Выбор и обоснование технологической схемы утилизации нефтешлама

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Другое
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

186,93 Кб
Опубликовано:

2013-03-03

Все дипломные работы по другим направлениям

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Выбор и обоснование технологической схемы утилизации нефтешлама

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Характеристика природного территориального комплекса

1.1 Климатическая характеристика района расположения АНПЗ ВНК

1.2 Ветровая характеристика

1.3 Элементы биосферы, нарушаемые предприятием

1.3.1 Влияние на атмосферу

1.3.3 Влияние на литосферу

2. Технологическая характеристика «ОАО АНПЗ ВНК»

2.1 Отраслевая принадлежность

2.2 Сырьевая база и ассортимент используемого сырья

2.3 Краткая характеристика основных технологий производственного объекта

2.4 Описание технологического процесса

3. Утилизация нефтешлама

3.1 Аналитический подход к системе накопления нефтешламов

3.1.1 Методики отбора проб и анализа нефтешламов

3.1.2 Метод разбавления - растворения

3.1.3 Метод разгонки-растворения

3.1.4 Физико-химические характеристики нефтешламов

3.1.5 Свойства механических примесей

3.2 Способы утилизации нефтешламов

3.2.1 Технологии утилизации нефтешламов в России и за рубежом

3.2.2 Основные принципы сепарации

3.2.3 Факторы, влияющие на качество и скорость сепарации

3.3 Выбор и обоснование технологической схемы переработки нефтешлама

3.4 Описание технологической схемы

3.4.1 Установка переработки нефтешлама

3.5 Расчет производительности сепаратора

3.6 Характеристика и сведения загрязнителей образующихся от оборудования

3.6.1 Вредные выбросы в атмосферу

3.6.2 Сточные воды

3.6.3 Твердые отходы

3.6.4 Почвы и грунтовые воды

4. Эксплуатация и ремонт оборудования

4.1 Виды технического обслуживания и ремонта

4.2 Системы организация ремонтных работ

4.2.1 Система планово-предупредительных ремонтов

4.2.2 График ремонта принятого оборудования

4.3 Эксплуатация и правила безопасности при эксплуатации

4.4 Определение количества и вида технического обслуживания и ремонтов

5. Безопасность жизнедеятельности

5.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

5.2 Мероприятия по охране труда, производственной санитарии, пожарной и взрывной безопасности

5.2.1 Мероприятия по производственной санитарии

5.2.2 Мероприятия по пожарной и взрывной безопасность

5.3 Технические и организационные мероприятия по охране труда

6. Безопасность жизнедеятельности в чрезвычайных ситуациях

6.1 Анализ возможных чрезвычайных ситуаций на ОАО «АНПЗ ВНК»

6.2 Мероприятия по защите персонала промышленного объекта в случае возникновения чрезвычайных ситуаций

6.3 Готовность промышленного объекта к локализации и ликвидации чрезвычайных ситуаций

6.4 Обучение рабочего персонала способам защитных действий в чрезвычайных ситуациях

6.5 Оценка воздействия опасных факторов в результате аварии на установке переработке нефтешлама

7. Экономика и организация производства

7.1 Расчет капитальных затрат на предполагаемое природоохранное мероприятие

7.2 Расчет численности персонала и фонда заработной платы

7.3 Расчет эксплуатационных затрат на природоохранные мероприятия

7.4 Расчет платежей за вредные сбросы, выбросы, размещение отходов

7.5 Расчет экологического предотвращенного ущерба

7.6 Эффективность природоохранных мероприятий

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

По мере ускорения темпов научно-технического прогресса воздействие человека на природу становится все более мощным. В природу внедряется все больше новых веществ, чуждых ей (порой сильно токсичных). Часть их накапливается в биосфере, что приводит к нежелательным экологическим последствиям. Если в первой половине XX века негативное воздействие загрязнений на биосферу во многих регионах мира сглаживалось происходящими в ней естественными процессами, то в последующие годы масштабы деятельности человечества привели биосферу на грань экологического кризиса.

Одной из отраслей, наиболее загрязняющих окружающую среду, является нефтехимическая промышленность. Переработка отходов нефтеперерабатывающих предприятий и нефтехимических производств является сейчас одной из наиболее актуальных экологических проблем в России. Одним из наиболее опасных загрязнителей практически всех компонентов природной среды являются нефтесодержащие отходы - нефтяные шламы.

Нефтешламы представляют собой аномально устойчивые эмульсии, постоянно изменяющиеся под воздействием атмосферы и различных процессов, протекающих в них. С течением времени происходит естественное «старение» эмульсий за счет уплотнения и упрочнения бронирующих оболочек на каплях воды, испарения легких фракций, окисления и осмоления нефти, перехода асфальтенов и смол в другое качество, образования коллоидно-мицелярных конгломератов, попадания дополнительных механических примесей неорганического происхождения. Устойчивость к разрушению таких сложных многокомпонентных дисперсных систем многократно возрастает, а обработка и утилизация их представляет одну из труднейших задач.

Состав компонентов нефтешлама может сильно отличаться для различных накопителей, что сильно усложняет и без того трудноразрешимую проблему утилизации нефтешламов. Вывод об опасности или безопасности нефтешламов для окружающей среды можно сделать лишь на основании комплексной оценки, учитывающей все входящие в их состав токсичные и канцерогенные элементы.

Нефтешламы традиционно собираются и накапливаются в прудах-шламонакопителях и при хранении разделяются на три слоя: верхний - трудноразделимая эмульсия, средний - загрязненная вода, донный - осадок с большим содержанием механических примесей. Под шламохранилища отводятся значительные площади земельных угодий, которые полностью выключаются из активного сельскохозяйственного производства.

В настоящее время разрабатываются принципиально новые технологические процессы получения химических продуктов с использованием нетрадиционных средств и методов механохимии, импульсных пиролитических процессов, фотохимии и т.д. Более рациональными являются технологии переработки нефтешламов с получением конечного продукта. Их основное преимущество - безотходность.

В последнее время большое внимание также уделяется биологическому разложению нефтяных отходов. Активность почвенных микроорганизмов позволит решить задачу последующей их утилизации.[31]

Таким образом, каждый вид нефтешлама требует индивидуального подхода при решении вопросов о технологической схеме их переработки.

Строительство ОАО «Ачинский нефтеперерабатывающий завод восточной нефтяной компании» началось в 1972 году. В эксплуатацию завод введен в 1982 году и рассчитан на переработку 6,5 млн. тонн малосернистой нефти в год и выпуск товарного топлива различных видов. Нефть поступает на предприятие по нефтепроводу, содержание серы около 0,5% масс.

ОАО «АНПЗ ВНК» является крупнейшим предприятием, выпускающим продукты переработки нефти, и специализируется на выпуске: бензина А-80, АИ-92, АИ-95; керосина; дизельного топлива (зимнего, летнего); вакуумного газойля; строительного и дорожного битума; мазута; гудрона; технологического топлива; сжиженных газов (пропана, бутана).

На данном предприятии одной из наиболее важных проблем является защита биосферы. Сложность рассматриваемой ситуации обуславливается противоречиями между возрастающим объемом промышленного производства и несовершенными формами технологии.

Предприятие, базируясь на химическом и нефтехимическом процессах переработки нефтепродуктов, загрязняют атмосферу, гидросферу и литосферу своими газообразными, твердыми и жидкими отходами.

Газы отличаются сравнительно высоким содержанием непредельных углеводородов: этилена, пропилена, метана, этана, пропана и бутенов, суммарное содержание которых достигает в отдельных случаях 40%. При переработке сырой нефти в атмосферу выбрасываются такие группы суммации как: пятиокись ванадия + диоксид азота + оксид азота + диоксид серы; диоксид серы + сероводород.

Сточные воды нефтеперерабатывающих предприятий относятся к разряду сильно загрязненных, в которых содержатся органические и минеральные вещества, а также различные не растворимые примеси.

В состав производственных сточных вод входят сульфиды, сульфаты, азотсодержащие соединения, хлориды, фенолы, нефтепродукты и взвешенные вещества.

Основными отходами производства являются взвешенные вещества, песок и шлам, образующийся в процессе переработки нефтяного сырья. Также на предприятии образуется значительное количество твердых отходов за счет промышленного и бытового мусора.

Отходы производства и потребления на ОАО «АНПЗ ВНК» складируются в специально отведенных местах временного хранения отходов и размещаются на собственных и специализированных полигонах (промплощадка № 2) [1].

Проблема эффективной утилизации нефтешламов и ликвидации шламонакопителей для нефтеперерабатывающего завода актуальна в условиях жестоких правил лицензирования и землеотвода, предъявляемых органами надзора. Возможность, условия сбора и складирования нефтешламов на поверхности определяется несколькими факторами, одним из которых является класс опасности согласно ГОСТ 12.1.007-76. Значительная разница в размерах нормативных платежей за размещение отходов в зависимости от класса их опасности вынуждает нефтеперерабатывающее предприятие решать проблему не только в экологическом, но и экономическом аспектах.

Целью данной работы является рассмотрение основных методов переработки нефтешламов, их преимущества и недостатки.

Задачами дипломной работы является:

- Анализ методов утилизации

- Выбор наиболее подходящего метода утилизации нефтешламов для ОАО «АНПЗ ВНК»

Выбор и обоснование технологической схемы утилизации нефтешлама

1. Характеристика природного территориального комплекса

.1 Климатическая характеристика района расположения АНПЗ ВНК

Промышленный объект ОАО “АНПЗ ВНК” расположен в зоне умеренного климата с хорошо выраженной континентальностью. Наиболее часто в данный район заходят потоки континентального полярного воздуха, реже арктического. Тропический воздух из Казахстана и района Западной Сибири доходит весьма редко, преимущественно в теплое время года в тылу юго-западных циклонов.

Зимний период продолжительный, но достаточно ясный, начинается рано и сопровождается сильными морозами и большими снегопадами. Продолжительность морозного периода 115 дней в году. Средняя дата наступления первого мороза приходится на 24 сентября, последнего месяца на 15 мая. Средняя дата появления снежного покрова - начало ноября, а схода начало мая. Высота снежного покрова достигает 31 см на открытых местах и 78 см в защищенных местах. Число дней в году со снежным покровом в среднем - 176. Максимальная нормативная глубина сезонного промерзания грунта составляет 3 м, фактическая 0,2 - 0,6 м. Вечная мерзлота в данном регионе отсутствует.

Абсолютная минимальная температура воздуха -41,50С. Абсолютная максимальная температура воздуха +30С. Продолжительность безморозного периода 130-150 дней. Самый тёплый месяц - июль. Обычно лето начинается во второй половине июня и кончается во второй половине августа. В большинстве своём летние дни жаркие.

Гидрогеологические условия площадки характеризуются развитием подземных вод четвертичного аллювиального комплекса. Водовмещающими отложениями служат суглинки мягко - и туго-пластичные. Глубина залегания подземных вод составляет 1,5 - 3,3 м, что соответствует абсолютным отметкам 277,9 - 279,7 м. Тип грунтовых вод по классификации Александрова В.А. гидрокарбонатный кальциевый, с кислотной реакцией.

По степени агрессивного воздействия воды - слабоагрессивные на арматуру из железобетона при периодическом погружении, средне агрессивные на конструкции из металла. Коррозионная активность к алюминию и свинцу средняя [1].

Атмосферные осадки являются одним из составляющих элементов климата, определяющим характер растительного и почвенного покрова. Район находится в сухой зоне (III зона влажности). Годовое количество осадков составляет 468 мм, основное количество которых - 366 мм выпадает в теплое время года (с апреля по октябрь). В годовом ходе количество летних осадков преобладает над зимними осадками в 3,6 раз. Суточный максимум осадков теплого периода года составляет 99 мм.

1.2 Ветровая характеристика

С распределением атмосферного давления и его сезонными изменениями непосредственно связан режим ветра. На скорость ветра у земли влияет турбулентное перемешивание воздуха, которое возрастает летом в дневные часы, в результате скорость ветра увеличивается. В ночное время летом, а зимой большей часть суток наблюдается инверсия температуры и резкое уменьшение турбулентного перемешивания, что приводит к некоторому уменьшению скорости ветра и появлению второго минимума скорости, приуроченного к зимним месяцам.

Господствующие ветры - юго-западного и западного направления. Повторяемость этих ветров по направлениям соответственно равна 25% и 24% и она очень велика в течение всего года. Реже дуют южные и восточные ветры, повторяемость их соответственно равна 17% и 10%. Наименьшей изменчивостью в течение года, отличаются ветры северного, северо-восточного и северо-западного направлений. Так как их повторяемость колеблется от 3% до 5%.

Средняя годовая скорость ветра равна 4,4м/с, а в зимний период скорость изменяется от 4,5 до 5,3м/с, в летние месяцы - от 3,1 до 3,9м/с.

Максимальная скорость 34 м/с.

В суточном ходе максимальные скорости ветра наблюдаются в 1300-1600 часов, что связано с термической конвекцией.

