401	Общий расход	85,5	м3/ч
	TI420	Температура на выходе из колонны	145	0С
	TI401	Температура ЛВГО на выходе с установки	61	0С
	TI407	Температура 1 ЦО на входе в колонну	60	0С
ТВГО + 2 ЦО колонны К-10	FI402+FI408	Общий расход	319	м3/ч
	TI421	Температура на выходе из колонны	243	0С
	TI408	Температура ТВГО на выходе с установки	87	0С
	TI402	Температура 2 ЦО на входе в колонну	86	0С
Затемненная фракция + 3 ЦО колонны К-10	FI409+FI410	Общий расход	111,5	м3/ч
	TI422	Температура на выходе из колонны	345	0С
	TI403	Температура Затемн. Фр. на выходе с установки	176	0С
	TI409	Температура 3 ЦО на входе в колонну	254	0С
Гудрон	FI400	Расход гудрона на выходе с установки	101,6	м3/ч
	FI411	Расход гудрона (квенч)	1	м3/ч
	TI428	Температура на выходе из колонны	348	0С
	TI411	Температура квенча	188	0С
	TI429	Температура после Т-52/1	176	0С
	TI400	Температура на выходе с установки	174	0С
Нефть до ЭЛОУ	FI141	Расход 1-ой ветки	350,4	м3/ч
	FI142	Расход 2-ой ветки	424,8	м3/ч
	FI143	Расход 3-й ветки	324,3	м3/ч
	TI151	Температура на входе на установку	17	0С
	TI141	Температура 1-ой ветки после Т-16/1	143	0С
	TI142	Температура 2-ой ветки после Т-17/1	143	0С
	TI143	Температура 3-й ветки после Т-52/2	143	0С
	TI147	Температура нефти на входе в ЭЛОУ	143	0С
Нефть после ЭЛОУ	FI144	Расход 1-ой ветки	366,8	м3/ч
	FI145	Расход 2-ой ветки	430,9	м3/ч
	FI146	Расход 3-й ветки	402,7	м3/ч
	FI225	Расход орошения в К-1 из 2-ой ветки	85,7	м3/ч
	TI148	Температура на выходе из ЭЛОУ	135	0С
	TI144	Температура 1-ой ветки после Т-4/2	223	0С
	TI145	Температура 2-ой ветки после Т-81/1	230	0С
	TI146	Температура 3-й ветки после Т-53/3	261	0С
2 ЦО колонны К-2	TI254	Температура на выходе из колонны	253	0С
	FI216	Общий расход	419,96	м3/ч
	TI216	Температура на входе в колонну	122	0С
Атмосферный газойль колонны К-9	TI209	Температура на выходе из колонны	299	0С
	TI261	Температура после Т-51/2	78	0С
	TI262	Температура на выходе с установки	63	0С
	FI239	Общий расход	93,01	м3/ч

Список использованных источников

1.                Хаджиев С.Н. и др. Системы теплообмена установок АТ и АВТ // Нефтяник. - 1973. - №12. - С. 20-21.

2.       Александров И.А. - Перегонка и ректификация в нефтепереработке - М.: Химия.1981. - 352 с.

.        Багиров И.Т. Современные установки первичной переработки нефти - М.: Химия. 1974. - 240 с.

.        Кафаров В.В. и др. Синтез схем теплообмена декомпозиционно - эвристическим методом // Автоматизация химических производств. - 1965. - №6 - С. 67-72..

.        Голомшток Л.И. Снижение потребления энергии в процессах переработки нефти - М.: Химия.1990. - 144 с.

.        Рогачев С.Г. Всемирнов Е.В. Смирнов О.В. Выбор и расчет схем теплообмена технологических установок. - М.: Химия. 1984. - 226.с.

.        Островский Г.М Бережинский Т.А - Оптимизация химико-технологических процессов. Теория и практика - М.: Химия. 1984. - 240 с.

.        Лисицин Н.В. Викторов В.К.Кузичкин Н.В. - Химико - технологические системы: оптимизация и ресурсосбережение. - СПб.: Менделеев. 2007. - 312 с.

.        Технологический регламент установки ЭЛОУ-АВТ-6 ООО «ПО Киришинефтиоргсинтез»

.        Каталов А. - Hysys. Версия 3.2 Модульные операции, 2004г.

.        Павлов К.Ф., Романков П.Г., Носков А.А. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. Учебное пособие для вузов. 10-е изд., перераб. и доп. - Л.: Химия. 1987. - 576 с.

.        Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии. Издание 7-е - М.: - ГХИ. 1961. - 829 с.

.        Дытнерский Ю.И. Основные процессы и аппараты химической технологии. Пособие к проектированию. 2-е изд. , перераб. и доп. - М.: Химия. 1991. - 493 с.

.        Каталов А.Hysys. Версия 3.2 Базис, 2004г.

Виды и объемы работ, выполненных с использованием ЭВМ и элементами САПР

Применение ЭВМ и элементов САПР позволяет не только повысить скорость выпуска проектно-конструкторской документации, ее качество, но и значительно снизить трудозатраты на ее подготовку.

В таблице 1 приведен перечень видов работ, выполненных при написании данной работы-проекта с использованием ЭВМ и элементами САПР.

Таблица 1. Перечень видов работ, выполненных с использованием ЭВМ и элементов САПР

№ п/п	Вид работы	Программное средство
1	Моделирование теплообменного узла	Aspen HYSYS v. 2006, Aspen HX-Net v. 2006.
2	Математические расчеты	Microsoft Office Excel 2003, MathCad v. 14
3	Текстовое оформление	Microsoft Office Word 2003
4	Чертежи графической части	AutoCAD 2007
5	Оформление презентации	Microsoft Office PowerPoint 2003, Microsoft Paint
6	Оформление иллюстраций	Microsoft Paint
7	Поиск литературных источников, проведение патентного поиска	Mozilla Firefox