Распределение скорости ветра по направлениям аналогично распределению повторяемости направлений по румбам, а именно: наибольшая средняя скорость наблюдается при южном и западном направлении ветра, а наименьшая средняя скорость - при северо-восточном направлении ветра.

Наибольшей среднегодовой повторяемостью обладает западное, юго-западное и южное направление ветра. Ветровая характеристика представлена в соответствии с таблицей 1.

Таблица 1 - Ветровая характеристика промышленной площадки ОАО «АНПЗ ВНК»

Штиль	Преобладающее направление по румбам (%)
	С	СВ	В	ЮВ	Ю	ЮЗ	З	СЗ
3	3	5	10	8	17	25	24	5
	Скорость ветра (м/с)
	2,6	2,1	3,0	4,1	5,4	5,3	5,4	3,0

Графическое изображение ветровой характеристики (роза ветров) представлена в соответствии с рисунком 1.

Рисунок 1 - Роза ветров промплощадки НПЗ

1.3 Элементы биосферы, нарушаемые предприятием

ОАО «АНПЗ ВНК» оказывает негативное воздействие на окружающую природную среду г. Ачинска, что приводит к негативному воздействию на последующее состояние биосферы, атмосферы, гидросферы и литосферы.

1.3.1 Влияние на атмосферу

Основными веществами, загрязняющими атмосферный воздух, являются углеводороды предельные, непредельные и ароматические (40%). Это связано со спецификой предприятия. Остальные выбрасываемые ингредиенты связаны со сжиганием топлива в технологических печах [1].

Все процессы деструктивной переработки нефтяного сырья сопровождаются образованием углеводородных газов, которые обогащены сероводородом. При сжигании этих газов в печах дожига часть серы уходит в атмосферу в виде диоксида серы. Дистиллятные продукты после гидроочистки и стабилизации практически не содержат серы, но нефтяные остатки подвергаются обессоливанию сравнительно редко, и, их используют как котельное топливо [24].

Воздушный бассейн со стороны электрообессоливающей установки загрязняется выбросами самоиспарения, а также топливным газом. В этих выбросах содержится метанол, этанол, органические кислоты, пары серной кислоты и водяной пар. При каталитическом риформинге загрязнение атмосферы происходит топливным газом, в котором содержится: метанол, этанол, хлориды и фториды. Все газообразные выбросы с установок направляются на обработку в печь дожига.

С установок ГФУ блока разделения непредельных газов уходят сухой газ, пропан и бутан-бутиновая фракция. В газах из непредельных углеводородов присутствуют только олефины: этилен, бутилен, пропилен.

Основным источником загрязнения воздуха парами углеводородов является резервуарный парк: испарение происходит при накоплении и опорожнении резервуаров и через клапаны при изменении температуры снаружи и внутри резервуара. Так же происходит значительное испарение с поверхности нефтеловушек и прудов. Не исключены потери за счет неплотности сальников насосов, компрессоров и арматуры, факелов, через предохранительные клапаны аппаратов [1].

Так же в атмосферу поступают испарения от сливо-наливных эстакад. Установлено, что потери от испарения на сливо-наливных эстакадах составляют 0,1-0,5 % от объема наливаемого продукта.

Источниками выделения вредных веществ на ТЭЦ являются дымовые трубы паровых котлов, выхлопная труба золоосадительной установки, вытяжная вентиляция, тракт подачи угля. Здесь выбросы представлены, взвешенными веществами, угольной пылью, двуокисью азота, окисью углерода.

В незначительных количествах от вспомогательных производств (ремонтно-сварочного отделения, ремонтно-механического, автотранспорта) в атмосферу поступают сварочные аэрозоли, оксиды хрома, соединения фторидов и фтористого водорода, бензина и углеводородов, углекислый газ.

В 2006 году зафиксировано 116 действующих источников выбросов в атмосферу: 72 организованных источника и 44 неорганизованных источника. На предприятии имеются газоочистные устройства (ГОУ) (циклонные печи) и проводятся мероприятия по сокращению выбросов (термическое обезвреживание и регенерация паров углеводородов на установке).

Общий выброс загрязняющих веществ от стационарных источников в 2006 г. составил 22733,9891 т, из них 22676,1346 т газообразных и 57,8545 т твердых веществ. На очистку поступило 3815,021791 т загрязняющих веществ, из них 3797,315815 т уловлено и обезврежено, что составляет 14,31% от общего количества выделяющихся веществ.

В соответствии с данными «Проекта нормативов предельно допустимых выбросов вредных веществ (ПДВ)» от источников ОАО «АНПЗ ВНК» поступают в атмосферу загрязняющие вещества представлены в таблице 2 [1].

Таблица 2 - Загрязняющие вещества, поступающие в атмосферу в т/год

пятиокись ванадия	14,35728 (0,06%)	амилены	109,47469 (0,48 %)
азота диоксид	552,9 1687 (2,4 %)	бензол	116,88993 (0,51 %)
азота оксид	371,63426 (1 ,6 %)	ксилол	33,65661 (0,15 %)
серы диоксид	11853,06058 (52%)	толуол	249,77985 (1,1 %)
сероводород	7,48 173 (0,03 %)	предельные у/в С₁₂-С₁₉	704,25449 (3,1 %)
углерода оксид	1156,72719 (5,1 %)	неорганическая пыль <20 % SiO₂	42,62171 (0,19 %)
предельные у/в С₁ - С₁₀ (по пентану)	7426,07677 (32,7 %)	остальные	6,51646 (0,19%)
метан	88,54068 (0,39 %)	Итого	22733,9891

Таким образом, атмосферный воздух на территории предприятия и прилегающих к нему населенных мест одновременно загрязняются несколькими веществами, представляющие собой исходные, промежуточные и конечные продукты переработки нефти. В этом случае совместные действия ингредиентов на организм человека могут привести либо к независимым поражением, либо к суммарному эффекту [1].

1.3.2 Влияние на гидросферу

В состав производственных сточных вод входят сульфиды, сульфаты, азотсодержащие соединения, хлориды, фенолы, нефтепродукты и взвешенные вещества. Спуск в водоем недостаточно очищенных вод подобного состава недопустим, так как эти воды наносят водоему значительный и разносторонний ущерб. Качественно-количественная характеристика сточных вод НПЗ приведена в соответствии с таблицей 3.

Таблица 3 - Качественно-количественная характеристика сточных вод НПЗ

Наименование загрязнителя	Концентрация загрязнителя, мг/л
Взвешенные вещества	13,01
БПК_полн_.	5,0
рН	6,6-7,4
Сухой остаток	370
Сульфаты	40
Хлориды	30
Фосфаты	0,03
Фенолы	0,05
Азота нитрит	0,02
Азот аммонийный	9

Забор воды на ОАО «АНПЗ ВНК» на производственные нужды осуществляется из р.Чулым, на хозяйственно-питьевые нужды из водоводов МУ «ДЖКХ» и ЗАО «ЖЭУ».

На НПЗ сбор и отделение производственных сточных вод осуществляется с помощью двух систем канализации.

В первую систему канализации отводятся нефтесодержащие и нейтральные сточные воды(от конденсаторов смешения скрубберов, от охлаждения сальников насосов, промывки лотков, смыва полов, ливневые воды).

Вторая система представлена отдельными сетями для сбора и отвода сточных вод содержащих: нефть, минеральные соли, сернистые содержания (высокоминерализованные воды ЭЛОУ и сернисто-щелочные воды от аппаратов по защелачиванию нефтепродуктов; кислые сточные воды с установок сернистой обработки нефтепродуктов).

Стоки первой системы канализации после очистки поступают в оборотное водоснабжение.

Также в первую систему канализации отводятся хозяйственно-бытовые стоки предприятия, в которые входят бытовые стоки, столовых, душевых. Ливневые стоки содержат частицы почвы предприятия и всякого рода загрязнения, находящиеся на территории предприятия: в основном минеральные примеси, нефтепродукты и практически (в разном количестве) все вещества, которые применяются и образуются на данном предприятии.

Сточные воды на нефтеперерабатывающих предприятиях отличаются непостоянным составом нефтепродуктов и других загрязняющих веществ не только в разных местах стока, но и в общем, потоке. Состав сточных вод меняется в течение суток и зависит от выполнения тех или иных операций производственного процесса [1].

Поскольку сточные воды не равноценны по составу, то они отводятся в разные системы канализации, как сказано выше. Стоки первой системы идут на оборотное водоснабжение, а второй после очистки, часть сбрасывается в реку Чулым, а часть на первую ступень очистки.

На Ачинском нефтеперерабатывающем заводе имеется аварийный пруд, куда сбрасываются стоки, которые содержат значительное количество солей и других компонентов. Пруд представляет собой земляную емкость, устраиваемую в полувыемке - полунасыпи, объем пруда 50 тыс. м³. С целью защиты почвы от засоления и грунтовых вод от загрязнений предусматривается противофильтрационный экран из полиэтиленовой пленки ГОСТ 10355-63 толщиной 0,2 мм.

Противофильтрационным экраном защищается как основные, так и внутренние откосы пруда.

Полиэтиленовая пленка укладывается на правильно уплотненный и тщательно очищенный от острых предметов естественный грунт, сверху пленка защищается слоем суглинистого местного грунта.

Герметизация швов пленки осуществляется проклейкой липкой полиэтиленовой лентой с клеевым слоем из смеси низко - и высокомолекулярных фракций полиизобутилена.

Сброс стоков в пруд - сосредоточенный, консольный: выпуск через водоемный оголовок.

Откачка стоков из пруда производится насосами, установленными в насосной станции и подается в водоприемный колодец, а затем на очистные сооружения.

Сброс сточных вод ОАО «Ачинский НПЗ» производится в р.Чулым ниже с. Секретарка. На рассматриваемом участке приемник сточных вод является водотоком рыбохозяйственного водопользования I категории. Выпуск расположен за пределами населенного пункта. Ближайший пункт культурно-бытового водопользования - п. Симоново расположен в 4 км ниже выпуска [1].

1.3.3 Влияние на литосферу

В процессе производства образуется большое количество отходов, которые при соответствующей переработке могут быть вновь использованы как сырье для производства промышленной продукции. На нефтеперерабатывающем заводе основная масса твердых отходов образуются за счет промышленного мусора: отходы металлов, дерева, пластмассы, пыли ограниченного и минерального происхождения, а также резины, бумаги, ткани, песка, шлама [1].

Обработку отходов проводят в местах образования, что сокращает затраты на погрузочно-разгрузочные работы и транспортировку.

Отходы пластмассы и пыли поступают на термическую обработку, остальные отходы (мусор) утилизируются на полигоне вместе с бытовыми отходами.

На территории промплощадки наблюдается почвенно-растительный слой мощностью 0,5-0,6 м. Почвы на промплощадке нейтральные с рН 7-7,2, незасоленные, без примесей органических веществ.

К основным неблагоприятным процессам и явлениям на промплощадке относится наличие увлажненных, слабо-заболоченных участков. Кроме того мягко - и туго-пластичные суглинки, залегающие в пределах деятельного слоя при промерзании способны проявлять пучинистные свойства.

Опасные физико-геологические процессы и явления (эрозия, оползни, карст и т.п.), которые могли бы отрицательно повлиять на устойчивость поверхностных и глубинных грунтовых массивов территории, отсутствуют.

Промплощадка № 1 - собственно территория завода, находится на правом берегу р. Чулым в 14 км к северу от г. Ачинска вблизи с. Секретарка.

В соответствии с СанПин 2.2.1/2.1.1-1200-03 завод относится к первому классу опасности с размером санитарно-защитной зоной 1000 м. Размер санитарно-защитной зоны, проверялся расчетом в соответствии с требованиями ОНД - 86 с учетом перспективы развития предприятия и фактического загрязнения атмосферного воздуха. Полученный по расчету размер санитарно-защитной зоны уточнялся отдельно для различных направлений ветра в зависимости от загрязнения атмосферы и среднегодовой розы ветров района расположения.

В санитарно-защитной зоне (СЗЗ) отсутствуют жилые массивы, спортивные сооружения, парки, образовательные учреждения, лечебно-профилактические и оздоровительные учреждения общего пользования.

Промплощадка № 2 - полигон мусора бытовых и производственных помещений предприятий (в карьере «Секретарский»), сооружен в пределах бывшего карьера глин, находится на расстоянии 1 км от границ основной территории завода (первой площадки). Полигон размещен на арендуемом земельном участке, находящемся в ведении Большеулуйской районной администрации. Общая площадь - 71859 м². В соответствии с СанПин 2.2.1/2.1.1.1200-03, размер СЗЗ полигона «Секретарский» составляет 500 м.

Промплощадка № З - производственная база Управления транспорта и механизации (УТиМ), расположена на арендуемом земельном участке, находящемся в ведении администрации г. Ачинска. Площадь занимаемой территории - 19111,37 м². В соответствии с СанПин 2.2.1/2.1.1.1200-03, размер СЗЗ зоны составляет 100 м.

Промплощадка № 4 - гараж УТиМ, расположен на арендуемом земельном участке, находящемся в ведении администрации г. Ачинска. Площадь занимаемой территории - 4425 м². В соответствии с СанПин 2.2.1/2.1.1.1200-03, размер СЗЗ гаража составляет 25 м.

1.4 Географическая характеристика предприятия

Промышленный объект ОАО «АНПЗ ВНК» расположен на территории Большеулуйского района, Красноярского края. Территория предприятия имеет форму прямоугольника. Протяженность границ завода с запада на восток составляет примерно 750 м, с юга на север - около 4000 м, периметр - 9500 м. Площадь территории предприятия - 300 га, из которых под стройкой находится 48 га, под автодорогами - 6,2 га, под железнодорожными путями - 8,4 га. Плотность застройки - 20,9 %. Территория предприятия имеет ограждение из железобетонных конструкций высотой 2,5 м со строгим пропускным и охранным режимом.

Площадка располагается в 14 км к северу от г. Ачинска в лесоболотном массиве, в долине р. Чулым, на границе Западносибирской низменности и предгорий Кузнецкого Алатау и Восточных Саян, в центре Канско-Ачинского угольного бассейна.

К границам предприятия со всех сторон примыкает лесной массив. Вдоль западной границы проходит автодорога Ачинск - Большой Улуй. С восточной стороны на территорию предприятия заходит железнодорожная ветка от железной дороги Ачинск-Лесосибирск.

Ближайшие населенные пункты в районе расположения ОАО «АНПЗ ВНК» находятся: с. Секретарка на расстоянии 1,3 км западнее; с. Новая Еловка на расстоянии 6,5 км северо-восточнее; с. Преображенка на расстоянии 8,5 км юго-восточнее; п. Причулымский на расстоянии - 6,5 км юго-западнее; п. Нагорново на расстоянии - 6,3 км юго-западнее; п. Симоново на расстоянии - 4,5 км северо-западнее; п. Красновка на расстоянии 4,5км юго-западнее; г. Ачинск на расстоянии - 14 км южнее. Ситуационная карта предприятия представлена на рисунке 2.

В геоморфологическом отношении площадка находится в пределах практически ровной аллювиальной долины р. Чулым. Абсолютные отметки изменяются в пределах 280,5 - 281,5 м. Естественный рельеф не нарушен, поверхность задернована. [1]

Рисунок 2 - Ситуационная карта ОАО «АНПЗ ВНК»

2. Технологическая характеристика «ОАО АНПЗ ВНК»

.1 Отраслевая принадлежность

Нефтеперерабатывающие заводы делятся по своему профилю на топливные, топливно-масляные и заводы с нефтехимическими производствами. По глубине переработки нефти, уровню отбора светлых нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих заводах применяют схемы переработки по топливному варианту с невысоким уровнем отбора светлых продуктов или высоким уровнем отбора светлых продуктов, а также схемы переработки нефти по топливно-масляному варианту [24].

ОАО “АНПЗ ВНК” принадлежит к предприятиям нефтехимической промышленности сырьем для производства мазута, дизельного топлива, керосина, автобензина, авиокерасина, сжиженных газов, битума и гудрона. Сырьем является сырая нефть и другие вспомогательные материалы.

ОАО «АНПЗ ВНК» - предприятие топливного типа с мощностью переработки сырой нефти 6,5 млн. тонн в год.

ОАО «АНПЗ» производит:

автомобильные бензины: А -80, АИ - 91, 92, 93, 95;

- дизельное топливо: «Зимнее» марок 02 - 35, 05 - 35, 02 - 45, 05 - 45;

дизельное топливо: «Летнее» марок 02 - 40, 05 - 40, 02 - 62, 05 - 02;

керосин ТС - 1, РТ - 1;

бензин прямогонный;

вакуумный газойль;

топливо технологическое S -0,5, S - 0,6;

мазут топочный М - 100;

нефтебитумы: дорожный, строительный;

бытовой газ высшей марки.

Ачинский нефтеперерабатывающий завод традиционно обеспечивает нефтепродуктами Красноярский край, более 50% выпускаемой продукции уходит на нужды региона - на север, в центральные и южные районы. Кроме Красноярского края нефтепродукты поступают в Хакасию, республику Тыва, Томскую, Кемеровскую, Новосибирскую области и во многие другие районы.

2.2 Сырьевая база и ассортимент используемого сырья

Ачинский нефтеперерабатывающий завод находится в непосредственной близости к основным местам добычи нефти Западной Сибири и является первым потребителем на восточном направлении двух ниток нефтепровода. Нефтепровод принадлежит компании “Транссибнефть”, отвечающей за эксплуатацию национальной системы.

Сырье - нефть поступает на предприятие по магистральному трубопроводу Анжеро-Судженск - Красноярск - Ангарск из месторождений, от нефтегазодобывающих объединений “Нижневартовскнефтегаз”, “Томскнефть”, “Мегионнефтегаз”, расположенных на границе Тюменской и Томской областей.

В таблице 4 приведен расход топлива по объектам завода; в таблице 5 приведена краткая характеристика сырья и вспомогательных материалов по основным технологическим установкам НПЗ [1].

Таблица 4 - Расход топлива по объектам

Наименование установок	Всего, тыс.т/год	Газообразное, тыс.т/год	Жидкое, тыс.т/год
Установка ЛК - 6У - с	316,55	87,9	228,65
Установка производства кокса №1	30,348	30,348	-
Установка вакуумной перегонки мазута	33,2	6,6	26,6
Комбинированная установка ВТ - битумная	24,64	-	24,64
Установка прокалки кокса №1	14,86	14,86	-
Установка регенерации раствора МЭА и получения серы	1	1	-
Всего по предприятию	420,598	140,708	279,89

Таблица 5 - Краткая характеристика сырья и вспомогательных материалов по основным технологическим установкам НПЗ

Наименование технологических установок		Сырье и его характеристика
Гидроочистка керосина секция 300-2		Сырье - фракция, 280-360 0С СТП 32-211-85 Фракционный состав, 0С: 1) 50% перегоняется при температуре более или равно 340 0С; 2) 90% при температуру более или равно 360 0С. Сырье - фракция, 120-230 0С выделенная в секции 100. СТП - 135-150 10% - не выше 170; 50% - не выше 200; 90% - не выше 230; 98% - не выше 245. Содержание общей серы, % вес, не более 0,20; Вспомогательное сырье - свежий водородсодержащий газ СТП 019932-300053-87. Содержание водорода, % об., не ниже 70. Вспомогательные материалы и катализаторы: 1) Регенерированный раствор МЭА СТП32-214-96. концентрация МЭА - 10-15% вес. Содержание HS не более 5,0 г/л; 2) раствор ингибитора коррозии ИКБ -2-2; 3) инертный газ, азот; 4) катализатор алюмокобальтмолибденовый АКМ ТУ-38.
ГФУ секция 400	ТУ 38101192-77. Содержание активных компонентов, %: NiO < 4; MoO < 12; 6) Насыщенный раствор МЭА СТП 32-213-85. Содержание МЭА по массе - 10-15%. Содержание сероводорода - 13-40 г/л; 7) Циркулирующий ВСГ на смешение с сырьем: содержание сероводорода менее 0,01% об; содержание водорода менее 70% об. Сырье : 1) Нестабильная головка ЭЛОУ - АТ СТП 019932-300036-87. Компонентный состав, % вес.: CH₄-0,3-0,4; C₂H₆ - 0,4-0,5; C₃H₈- 14,5-18,6; C₄H₁₀ - 7,2-9,0; HC₄H₁₀ - 22,0-24,5; C₅H₁₂ и выше - 55,5-47,0. Состав может меняться в зависимости от переработки нефти; 2) Нестабильная головка каталитического риформинга: Углеводородный состав, % вес.: H менее или равно 8; C₂H₆, C₃H₈, C₄H₁₀, HC₄H₁₀ - не регламентируются; 3) газ стабилизации каталитического риформинга: Углеводородный состав, % об.: H меньше 8; CH₄ меньше или равно 10; C₂H₆, C₃H₈, C₄H₁₀ - не регламентируются; 4) Избыток флегмы отпарной колонны секции 200. Углеводородный состав, % вес.: CH₄меньше либо равно 3; HS меньше либо равно 0,3;C₂H₆, C₃H₈, C₄H₁₀ не регламентируются. Вспомогательные материалы: 1) раствор МЭА.; 2) инертный газ. СТП. Содержание: азота более либо равно 99,995%; кислорода менее либо равно 0,005%..
Комбинированная установка, ВТ-битумная	1) Мазут - сырье для вакуумного блока. Поступает с установки ЛК-6У. СТП 019932-300026-87. Плотность при 20 ⁰С не более 0,937 г/см³, температура застывания не выше +25⁰С. Содержание воды - следы. Фракционный состав: начало кипения, ⁰С, не нормируется; выкипаемость до 350 ⁰С, % масс, не более 10; 2) гудрон - сырье для производства битума. СТП 019932-300027-87. Условная вязкость при 80 ⁰С не ниже 20-40. материалы: 1) топливо газовое: содержание углеводородов фракции С₅, % масс. не более 15; сухой топливный газ из заводской сети с давлением не ниже 3 кг/см²; 2) топливо жидкое - мазут из сырьевой линии завода; 3) масло - теплоноситель ароматизированное АМГ-3000 ТУФ. ТУ 38-101-1023-85;
	4) инертный газ - азот СТП 019932-300023-87, содержание кислорода не более 0,5% масс. Реагенты 1) сжатый воздух на окисление в реакторы. Подается из заводской сети в смесители перед реакторами на окисление гудрона; 2) Аммоний сернокислый (сульфат аммония) очищенный ГОСТ 10873-73; 3) Диаммоний фосфат. ГОСТ 8515-75 изм. 1,2,3; 4)Смачиватель НБ. ГОСТ 6867-77. Реагенты 2,3,4 используются для противопожарного опрыскивания. Применяются в летний период.

2.3 Краткая характеристика основных технологий производственного объекта

Переработка нефти на НПЗ начинается с процесса обессоливания. Обессоливание нефти проводится в две ступени на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). В нефть вводятся промывная вода, деэмульгатор, и щелочь, смесь подогревается и поступает в электродегидратор первой ступени, где удаляется основная масса воды и солей. Часто промывную воду после второй ступени используют на первой ступени.

В процессе первичной перегонки нефти источниками образования сточных вод, загрязненных нефтепродуктами и другими веществами служат: конденсаты водяного пара, подаваемого во вторую атмосферную колонну атмосферо - вакуумных установок, конденсаты от барометрических конденсатов смешения, скрубберов, охлаждения сальников насосов, воды от мытья полов и тому подомного. Значительное количество сточных вод образуется в процессе щелочной очистки бензина и других продуктов от сернистых соединений. Светлые нефтепродукты обычно очищаются 10% раствором щелочи. Следы щелочи удаляются из нефтепродуктов водной промывкой. Обработанный щелочной раствор содержит около 2% натриевой щелочи.

При термическом и каталитическом крекинге основное количество сточных вод образуется при конденсации и охлаждении продуктов. Горячая отработанная вода направляется в систему оборотного водоснабжения. Нефтесодержащие сточные воды образуются при конденсации водяного пара, подаваемого в реактор. В канализацию сбрасываются сточные воды от промывки аппаратуры, смыва нефтепродуктов с полов, охлаждения сальников насосов [15].

Нефтепродукты после очистки от непредельных и ароматических углеводородов, а также смолистых, азотистых и отчасти сернистых соединений отмываются водой от кислоты и обрабатываются щелочным раствором для удаления остатков кислых продуктов. В результате образуются сточные воды: кислые промывные воды, обработанный щелочной раствор и нейтральные нефтесодержащие воды. Сточные воды образуются также при промывке газов раствором едкого натра от сероводорода перед подачей газов на установки фракционирования, в процессе деасфальтизации масел пропаном, сернокислотной и щелочной очистки масел и других процессах.[1]

На основной территории предприятия расположены следующие объекты:

комбинированная установка ЛК-6Ус, включающая в себя:

- секцию 100- ЭЛОУ-АТ-6 - электрообессоливание и атмосферная перегонка;

- секция 200 - каталитический риформинг бензиновых фракций;

секцию 300 - гидроочистка дизельного топлива и керосина;

секцию 400 - газофракционирование;

2 комбинированная установка ВТ-битумная;

установка получения серы с блоком регенерации моноэтаноламина (МЭА);

факельное хозяйство;

пуско - пиковая котельная;

объекты общезаводского хозяйства (резервуарные парки, буллиты со сжиженным газом, эстакады налива нефтепродуктов в ж/д. цистерны, пункты налива нефтепродуктов в автоцистерны, очистные сооружения, блоки оборотного водоснабжения);

транспортное управление;

ремонтно-механическая база,

автотранспорт.

На рисунке 3 представлена схема технологического процесса на ОАО « АНПЗ ВНК».

Рисунок 3 -Технологическая схема переработки сырья

2.4 Описание технологического процесса

В технологическую схему АНПЗ входят следующие установки:

- электрообессоливание и атмосферная перегонка нефти (ЭЛОУ АТ);

- каталитический риформинг с предварительной гидроочисткой бензина;

гидроочистка керосина;

гидроочистка дизельного топлива;

газофракционирующая установка;

вакуумная перегонка мазута и производство битума;

установка регенерации моноэтаноламина и производство серы.

Установка для переработки нефти является комбинированной установкой ЛК-6У-с с секцией каталитического риформинга на облагораживание бензина. В состав установки ЛК-6У-с входят секции:

- ЭЛОУ-АТ - производительностью 6500 тыс.т/год;

- каталитический риформинг производительностью - 1000 тыс.т/год;

гидроочистки дизельного топлива производительностью - 2000 тыс.т/год;

гидроочистка керосина - 600 тыс.т/год;

газофракционирование.

На секцию ЭЛОУ-АТ поступает нефть с содержанием солей не более 50 мг/литр и содержанием воды до 2%. Сырая нефть подвергается двухступенчатому электрообессоливанию с применением эмульгатора ОЖК (2% раствор).

Нефть обессоливают до остаточного содержания солей 5-7 мг/л и обезвоживается до 0,2 % воды. Обессоленная и обезвоженная нефть на секции АТ проходит ректификацию с получением следующих фракций:

- нестабильная головка (до 70 0С);

- фракция 70-120 0С;

фракция 120-160 0С;

фракция 160-180 0С;

фракция 180-230 0С;

фракция 230-350 0С;

фракция выше 350 0С.

Фракции прямой гонки используются как сырье секций комбинированной установки или в качестве компонентов товарных продуктов:

- нестабильная головка - сырье газофракционирующей секции;

- фракция 70-180 0С - сырье секции каталитического риформинга;

фракция 120-230 0С - сырье секции гидроочистки авиакеросина;

фракция 180-230 0С - компонент дизельного топлива зимнего;

фракция 230-350 0С - сырье секции гидроочистки дизельного топлива;

фракция выше 350 0С - частично используется как сырье установки вакуумной перегонки с последующим получением битума и малосернистого нефтяного кокса, а так же в качестве котельного топлива.

Секция каталитического риформинга установки ЛК-6У-с предназначается для облагораживания бензиновых фракций. Сырьем секции является прямогонная фракция 70-180 0С - 1000 тыс.т/год.

Продуктами секции каталитического риформинга являются:

- нестабильная головка;

жирный газ стабилизации;

углеводородный газ;

водородсодержащий газ.

Стабильный катализат служит компонентом товарного автобензина: нестабильная головка и жирный газ стабилизации - поступает на газофракционирование; углеводородный газ - сбрасывается в топливную сеть завода, водородсодержащий газ - используется в процессах гидроочистки комбинированной установки.

Гидроочистка фракций 120-230 0С производится с целью получения гидроочищенного авиакеросина. Производительность секции 600 тыс.т/год. Схема гидроочистки однопоточная с использованием водородсодержащего газа процесса каталитического риформинга. В связи с дополнительными требованиями по содержанию сернистых соединений в авиакеросине, последний после гидрирования, сепарации и стабилизации, подвергается защелачиванию, водной промывке и сушке в электроразделителях. Продуктами секции гидроочистки авиакеросина являются:

- стабильная годроочищенная фракция 120-230 0С;

- бензин (отгон);

углеводородный газ;

насыщенный раствор диэтаноламина.

Стабильная гидроочищенная фракция 120-230 0С представляет собой товарный авиакеросин, бензин (отгон) используется как компонент автомобильного бензина, углеводородный газ - сбрасывается в заводскую сеть топливного газа, насыщенный раствор диэтаноламина регенерируется на установке производства серы.

Сырьем секции гидроочистки дизельного топлива служит прямогонная фракция 230-350 0С, фракция до 350 0С с установок ВТ - битумная и вакуумной перегонки.

Схема этой секции также однопоточная, в процессе используется водородсодержащий газ секции каталитического риформинга. Стабилизация гидрированного дизельного топлива осуществляется с водяным паром при повышенном давлении. Очистка углеводородных газов от сероводорода производится раствором диэтаноламина.

Из секции гидроочистки дизельного топлива выводятся:

- гидроочищенная фракция 230-350 0С с содержанием серы не выше 0,15 % вес.;

- бензин с содержанием серы до 0,05% вес.;

углеводородный газ;

насыщенный раствор диэтаноламина.

Гидроочищенная фракция 230-350 0С используется как дизельное топливо летнее, а также в качестве компонента дизельного топлива зимнего.

Отгон гидроочистки используется как компонент автобензина, углеводородный газ - сбрасывается в сеть топливного газа, насыщенный раствор диэтаноламина подается на установку производства серы для регенерации.

На секции газофракционирования перерабатываются жирный газ и нестабильные головки с секцией АТ и каталитического риформинга. Газы секций гидроочистки дизельного топлива и авиакеросина фракционированию не подвергаются, т.к. содержат незначительное количество пропана и бутана, и сбрасываются в заводскую сеть топливного газа. Сжиженные газы перед фракционированием проходит очистку диэтаноламином и подвергается деэтанизации.

Товарные продукты - пропан, изобутан, бутан и фракция выше С5 проходят доочистку щелочью. Пропан, изобутан и основное количество бутана направляется в товарные парки, фракция С5 и выше и частично бутан добавляется в автобензин. Сухой газ сбрасывается в топливную сеть завода.

Для производства битума в составе завода предусматривается комбинированная установка вакуумной перегонки мазута и производства битума.

Установка ВТ-битумная предназначена для получения битума дорожного и строительных марок путем непрерывного окисления гудрона в реакторах [15]. Сырьем установки ВТ-битумная является мазут прямогонный с установки секции 100. Получаемые продукты:

- нефтебитум дорожный БНД 90/130, БНД 60/90;

- нефтебитум строительный БН 70/30, БН 90/10;

вакуумный газойль.

Вся товарная продукция производится путем смешения компонентов, получаемых с секции установки ЛК-6Ус и установки ВТ-битумная, в товарных парках согласно технологической рецептуре приготовления.

Отгрузка нефтепродуктов с предприятия производится со стандартных эстакад налива:

1 эстакада № 1 - эстакада налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные цистерны;

2 эстакада № 2 - эстакада налива темных нефтепродуктов в железнодорожные цистерны;

эстакада № 3 - эстакада автоматического налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные цистерны;

эстакада № 4 - эстакада налива битума и сжиженных газов в железнодорожные и автоцистерны.

Наличие в составе битумной установки вакуумной перегонки мазута позволяет готовить из мазута гудрон, качество которого наиболее полно отвечает требованиям производства битума.

Назначение установки вакуумной перегонки мазута - получения сырья (остаток > 500 0С) для установки замедленного коксования. Сырьем является фракция выше 350 0С с секции АТ установки ЛК-6У-с. Производительность по сырью 2000 тыс.т/год.

Установка производства кокса предназначена для выработки малосернистого, малозольного электродного кокса. Производительность установки по сырью 600 тыс.т/год. В качестве сырья коксования используется гудрон малосернистой нефти с установки вторичной перегонки

Побочные продукты установки замедленного коксования:

- Газ по С4 (включительно), используется в качестве топлива;

- Бензин (фракция С5 -180 0С) - компонент автомобильного бензина;

Фракция 180-350 0С - компонент печного топлива;

Фракция 350 0С - используется как компонент котельного топлива.

Кокс (суммарный), получаемый в процессе замедленного коксования в полном объеме направляется для прокалки на установку кокса. Прокаленный кокс с установки прокалки кокса является товарным продуктом (ГОСТ 22898-78) и используется для производства анодной массы при выплавке алюминия.

3. Утилизация нефтешлама

Экологически эффективная и технологически грамотная утилизация огромного количества накопленных в прудах-отстойниках нефтешламов представляет собой актуальную экологическую и ресурсосберегающую проблему. Иными словами, отстойники необходимо очищать, пруды необходимо ликвидировать, сбор и переработку нефтешламовых отходов необходимо организовать по новым технологиям, в соответствии с требованиями времени.

Проектируемая установка по переработке нефтешлама позволит решить следующие задачи:

- Освободить резервуары и сооружения от скопившихся осадков;

- Исключить дальнейший прирост и накопление нефтешламов и донных осадков в сооружениях;

Решить проблему их ликвидации за счет извлечения нефтепродуктов с получением экономического эффекта;

Исключить испарение вредных веществ в окружающую природную среду с открытой поверхности шламонакопителя;

Исключить загрязнение грунтовых и подземных вод вредными веществами [28].

3.1 Аналитический подход к системе накопления нефтешламов

В настоящее время на очистных сооружениях большинства нефтеперерабатывающих предприятий, в частности и на ОАО «АНПЗ ВНК» для временного хранения нефтешлама на предприятии имеются шламонакопители, заполнение которых достигло критического уровня. Мест для складирования нефтешлама, образовавшегося при очистке резервуаров, отходов производства на предприятии, а также полигонов хранения токсичных отходов в районе расположения предприятия нет.

Накопление нефтешлама в буферных прудах-отстойниках происходило постепенно. За многие годы менялись количество и интенсивность сбросов нефтепродуктов. Безусловно, качественный и углеводородный состав нефтепродуктов также изменялись в широком диапазоне. Условия эксплуатации самих прудов-отстойников менялись в зависимости от сезонности по годам [1].

В наиболее упрощенном виде нефтешламы представляют собой многокомпонентные устойчивые агрегативные физико-химические системы, состоящие главным образом, из нефтепродуктов, воды и минеральных добавок (песок, глина, окислы металлов и т.д.). Главной причиной образования резервуарных нефтешламов является физико-химическое взаимодействие нефтепродуктов в объеме конкретного нефтеприемного устройства с влагой, кислородом воздуха и механическими примесями, а также с материалом стенок резервуара. В результате таких процессов происходит частичное окисление исходных нефтепродуктов с образованием смолоподобных соединений. Попутно, попадание в объем нефтепродукта влаги и механических загрязнений приводит к образованию водно-масляных эмульсий и минеральных дисперсий.

Устойчивость эмульсий типа вода-масло объясняется главным образом наличием на поверхности капелек эмульсии структурно-механического барьера, представляющего собой двойной электрический слой на межфазной поверхности. В состав таких защитных пленок могут входить соли поливалентных металлов органических кислот и других полярных компонентов нефтепродукта, которые дополнительно адсорбируются на асфальто-смолистых агрегатах и переводят их в коллоидное состояние. В коллоидном же состоянии асфальтены обладают наибольшей эмульгирующей способностью. Многочисленные исследования указывают на существование прямой связи между устойчивостью эмульсии и концентрацией природных стабилизаторов на границе раздела фаз. Естественно, что концентрация таких веществ возрастает в объеме нефтепродуктов по мере увеличения их молекулярного веса (переход к тяжелым фракциям нефти). Помимо образования эмульсий в среде нефтепродуктов в процессе перевозки и хранения происходит образование полидисперсных систем при взаимодействии жидких углеводородов и твердых частиц механических примесей [17].

При длительном хранении резервуарные нефтешламы со временем разделяются на несколько слоев, с характерными для каждого из них свойствами.

Исследования по составу нефтешламов, проводимые в разные годы, давали достаточно широкий разброс показателей качества и количества. На результаты анализа большое влияние оказывает методика выделения углеводородов из нефтешламов. Более того, само понятие «нефтешлам» носит достаточно обобщенный характер. Так, если рассматривать отстойник в «разрезе» по глубине погружения, то можно увидеть несколько слоев представленных на рисунке 4.

- Нефтемазутный слой; 2 - Водный слой; 3 - Свежешламовый черный слой; 4 - Эмульсионно-шламовый слой;

- Суспензионно-шламовый слой; 6 - Битумно-шламовый слой.

Рисунок 4 - Поуровневые слои пруда-отстойника.

Примерные размеры и характеристические названия приведены ниже:

-й - нефтемазутный, (ловушечная нефть) состоит практически из мазута, и его толщина составляет от 3÷5 до 20÷30 см;

-й - водный слой, состоит из воды толщиной порядка 50÷150 см, в объеме которого происходит оседание суспензионно-углеводородных агрегатов и всплытие эмульсионных и капельных углеводородов;

-й - свежешламовый черный слой, толщиной порядка 20÷50 см, преимущественно состоящий из «мазутных» углеводородов, увлеченных к оседанию твердыми механическими примесями;

-й - эмульсионно-шламовый слой, толщиной порядка 30÷100 см., в котором углеводороды находятся в сложном суспензионно-эмульсионном агрегатном состоянии, причем механические примеси преимущественно микронного размера;

-й - суспензионно-шламовый слой, толщиной порядка 80÷150 см, характеризующийся содержанием механических примесей размером более десятка микрон; углеводороды находятся в основном в адсорбированном состоянии.

-й - битумно-шламовый слой, толщиной порядка 30÷60 см, состоящий практически из спрессованной смеси тяжелых углеводородов и механических примесей [1].

Представленная характеристика слоев является довольно условной, по размерам слоев достаточно размыта и не всегда имеет четкие переходы от одного вида к другому, однако тенденция деления по приведенным характеристикам имеет выраженный характер.

Нефтемазутный слой требует своего возврата в технологический цикл НПЗ на переработку, поскольку практически на 97÷99 % является чистым нефтепродуктом, и мы в дальнейшем этот слой из понятия «нефтешлам» и из проводимого в данной работе анализа исключаем. Водный слой является технологическим - вода осветляется отстоем: легкие взвеси всплывают, тяжелые - осаждаются.

Собственно, нефтешламовыми являются слои с 3 по 6. Они имеют достаточно выраженные внешние характеристики.

Свежешламовый слой (3-й) имеет ярко выраженный черный цвет из-за высокого содержания еще не всплывших «мазутных» углеводородов, довольно подвижен, с эмульсионно-суспензионной агрегативной структурой, подверженной механическому разрушению.

Эмульсионно-шламовый слой (4-й) имеет темно-серый цвет, высокую вязкость, характерную для концентрированных эмульсий, подвержен разрушению при интенсивном механическом воздействии и разбавлении водой.

Суспензионно-шламовый слой (5-й) светло-серого цвета с ярко выраженными пластично-вязкостными свойствами, характерными для паст и мастик, от механического воздействия практически не разрушается.

Битумно-шламовый слой (6-й) серо-черного цвета, не текуч, трудно подвижен, для перемещения требует применения высоких температур и больших механических усилий, водой практически не разбавляется [1].

Из приведенных данных следует, что в процессе переработки шламов могут быть применены различные технологические приемы в зависимости от их физико-механических характеристик. Особенно остро стоит вопрос о разработке методов, технологии и видов оборудования, с применением которых необходимо решать вопросы забора нефтешламов из прудов-отстойников.

3.1.1 Методики отбора проб и анализа нефтешламов

Для отбора нефтешламов по слоям так сильно отличающихся своими вязкостными свойствами, подходит только механический пробоотборник поршневого типа. Отбор пробы из слоя 6 осуществлялся посредством бура. Из слоев 3, 4 и 5 были отобраны представительные образцы проб в объеме от 2 до 5 литров. Карта отбора проб и номера образцов проб приведены на рисунке 5.

Методика подготовки проб к проведению анализа имеет существенное значение. Для нефтешлама характерно трехфазное состояние: две несмешивающиеся жидкости - вода и углеводороды, и твердая фаза в виде механических примесей. На этом этапе рассуждений мы не будем брать во внимание всего многообразия растворимых в воде примесей.

Еще более сложным, с точки зрения физико-химического и агрегативного механизма воздействия всех трех фаз, представляется наличие в нефтешламе естественных ПАВ, азеотропов, взаиморастворимых систем, химических связей и т.п. Очевидно, что нет единого универсального метода, который позволил бы достаточно эффективно разделить нефтешлам на три фазы, как на единичные составляющие [16].

Рассмотрим некоторые из возможных методов разделения нефтешламов.

Разбавление водой. Позволяет осадить механические примеси, в основном выделить углеводородную фазу. Содержание водной фазы определяется по разности.

Растворение углеводородом. Позволяет в основном (в зависимости от типа растворителя) извлечь углеводороды, выделить воду и осадить механические примеси. Содержание углеводородной фазы определяется довольно сложными расчетами в зависимости от технологии регенерации растворителя.

Температурное воздействие. Можно выделить три режима:

- Перегонка воды;

- Перегонка углеводородов;

Пиролиз механических примесей, и адсорбированных на них углеводородов.

Достаточно сложный и тонкий метод, однако дает возможность прямых подсчетов состава.

Механическое воздействие. Основано на методах первоначального выделения твердой фазы в сепараторах, центрифугах, фильтрах, но из-за высокого уноса жидких фаз применяется только в сочетании с другими технологиями.

Рисунок 5 - Карта отбора проб и номера образцов проб на плане и разрезе отстойника.

Физико-химические. Введение деэмульгаторов и ПАВ, снижающих адсорбционное взаимодействие ингредиентов, в сочетании с другими методами может дать положительный результат, достаточно сложные расчеты. Применяется в сочетании с другими технологиями.

Универсальные методы сочетают вышеупомянутые в различных вариантах с получением максимально достоверных результатов [5].

.1.2 Метод разбавления - растворения

Был разработан и применяется универсальный метод разделения нефтешламов на фазовые составляющие. Навеска нефтешлама в количестве 50 г. разбавлялась горячей водой (при 85÷95 ⁰С), взятой в объеме 500 мл. Разбавленный нефтешлам, с целью разрушения эмульсионно-суспензионных агрегатов, обрабатывался гидроакустическим диспергатором с регулируемой энергетикой воздействия до зрительно фиксируемого перехода нефтешлама из эмульсионного состояния в состояние выделения механических примесей в виде хлопьев и дисперсного осадка.

Подготовленную таким образом пробу отстаивали в цилиндре в течение 24 часов для разделения на фазы: углеводородную, водную и осадок. Углеводородная фаза от воды отделялась в делительной воронке. Осадок подсушивался в сушильном шкафу при температуре 90 ⁰С в течение 2÷3 часов, определялся вес осадка и для того, чтобы извлечь углеводороды, промывался на фильтре подогретым толуолом (при 50 ⁰С). Фильтр высушивался в сушильном шкафу при 60 ⁰С в течение 1÷2 часов.

По результатам весового анализа подсчитывался материальный баланс распределения углеводородной фазы и количество механических примесей. Количество водной фазы определялось по разности вычитанием из 100 % суммы углеводородов и механических примесей. Погрешность метода оценивается в пределах 2÷3% из-за адгезии нефтепродуктов к химико-аналитическому оборудованию.

Результаты анализа проб нефтешламов по фазовому составу, определенному по методу разбавления-растворения, приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Фазовый состав нефтешламов, определенный методом разбавления-растворения.

№ образца проб	Наименование слоя	Содержание фаз, % масс.
		Углеводородная фаза	Механические примеси	Водная фаза
1 2 3 4	Свежешламовый черный	15,0 14,0 16,0 15,0	8,0 6,0 7,0 8,0	77,0 80,0 77,0 77,0
5 6 7 8	Эмульсионно-шламовый	17,0 16,0 15,0 13,0	9,0 7,0 7,0 8,0	74,0 77,0 78,0 79,0
9 10 11 12	Суспензионно-шламовый	19,0 18,0 16,0 14,0	11,0 8,0 6,0 7,0	70,0 74,0 78,0 79,0
13 14 15 16	Битумно-шламовый	23,0 21,0 17,0 13,0	17,0 27,0 24,0 35,0	60,0 52,0 59,0 52,0
Ср.	Образцы водного слоя	0 - 0,5	0 - 0,01	100 - 99,5

Из приведенных данных видно, что содержание углеводородной фазы в нефтешламах достаточно высокое, причем прослеживается тенденция: с увеличением глубины залегания слоя количество углеводородов и механических примесей в нем увеличивается, содержание воды снижается.

В качестве основного замечания следует высказать методические трудности, встретившиеся при выделении углеводородов из нефтешламов. Нефтешламы из свежешламового слоя выделяются при легком гидромеханическом воздействии, при разбавлении водой уже при 1,5÷2-х кратном соотношении. Эмульсионно-шламовый слой требует более интенсивного гидромеханического разрушения, при этом и количество воды для разбавления требуется в 2÷3 раза больше, чем для свежешламового. Нефтешлам суспензионно-шламового слоя не теряет своей агрегативной устойчивости даже при разбавлении практически кипящей водой в 10 раз и довольно интенсивном гидромеханическом воздействии. Разрушение структуры начинает происходить только после редиспергирования, через зарождение новой эмульсии [1].

3.1.3 Метод разгонки-растворения

Проба нефтешлама помещается в колбу Энглера и проводится стандартная разгонка с определением выделившейся в приемнике из дистиллята углеводородной фазы. Другая часть дистиллята была водной фазой. После прекращения выхода дистиллята (до 300 ⁰С) обогрев колбы отключали, остужали сухой остаток (механические примеси) в которых по вышеописанной методике определяли количество растворимых в толуоле углеводородов. Содержание углеводородов в нефтешламе в целом определяли как сумму углеводородов дистиллятных и растворимых из сухого остатка. Количество механических примесей определялось по убыли веса за счет растворения углеводородов. Погрешность метода определяется в 2÷4 % в основном из-за возможных потерь, не сконденсировавшихся паров. Фазовый состав образцов нефтешламов, определенных по этой методике приведен в таблице 7.

Таблица 7 - Фазовый состав нефтешламов, определенный методом разгонки-растворения

№ образцов проб		Наименование слоя		Содержание фаз
				Углеводородная фаза	Механические примеси	Вводная фаза
1 2 3 4	Свежешламовый		18,0 17,0 15,0 10,0		8,0 12,0 17,0 12,0	74,0 71,0 68,0 78,0
5 6 7 8	Эмульсионно-шламовый		17,0 16,0 15,0 13,0		9,0 13,0 16,0 12,0	74,0 71,0 69,0 75,0
9 10 11 12	Суспензионно-шламовый		20,0 17,0 15,0 13,0		18,0 13,0 16,0 22,0	62,0 70,0 69,0 65,0

Сравнение результатов анализов (таблицы 6 и 7) показывает, что по содержанию углеводородов они полностью коррелируются между собой. Погрешность определения количества углеводородной фазы методом разбавления-растворения несколько выше, поскольку не всегда четко удается определить и разделить фазы на их границе.

Сходимости результатов определения содержания механических примесей в разработанных нами методах практически нет, хотя по тенденции их увеличения, по глубине залегания слоя они полностью коррелируют. Количество механических примесей, определяемых методом разгонки-растворения, практически в 1,5÷2 раза выше, чем методом разбавления - растворения. Это можно объяснить тем, что при разбавлении минеральные водорастворимые примеси вымываются водой, при этом можно говорить и об уносе мельчайших механических частичек. При применении метода разгонки-растворения все механические примеси концентрируются в остатке. Промывание остатка толуолом не приводит к потере самих механических примесей. Именно этим можно объяснить, что данный метод дает повышенное количество содержания механических примесей. На практике целесообразно применять оба метода, хотя следует признать, что метод разгонки-растворения позволяет, не только достаточно быстро и точно определить балансовое количество углеводородной фазы, но и косвенно определить потенциальное содержание фракций [1].

.1.4 Физико-химические характеристики нефтешламов

В качестве основных физико-химических характеристик усредненных проб нефтешламов следует назвать те, которые позволяют оценить возможный потенциал углеводородов, их ассортиментную предрасположенность, возможную технологичность. К сожалению, из-за объективных трудностей не удалось изучить вязкостно-пластические свойства нефтешламов и пришлось ограничиться только субъективными характеристиками, на основе которых дана классификация нефтешламов по слоям.

Плотность определялась стандартным пикнометрическим методом, причем предпочтительнее использовать пикнометры возможно большего объема. Фракционный состав определяли перегонкой по стандартной методике Энглера. Поскольку водная и углеводородная фазы отгоняются, то целесообразно фиксировать уровень границы раздела фаз в цилиндре-приемнике. Физические характеристики нефтешламов приведены в таблице 8.

Таблица 8 - Физические характеристики нефтешламов

Характеристики и показатели			Эмульсионный нефтешлам	Суспензионный нефтешлам
Плотность, г/см³			1,025	1,030
Фазовый состав усредненных проб, %масс.	Углеводородная фаза		15,0	17,0
	Мех. примеси		14,0	18,0
	Водная фаза		71,0	65,0
рН водной фазы			6,8	5,9
Температура начала кипения, ⁰С			88	98
Вязкостная характеристика			эмульсия, слегка подвижна	паста, не течет
Кратность разбавления водой до начала выделения одной из фаз, V воды : V шлама			2-3¸1	4-8 ¸1
Фракционный состав выкипает (водная + углеводородная фаза % об.) при температуре, ⁰С		10 20 30 40 50 60 70 80 85	102 106 114 125 138 178 209 239 255	127 146 155 160 173 199 230 271 275

На основании полученных данных можно утверждать, что потенциальное содержание углеводородов в усредненных пробах нефтешламов по слоям достаточно высокое и достигает значений 15÷17%. Из-за практически неподвижного пастообразного состояния нефтешламов технология их забора из отстойника, перекачки и переработки потребовала специальной разработки.

Для определения ассортиментной направленности технологической переработки выделенных из нефтешламов углеводородов были изучены их физико-химические свойства, стандартными методами. Изученные свойства приведены в таблице 9.

Таблица 9 - Физико-химические свойства углеводородной фазы

Показатели		Углеводороды выделены
		Метод № 1	Метод № 2
Плотность, г/см³		0,92	0,89
Коксуемость, %масс.		3,2	2,1
Вязкость, с Ст при 20⁰С		84	3,3
Содержание серы, % масс.		1,2	0,3
Содержание воды, %масс.		2,4	0,1
Содержание мехпримесей, %масс.		3,1	отс.
Йодное число, г J₂/100г		6,7	13,6
Температура вспышки, ⁰С		88	52
Температура застывания, ⁰С		-14	-18
Фракционный состав, НК, ⁰С,	выкипает % объем при температуре, ⁰С 10 20 30 40 50 60 70 80 90 Конец кипения, ⁰С (%)	98 184 250 282 296 317 332 342 356 388 388(96)	84 172 243 262 288 310 321 330 351 380 381(95)
Групповой химический состав, % парафинонафтеновые ароматические смолы асфальтены		48,2 36,5 13,7 1,6	51,1 44,7 4,2 отс.

С углеводородной фазой, выделенной методом 2 (разгонки-растворения) из усредненных проб нефтешламов, был проведен хроматомасспектрометрический анализ с определением состава индивидуальных углеводородов.

Из данных расшифровки хроматомасспектров видно, что из углеводородной фазы эмульсионного нефтешлама определено около ста индивидуальных углеводородов от С₆ до С₂₆. Основное массовое количество углеводородов составляют парафиновые нормального строения С₈-С₂₀ - порядка 46,7%. Углеводородов изостроения и ароматического основания примерно в 2 раза меньше - 21,2 % и 24,6 % соответственно. Среди «неприятных» углеводородов встречается фенол - 0,23 %. Сернистые соединения не определились.

В углеводородах, выделенных из суспензионного нефтешлама, определено 263 углеводорода от С₆до С₃₀. Основную массу составляют парафиновые углеводороды изостроения - 41,2 % и достаточно большое количество ароматических углеводородов - 33,7 %, парафинов - 15,2 %. Сернистых соединений также не выявлено, возможно, это связано с типом катализатора в колонке, поскольку обычный метод определения серы показывает, что содержание сернистых достигает 1,3 % масс [1].

В целом по своим свойствам выделенная из нефтешламов органическая часть отвечает требованиям, предъявляемым к сырью для производства керосино-дизельных фракций.

3.1.5 Свойства механических примесей

Механические примеси в нефтешламах довольно разнообразны по природе их происхождения, размерам, структуре, физико-химическим свойствам. В данной работе мы рассматриваем ту часть механических примесей, которая может забираться из отстойника через сетку с ячейкой 1х1см и перекачиваться центробежным насосом. Природа механических примесей довольно сильно отличается по своим характеристикам и свойствам при переходе от слоя к слою. В эмульсионных слоях нефтешлама механические примеси находятся в основном в виде микронных частиц, в суспензионном слое гораздо чаще встречаются примеси песка с размерами частиц 5-10 мм. Некоторые свойства механических примесей, выделенных методами 1 и 2 из слоев эмульсионного и суспензионного, приведены в таблице10.

Таблица 10 - Свойства механических примесей

Показатели	Метод 1		Метод 2
	Эмульсионный нефтешлам	Суспензионный нефтешлам	Эмульсионный нефтешлам	Суспензионный нефтешлам
Выход из нефтешлама, % масс.	8,0	10,0	13,0	7,0
Содержание в механических примесях, % масс.: растворимых в толуоле растворимых в воде	15,0 -	17,0 -	1,0÷33,0 7,0	4,0÷2,0 17,0
Выход золы при прокалке (900 ⁰С), % масс.	47,0	53,0	31,5	40,0
Химический состав, % масс.: Кремний Кальций Железо	12,0 7,0 3,0	0,0 8,0 5,0	14,0 12,0 7,0	2,0 13,0 6,0
Фракционный состав, % масс.: фракций более 0,45 фракций менее 0,45	- 68,0	86,0 -	шлак	шлак

Из таблицы видно, что основные признаки, характеризующие свойства механических примесей зависят от метода их выделения. Исходя из принципов максимальной экологической безопасности и получения максимального количества товарного нефтепродукта, очевидно, нужно выбрать метод, которым извлекается максимальное количество углеводородов. Однако здесь приоритетным должен стать фактор технологичности и энергетических затрат, которые и должны показать наиболее эффективный метод.

В разрабатываемой технологии главными являются стадии процесса по забору, подъему, транспортировке и разделению нефтешлама с выделением максимально чистых ингредиентов, т.е. углеводородная фаза должна содержать минимально возможные количества, как механических примесей, так и воды, а механические примеси - минимально возможное количество углеводородов и воды. Однако, принимая во внимание, что технологичность переработки механических примесей зависит от содержания в них воды, то и разрабатывать процесс придется при переделке механических примесей в виде подвижной суспензии, пасты или сухой, рассыпчатой или спекшейся массы [1].

3.2 Способы утилизации нефтешламов

Все известные технологии переработки нефтешламов по методам переработки можно разделить на следующие группы:

- Термические - сжигание в открытых амбарах, печах различных типов, получение битуминозных остатков;

- Физические - захоронение в специальных могильниках, разделение в центробежном поле, вакуумное фильтрование и фильтрование под давлением;

Химические - экстрагирование с помощью растворителей (отвердение с применением цемента, стекла, глины) или органических (эпоксидные и полистирольные смолы, полиуретаны и др.) добавок;

Физико-химические - применение специально подобранных реагентов, изменяющих физико-химические свойства, с последующей обработкой на специальном оборудовании;

Биологические - микробиологическое разложение в почве непосредственно в местах хранения, биотермическое разложение [34].

Основным направлением в области переработки нефтешламов, является их механическое разделение на составные части: воду, механические примеси, нефтепродукты.

Сложность переработки нефтешлама обуславливается наличием следующих факторов:

- нефтешлам представляет собой эмульсию, трудно подвергающуюся сепарированию;

- нефтешлам имеет свои особенности в плане создаваемой ими опасности для окружающей среды;

нефтешлам является очень эрозионным продуктом, требующим предварительной фильтрации и применения аппаратов из высококачественных сортов металла.

Из всех существующих методов по утилизации и переработки нефтешламов, наиболее эффективными являются:

- передача предприятию, которое производит из нефтешлама брикетированные торфяные продукты для топлива;

- химическое обезвреживание (перевод из 2 в 4 класс опасности). В этом случае нефтепродукты, содержащиеся в нефтешламе, связываются с помощью подаваемого реагента (негашеная известь и ПАВы (CaO - 92-93%, СМС - 7-8%), в результате чего получается нетоксичный осадок, который потом может применяться как строительный материал [11]. Образующийся в результате механической очистки, в радиальном отстойнике осадок - шлам, имеет влажность 98% и содержит сухих веществ - 1,85%. Выпуск шлама в накопитель - сосредоточен, осуществляется через водоспускной колодец.

механическое разделение на составные части: воду, механические примеси, нефтепродукты с помощью специального оборудования(центрифуги, сепараторы) [36]

Разрушение устойчивых водно-масляных эмульсий механическим способом основано на технологических приемах искусственного изменения концентраций дисперсной фазы эмульсии с последующей коалесценцией мелких капель этой фазы. Для осуществления операции межфазного разделения жидко-вязких нефтешламов в настоящее время, разработано большое количество технологических аппаратов, включая сепараторы, центрифуги, гидроциклоны различных конструкций. Нередко в качестве эффективного способа механического разделения обратных эмульсий служит метод фильтрования. Достоинством данного метода является высокий выход товарной нефти, а недостатком - дороговизна оборудования.

Химический способ разделения нефтяных эмульсий с целью регенерации и повторного использования углеводородных продуктов по их прямому назначению (легкие фракции нефтепродуктов, масла и т.д.) основан на использовании специальных поверхностно-активных веществ (ПАВ), играющих роль деэмульгаторов. Основным недостатком данного метода является стоимость реагентов и их высокий расход на тонну нефтешлама.[36].

Поскольку практически все жидкие углеводороды легче воды, расслоение нефтеэмульсий сопровождается образованием на их поверхности слоя, состоящего практически из одних нефтепродуктов (обводненность менее 5%), и позволяет легко с технологической точки зрения собрать их для дальнейшей утилизации. В качестве ПАВ коллоидного типа могут выступать полиэлектролиты, среди которых в первую очередь следует отнести соли высокомолекулярных сульфокислот [34].

Исходя из физико-механических особенностей коллоидных ПАВ, необходимо проводить целенаправленный выбор деэмульгатора нефтеэмульсий в каждом конкретном случае.

Большинство резервуарных нефтешламов подлежат прямой утилизации в процессах изготовления дорожных и строительных материалов в качестве сырья. Входящие в состав нефтешламов смолы, парафины и другие высокомолекулярные соединения обладают, как известно, поверхностно-активными и вяжущими свойствами. Именно эту особенность нефтешламов можно эффектно использовать при их утилизации. Обладая высокой адсорбционной способностью, жидко-вязкие нефтешламы сравнительно легко распределяются по поверхности практически любой дисперсный минеральной фазы. При этом благодаря физико-химическому взаимодействию нефтешлама с минеральной дисперсной средой, происходит хемосорбционное поглощение загрязнителей, в том числе окислов тяжелых металлов, минеральной матрицей и их обезвреживание. Процессы преобразования таких коллоидно-дисперсных систем в дорожно-строительные материалы могут регулироваться с помощью специально подобранных реагентов для получения экологически безопасных композиций с нужными технологическими характеристиками [36].

Одним из наиболее распространенных реагентов в практике утилизации нефтешламов служит окись кальция или негашеная известь, действие которой основано на ее способности вступать в экзотермическую реакцию с водой.

Особенность этой реакции состоит в том, что она идет со значительной задержкой, ускоряясь при разогреве смеси. Конечные стадии этой реакции сопровождаются образованием пара, а иногда и локальными вспышками. Продуктом реакции является коричневое порошкообразное вещество, состоящее из мелких гранул. Образованный продукт проявляет инертные свойства по отношению к воде и почве, поскольку частицы токсичных веществ-загрязнителей заключены в известковые оболочки-капсулы и равномерно распределены в массе продукта. Материал, изготовленный из таких гранул, обладает высокой плотностью, водонепроницаемостью и может выдерживать нагрузки до 90 МПа.

В основе технологии биологической утилизации лежит процесс интенсификации микробиологических процессов окисления углеводородов с использованием специального препарата. Препарат представляет собой тщательно подобранное сообщество микроорганизмов способных эффективно окислять широкий спектр углеводородов нефти, в том числе ароматические углеводороды в широком диапазоне кислотности среды (рН 5,5 - 9,0); температур (5 - 40 0С) и солености среды (до 150 мг/л). Специальные добавки, введенные в состав препарата, значительно активизируют процесс деструкции углеводородов. Препарат способен работать при внедрении в толщину нефтяной пленки, что предопределяет его эффективность при обработке нефтяных шламов.

Процесс обезвреживания нефтешламов осуществляется на специально подготовленной, гидроизолированной площадке. Для дополнительной безопасности площадка должна быть обвалована.

3.2.1 Технологии утилизации нефтешламов в России и за рубежом

В качестве наиболее прогрессивных технологий утилизации нефтешламов можно перечислить некоторые технологии, применяемые в России и за рубежом.

Компанией АСS 530 (США) разработана мобильная система обработки и очистки гряземаслонефтяных отходов МТU 530. Установка смонтирована на базе автомобильной платформы, способна разделять нефтешламы на различные фазы - нефть, вода, твердые вещества - за счет центрифугирования нагретого нефтешлама. Вода пригодна для последующей биологической очистки. Отделенная нефть может быть использована в технических целях, а обезвоженный осадок - для производства строительных материалов. Установка применялась в России для устранения последствий аварии нефтепровода в Республике Коми. Производительность установки - 10 м³/ч по исходному нефтешламу (при концентрации нефти до 65%).

Компанией KHD Humboldt Wedag AG (Германия) предложена технология разделения нефтешламов на фазы с последующим сжиганием шлама. Установка снабжена устройством для забора нефтешлама, виброситом для отделения основной массы твердых частиц, трехфазной центрифугой, сепаратором для доочистки фугата с центрифуги, печью. Производительность установки - до 15 м³/ч по исходному нефтешламу [22].

В АНК «Башнефть»" на нефтешламовых амбарах «Самсык» в НГДУ «Октябрьскнефть» применялась технология, заключающаяся в растворении, нагреве с обработкой химическими реагентами для отделения отстоем воды и механических примесей. Полученная нефть направлялась на дальнейшую переработку [36].

В НГДУ «Туймазынефть» с 1995 г. внедрена и успешно используется установка фирмы «Татойлгаз», основанная на технологии фирмы «Майкен» (Германия). Технология заключается в нагреве нефтешлама, обработке деэмульгаторами, разрушении эмульсии в декантаторе с предварительным отделением воды и механических примесей. Доведение до требуемого качества товарной нефти осуществляется на второй стадии - в испарителе и трехфазном сепараторе [34].

Особый интерес представляет комплексная установка, разработанная Alfa Laval Oil Field, Ltd., позволяющая перерабатывать все виды нефтешламов в ценные товарные продукты. Технология предусматривает фильтрацию нефтешлама для последовательного удаления крупных и мелких частиц, и сепарацию в двухфазной декантатной центрифуге. В результате сепарирования нефтешлам разделяется на твердый осадок и очищенную жидкость, содержащую нефть и воду, которую в свою очередь подают на тарельчатую центрифугу для максимальной экстракции нефти. Благодаря сепарационной переработке нефтешламов решаются проблемы их хранения, освобождаются дорогостоящие резервуары и площади [35].

3.2.2 Основные принципы сепарации

Сепаратор применятся для следующих целей:

- удаление из жидкости твердых частиц;

- разделение двух нерастворимых друг в друге жидкостей с различной плотностью при одновременном удалении твердых включений;

удаление из жидкости твердых включений и их концентрирование.

Сепарация может происходить под действием силы тяжести и под действием центробежных сил. В первом случае смесь жидкостей, помещенная в стационарную емкость, будет медленно очищаться по мере того, как тяжелые частицы смеси будут осаждаться на дно под действием силы тяжести. Более легкая жидкость будет подниматься вверх, а более тяжелая вместе с твердыми включениями опускаться вниз.

Непрерывная сепарация и осаждение могут быть достигнуты в отстойном чане, выходные патрубки которого расположены на уровнях, соответствующих различным плотностям двух жидкостей. Более тяжелые включения, находящиеся в смеси жидкостей, будут осаждаться и образуют слой осадка на дне чана.

Центробежная сепарация происходит следующим образом. Во вращающемся барабане сила тяжести заменяется центробежной силой, которая превышает силу тяжести в несколько тысяч раз. Сепарация и осаждение протекают непрерывно и очень быстро. Под действием центробежных сил в сепараторе в течение нескольких секунд достигается результат, для достижения которого под действием силы тяжести в отстойном чане потребуются многие часы [6].

3.2.3 Факторы, влияющие на качество и скорость сепарации

Качество и скорость сепарации зависит от следующих факторов:

1 Температура сепарации.

Для некоторых типов технологических жидкостей (например, минеральные масла) высокая температура сепарации способствует значительному повышению производительности. Температура влияет на вязкость и плотность жидкостей, и в течение всего сепарационного процесса должна поддерживаться постоянной.

2 Вязкость.

Низкая вязкость жидкостей способствует сепарации. Снизить вязкость можно за счет нагрева.

3 Разность плотностей.

Сепарация протекает тем легче, чем больше разность плотностей сепарируемых жидкостей. Разность плотностей также увеличивается при нагревании.

4 Пропорциональное содержание сепарируемых фаз.

Увеличение содержания тяжелой фазы в технологической жидкости будет влиять на результат сепарации, изменяя оптимальную производительность транспортировки жидкости внутри пакета тарелок. Увеличение содержания тяжелой фазы можно компенсировать уменьшением производительности с целью восстановления оптимальной эффективности сепарации.

5 Размер и форма твердых частиц.

Частицы круглой или любой ровной формы отделяются легче, чем частицы неправильной формы. Грубое воздействие на частицы во время технологического процесса (например, при перекачке насосом) может привести к дроблению, расколу частиц, что вызовет замедление процесса сепарации. Частицы больших размеров легче сепарируются, чем более мелкие частицы, даже при одинаковой плотности.

6 Производительность.

Производительность определяет время проведения сепарации. Лучшее качество сепарации часто можно достичь, уменьшив производительность, т.е. за счет увеличения времени осаждения.

7 Пакет тарелок.

Небрежное содержание пакета тарелок, наличие деформированных или покрытых слоем осадка тарелок приведет к ухудшению результата сепарации.

8 Деэмульгаторы для разрушения нефтяных эмульсий.

Деэмульгаторы представляют собой синтетические ПАВ <#"604030.files/image007.gif">

Рисунок 6 - Технологическая схема утилизации нефтешлама

3.3 Выбор и обоснование технологической схемы переработки нефтешлама

На Ачинском нефтеперерабатывающем заводе в настоящее время нефтешлам складируется в прудах-отстойниках, поэтому очень остро стоит вопрос переработки нефтешлама. Проанализировав пруды-отстойники, нефтешлам и технологии утилизации нефтешламов, предлагаем следующую схему утилизации представленную на рисунке 6.

Установка переработки нефтешлама предназначена для отделения жидкой смеси нефтяных фракций от твердых включений с целью последующей утилизации, как жидкой, так и твердой фазы. Номинальная производительность комплектной установки по переработке нефтешлама составляет 15 м³/час.

Установка рассчитана на круглосуточный режим работы, исключая время остановки для профилактического обслуживания. Установка может работать, как минимум 7000 часов в год, перерабатывая до 70000 м³ нефтешламов при условии ее бесперебойного снабжения сырьем с номинальной характеристикой:

Содержание свободной нефти	10 - 45 об.%
Плотность нефтяной фазы	до 950 кг/м³
Вязкость нефтяной фазы	до 150 сСт при 50 °С
Допустимое присутствие в нефти парафинов, которые полностью растворяются	при 70°С
Содержание механических примесей	до 30 об.%
Плотность механических примесей	1200-2000 кг/м³
рН	5-8

Изменение параметров номинального сырья будет оказывать влияние на эксплуатационные характеристики и эффективность разделения на сепарирующей установке. Это может привести к снижению ее производительности или к ухудшению качества отсепарированных продуктов.

При правильной эксплуатации установки и ее снабжении нефтешламом с номинальной характеристикой обеспечивается получение следующих продуктов переработки:

- Нефтяная фаза, соответствует требованиям ГОСТ Р 51858-2002 с содержанием воды не более 1% и механических примесей не более 0,05%.

- Влажность кека не более 70%, (кек транспортируется грузовым автотранспортом).

.4 Описание технологической схемы

Исходный нефтешлам, из резервуаров, мобилизуется заборным устройством плавающего модуля и подается в сырьевой резервуар Р-33 (Р-34), где проходит предварительную подготовку перед подачей на сепарационную установку.

При наполнении резервуара Р-33 (Р-34) до максимального уровня этот резервуар включается в схему предварительной подготовки сырья для сепарационной установки.

После заполнения схемы размыва нефтешлама включается в работу насос Н-101 (Н-102) и налаживается циркуляция по схеме: Р-33 (Р-34) Ф 103 Н-101 (Н-102) Т-3 (Т-4) Р-33 (Р-34). Для предотвращения попадания механических примесей на насосы Н-101 (Н-102), предусмотрен фильтр тонкой очистки Ф 103.

Убедившись в работе схемы циркуляции, производится прием теплоносителя в теплообменник Т-3 (Т-4) и начинается подъем температуры нефтешлама до 30-50 °С. В качестве теплоносителя, в теплообменниках, используется перегретый пар с температурой 190°С. При достижении требуемой температуры и однородности нефтешлама, включаются мешалки, и резервуар подключается к сепарационной установке, а схема подготовки нефтешлама переключается на приемный резервуар нефтешлама.

Исходный нефтешлам из резервуара Р-33 (Р-34) с температурой 20°С поступает на модуль подающих насосов, откуда посредством насосов подается на вибросито, где сырье проходит предварительную очистку от механических примесей. Часть сырья от насосов по линии циркуляции возвращается в резервуар Р-33 (Р-34).

При достижении температуры нефтешлама 50 °С в емкости Т 002, он поступает на следующую ступень. Из емкости Т 002 нефтешлам с температурой 50 ⁰С подается на декантер, где происходит частичное отделение механических примесей. После декантера нефтешлам поступает самотеком в промежуточную емкость Т 005. Откуда посредством насоса подается на теплообменники, где подогревается до температуры 95 ⁰С и подается на Модуль сепаратора Fох I5.

На основной стадии процесса в высокоскоростном тарельчатом сопловом сепараторе сырье разделяется на смесь нефтяных фракций, воду и механические примеси. Отсепарированная смесь нефтяных фракций под остаточным напором поступает в товарную емкость Т 220.1 расположенную в нижней части рамы сепаратора, откуда насосом модуля сепаратора откачивается в резервуары готовой продукции. Вода и механические примеси собираются в буферной емкости Т 222.1 расположенной в нижней части рамы сепаратора, откуда насосом откачивается в промежуточную емкость Т 003. Из емкости Т003 вода и механические примеси подаются на декантер.

На декантере основной объем механических примесей обезвоживается и превращается в обезвоженный кек, который транспортируется конвейером в приемный контейнер. Декантированная вода самотеком поступает в емкость Т 005, откуда с температурой 40 °С откачивается на очистные сооружения. Часть воды из емкости Т 003 подается на теплообменник, где она подогревается до температуры 95°С и подается в систему оптифайзер сепаратора Fох 15, а часть возвращается в емкость Т003.

Характеристика продукции и характеристика побочной продукции приведены в таблицах 11 и 12. Потребность установки в реагентах приведена в таблице 13. Требования, предъявляемые к сырью, представлены в таблице 14.

Таблица 11 - Характеристика продукции

Наименование продукции и техническая характеристика, единицы измерения.	Величина показателя	Направление использования
Восстановленная нефть
Расчетная плотность при 20 ⁰С, кг/м³	895	Ловушечная нефть
Температура самовоспламенения, ⁰С	200-300
Содержание серы, % масс	0,61-1,8

Таблица 12 - Характеристика побочной продукции

Наименование продукции и техническая характеристика, единицы измерения.	Величина показателя	Направление использования
Вода, % об.	50	В стоки «СН»
Шлам, % об.	21,9	Компонент дорожного покрытия

Таблица 13 - Потребность установки в реагентах

Наименование	Количество, т/год	Особые требования к режиму обеспечения
Деэмульгатор нефти ALKAN DE-202B	260,58	Постоянно

Таблица 14 - Требования предъявляемые к сырью

Наименование	Величина качественного показателя, допустимые пределы колебаний
Содержание свободной нефти, об.%	10-45
Плотность нефтяной фазы, кг/м³	1099
Вязкость нефтяной фазы, при 50 ⁰С	До 150
Содержание механических примесей до 30 об. %	До 30
Плотность механических примесей, кг/м³	1200-2000
рН	5-8

.4.1 Установка переработки нефтешлама

Установка переработки нефтешлама предназначена для отделения жидкой смеси нефтяных фракций от твердых включений с целью последующей утилизации как жидкой, так и твердой фазы. Номинальная производительность установки составляет 15 м³/час.

Установка переработки нефтешлама состоит из следующих модулей (узлов)

1 Модуль подогрева воды

Состоит из теплообменника вода-пар, циркуляционного насоса и двух емкостей - буферной и гидроаккумулирующей и трубной обвязки с приборами контроля давления и температуры. Характеристика теплообменного оборудования представлена в таблице 15 [12].

2 Вибросито с электроприводом и винтовой шнековый конвейер.

Вибросито предназначено для отделения крупных механических частиц от жидкости, а конвейер для транспортировки осадка в контейнер сбора твердых механических отходов [12].

3 Модуль сепаратора (Fох 15)

Модуль предназначен для отделения смеси нефтяных фракций от воды и механических примесей.

Состоит из вертикального высокоскоростного тарельчатого сепаратора, установленного на раме, двух емкостей для очищенной нефтяной фазы и воды с механическими примесями, двух насосов предназначенных для откачки из емкостей, полученных в процессе переработки продуктов, трубной обвязки с датчиками температуры; давления и расхода, а также шкафа управления стоящего отдельно.

Его уникальные технические характеристики обеспечивают высочайшую эффективность работы. Сепаратор Fox 15 способен в непрерывном режиме перерабатывать до 15 м3/ч исходного сырья, состоящего из эмульсифицированной нефти и воды в любых пропорциях, а также твердой фазы при расходе до 2 м3/ч.

Учитывая данные преимущества, сепаратор Fox 15, несомненно, является наиболее универсальным, современным и надежным оборудованием для переработки нефтешламов.

Особенности и преимущества сепаратора Fox 15

- простота решения, компактность, полная автоматизация;

- минимальное количество вращающихся деталей;

удаление воды и механических примесей с непревзойденной эффективностью;

запатентованная система оптифайзер обеспечивает быструю и удобную оптимизацию процесса во время работы;

возможность работы с различным по составу исходным сырьем, обеспечивая содержание воды в очищенной нефтяной фазе в пределах 0,1 -1%;

низкие эксплуатационные расходы;

простота и удобство в обслуживании.

Таблица 15 - характеристика теплообменного оборудования

Позиция по схеме	Наименование и назначение аппарата и его техническая характеристика	Наименование продукта	Температура,⁰С		Тепловая нагрузка, ккал/час	Расход средний кг/ч	Средняя разница температур, °С	Поверхность теплообменного реагента, м²	Кол-во оборудования
			На входе	На выходе
Т-3 Т-4	Теплообменник подогрева нефтешлама Р_раб.=1З,7 кгс/см²	Нефтешлам	20	50	1000	60	45	117	1

Сепаратор Fox 15 оснащен системой оптифайзер, позволяющий быстро оптимизировать качественные показатели в процессе работы системы. Оптифайзер поддерживает состав исходного сырья, обеспечивающий оптимальный режим сепарации за счет подачи необходимого количества воды из буферной системы. Таким образом, сепаратор Fox 15 может работать при любой производительности, от нулевой до номинальной (15 м³/ч), с сырьем, характеризующимся содержанием нефтяной фазы 0 - 100%.

Основное оборудование

- модуль в сборе с сепаратором Fox 15 , приводным мотором, емкостями сбора для нефтяной фазы и воды/механических примесей, откачивающими насосами, точками отбора проб, КИПом и пусковым устройством;

- панель управления/пуска для размещения в безопасной зоне;

технологические соединения DIN по габаритам модуля.

Дополнительное оборудование

защитная герметизация инертным газом;

- панель управления/пуска во взрывобезопасном исполнении, смонтированная на модуле;

коррозионно-защитное исполнение;

технологические соединения ANSI по габаритам модуля.

Вспомогательное оборудование

питающий насос;

- модуль подготовки (подогрева) исходного сырья.

Принцип действия сепаратора.

Сепаратор включает в себя технологическую и приводные части. Он управляется электродвигателем. Двигатель установлен на опорной плите. Опорная плита вместе с сепаратором монтируется на общей фундаментной раме. Анкерные ножки фундаментной рамы служат для гашения вибрации.

Нижняя часть сепаратора включает горизонтальный механизм привода, приводной вал с муфтовым соединением, червячную передачу и вертикальный вал - веретено барабана.

Верхняя часть сепаратора включает технологические части, барабан и впускное устройство для сепарируемой жидкости с соединением.

Внутри барабана находится распределительный корпус и пакет тарелок, через который проходит сепарируемая жидкость, где и происходит процесс сепарации.

Из впускного отверстия сепарируемая жидкость, пройдя через вставку (вставка снабжена пакетом тарелок в нижней части), поступает в распределительный конус, а оттуда в пакет тарелок. Жидкость поступает и распределяется на пакет тарелок через отверстия в распределительном конусе и в пакете тарелок. Сепарация происходит в пространстве между тарелками.

Легкая фаза отсепарированной жидкости двигается вдоль верхней стороны тарелок барабана по направлению к центру барабана, а затем вверх на наружную сторону распределительного конуса и выводится из барабана через силовые кольца и выход для очищенной жидкости.

Тяжелая фаза жидкости вместе с твердым осадком проходит вдоль нижней стороны тарелок барабана по направлению к периферийной зоне барабана, где твердый осадок выбрасывается из барабана через сопла. Тяжелая фаза продолжает двигаться из пакета тарелок в том же направлении и выводится из барабана через сопла или трубу для тяжелой фазы.

Поток концентрата зависит от выбора диаметра сопел. Граница раздела фаз между легкой и тяжелой фазой определяется противодавлением тяжелой фазы на напорном диске, установленном под барабаном.

Барабан с непрерывным типом загрузки оборудован соплами для выгрузки твердого осадка на боковой части барабана. Отсепарированный твердый осадок - концентрат собирается с помощью направленного экрана и выгружается из крышки станины через выпускные патрубки для твердой фазы. Общий вид сепаратора представлен на рисунке 7. [32]. Характеристика сепаратора представлена в таблице 16.

Таблица 16 - Техническая характеристика сепаратора

Максимальная частота вращения вала двигателя	1500/1800 об/мин. 50 Гц/6ОГц
Гидравлическая емкость	15 м³/час
Максимальная плотность подаваемой жидкости	1200 кг/м³
Температура на подаче мин./макс.	0/100 ⁰С
Температура окружающей среды	+5 до +45 ⁰С
Мощность двигателя	30/35 кВт
Потребляемая мощность	6/18 кВт (в режиме холостого хода/при макс. производительности)
Максимальная потребляемая мощность	82 кВт при разгоне
Время пуска/разгона, мин./макс.	2 - 4 минут
Время торможения/остановки	23 - 27 минут
Объем смазочного масла	8 литров
Максимальное время работы с пустым барабаном	180 минут
Уровень звукового шума	77 дБ
Максимальный уровень вибрации	7,1 мм/сек.
Максимальный внутренний диаметр	455 мм
Вес барабана	267 кг
Длина модуля	3310 мм
Ширина модуля	2000 мм
Высота модуля	3127 мм
Масса модуля	4600 кг
Масса модуля во время работы	5800 кг
Число тарелок	50
Минимальный диаметр тарелки	230 мм
Максимальный диаметр тарелки	455 мм
Высота тарелки	150 мм
Частота вращения сепаратора	6240 об/мин

Рисунок 7 - Общий вид сепаратора

- барабан; 2 - оборотная вода; 3 - выход технической жидкости; 4 - возврат технической жидкости; 6 - электродвигатель; 7 - фундаментальная рама; 8- выход твердых отходов; 9 - выход сепарированных масел; 10 - вставка с пакетом тарелок в нижней части; 11 - распределительный конус; 12 - пакет тарелок.

4 Декантер

Предназначен для удаления части механических примесей из нефтешлама. Представляет собой осадительную горизонтальную шнековую двухфазную центрифугу и отдельно стоящий шкаф управления. Максимальная частота вращения - 3800 об/мин. Под декантером установлен конвейер для транспортировки осадка в контейнер сбора твердых механических отходов.

5 Устройство подачи химических реагентов.

Предназначено для дозирования химических реагентов в технологическую жидкость в случае существенного изменения химического состава нефтешлама. Представляет собой две пластиковые емкости с установленными на них насосами-дозаторами малой производительности и мешалкой [5].

6 Плавающий модуль.

Плавающий модуль представляет собой плавающую платформу, состоящую из жестко связанных четырех поплавков, с палубным настилом, ограждением и погружным дном с заборным приямком.

В состав оборудования устройства входят: четыре приемных канала (два фронтальных, два боковых, перекрытых наклонными решетками - предназначенными для задерживания мусора в составе нефтешлама).

Удаление мусора с полотна решеток - ручное, транспортировка собранного нефтешлама в резервуары Р-33 (Р-34) производится встроенным насосным агрегатом вертикального исполнения по гибкому трубопроводу диаметром 100 мм. Перемещение плавающего устройства по акватории шламохранилища производится при помощи ручных лебедок, установленных на заборном устройстве.

Приемные каналы, оборудованы стационарными паровыми подогревателями прямого впрыска. Распределение теплоносителя происходит через распределительный коллектор, находящийся на заборном устройстве.

Для регулировки равномерного приема потока нефтешлама через подводящие каналы, поддерживающие поплавки устройства оборудованы стоками загрузки водного баланса [5].

7 Шламозаборное устройство.

Представляет собой плавающую платформу площадью 70003500 мм с перекачивающим устройством и 4-х сторонним забором нефтешлама. Заборные окна оборудованы наклонными сороудерживающими решетками с шагом 30 мм. Очистка полотна решетки периодическая, ручная. Устройство снабжено насосным агрегатом. Насос предназначен для забора нефтешлама с поддона.

В комплекте заборного устройства имеются:

мостики обслуживания;

насос со щитом управления и кнопкой аварийного отключения;

лебедки ручные;

трос стальной;

кабель силовой;

рукава гофрированные напорные.

Для разогрева нефтешлама заборные решетки снабжены перфорированным паропроводом. Пар через отверстия поступает в заборную зону сборного устройства. Перемещение заборного устройства производится с помощью ручных лебедок, расположенных на палубе. Свободный конец троса крепится к якорной опоре и устанавливается за пределами обваловки шламонакопителя.

Выравнивание заборного устройства платформами по уровню производится путем загрузки водного балласта в поддерживающие поплавки платформы. Удаление балласта производится путем откачки из поплавков. На трубопроводе устанавливается расходомер Q=30 м³/ч [34].

8 Сырьевые резервуары Р-33 (Р-34).

В сырьевых резервуарах происходит предварительная подготовка нефтешлама перед подачей на установку.

Резервуары оборудованы следующим:

- трубопровод подачи;

- трубопровод размыва нефтешлама;

трубопровод забора нефтешлама. Забор проводится из двух точек на высоте 0,3 и 0,98 м от днища резервуара;

трубопровод подачи нефтешлама на установку;

люк-паз;

люк для установки мешалки.

На резервуаре устанавливаются следующие приборы:

газоанализатор;

- термометры для замера температуры нефтешлама на трех уровнях: 1 м; З,5 м; 5,5м.;

уровнемер.

Все сигналы от приборов выводятся на пульт управления. Характеристика емкостного оборудования представлена в таблице 17.

Таблица 17 - Характеристика емкостного оборудования

Позиция по схеме

Наименование аппарата и его техническая характеристика

Наименование среды, состав, плотность, температура, давление

Количество аппаратов

Коэффициент заполнения

Р-33(Р-34) Резервуар V=300 м³; Д=7,58 м; Н=7,5 м Нефтешлам =1099 кг/м³

=1070 ⁰C

P - атмосферное180

9 Насос Н-101.

Насос оборудован следующими приборами:

- реле температуры подшипников насоса и электродвигателя. При температуре 80 ⁰С двигатель отключается;

- реле уровня. Устанавливается на всасывающем трубопроводе. При давлении 0,06 мПа двигатель насоса не включится;

реле давления. Устанавливается на напорном трубопроводе. Давление 1,25 мПа. При давлении 0,2 мПа срабатывает сигнализация и блокировка насоса. Это означает, что или насос забит нефтешламом или фильтр.

Характеристика насосного оборудования представлена в таблице 18.

Таблица 18 - Характеристика емкостного оборудования

Позиция по схеме	Наименование и назначение насоса	Перекачиваемый продукт			Расход м³/час	Характеристика		Кол-во	Мощность установки, одного насоса, кВт	Число оборотов
		Наименование	Температура, °С	Плотность, кг/м³		Произ-водительность, м³/час	Напор, м
Н-101 Н-102	Насос для циркуляции нефтешлама в схеме подготовки и размыва сырья	Нефтешлам	1570109960	60	125	1	30	3000

3.5 Расчет производительности сепаратора

Впервые расчет производительности тарельчатых сепараторов в общем виде для условий проникновения частиц дисперсной фазы через толщу дисперсионной среды предложил Г. И. Бремер. Его методика затем была использована во многих трудах различных авторов. Многие исследователи, рассматривая вопрос сепарирования, получили свои формулы производительности, которые фактически идентичны по своему значению формуле Бремера. Ими для упрощения не учитываются такие факторы, как влияние объемной концентрации частиц и условия стесненного осаждения, не принимается во внимание истинное распределение скорости жидкости в межтарелочном зазоре и неравномерность растекания жидкости по тарелке, не учитываются особенности траектории оседающих частиц и их разное

начальное положение на входе в межтарелочный зазор, не учитываются характеристики дисперсной исходной системы и явление вторичного уноса.Формула Бремера, выведенная им еще в 1928 г, имеет вид

,(1)

где - к.п.д. процесса сепарирования;

- число тарелок;

- характерный объем межтарелочного пространства, обусловленный размерами тарелок и их высотой, ;

- характеристика частиц эмульсии.

Учитывая, что полезный объем одного межтарелочатого пространства разделяющего сепаратора может быть выражен как

где , и при частиц размером в соответствии с законом Стокса, формула (1) может быть получена в виде

(2)

Подобные формулы для производительности могут быть получены на основании интегрирования дифференциального уравнения траектории частицы в потоке с равномерным распределением скорости по его сечению

,(3)

Некоторым видоизменением формулы (3) являются формулы Кука, Лукьянова, Липатова.

Формула Кука производительности сепаратора имеет вид

,(4)

По Липатову

,(5)

где - нормальная толщина тарелки;

- высота пакета тарелок,

Для обычных расчетных условий работы сепаратора с учетом слоя отсепарированной фазы Лукьяновым получена формула производительности

, (6)

где 0,7; - температура в ⁰С;

- радиальная координата питающих отверстий на тарелке;

- радиус тарелки, соответствующий средней скорости потока;

- частота вращения барабана в об/мин.

Итак, один из методов определения производительности сепараторов основан на интегрировании уравнения траектории частиц дисперсной фазы в межтарелочном зазоре в наиболее невыгодных пределах, как будто все частицы оседают от поверхности противоположной тарелки.

С помощью рассматриваемого метода определения производительности при более полном учете всех сил, действующих на оседающую в межтарелочном зазоре критическую частицу, на основании уравнения Гольдина может быть получена формула производительность разделяющего сепаратора

,(7)

Из формулы (7) следует, что усложнение траектории частиц дисперсной фазы при больших по сравнению с кратчайшей траекторией отрицательно сказывается на величине производительности разделяющего сепаратора - она уменьшается.

Из условия проникновения частиц через слой дисперсионной среды получена формула для производительности сепаратора, опубликованная Фритцем и Меннике в 1932 г., эмпирическим путем учитывающая объемную концентрацию дисперсной фазы и начальное положение частиц при входе в межтарелочное пространство

,(8)

где - горизонтальное расстояние между тарелками.

Формула (8) производительности сепаратора самостоятельного значения не имеет, поскольку выведена в предположении, что расчетная частица за время пребывания жидкой смеси в межтарелочном пространстве совершает свое максимальное перемещение и переходит в формулу (3), когда концентрация дисперсной фазы в смеси , находящейся в межтарелочном пространстве, минимальна (). При этом характер зависимости не соответствует реальному процессу разделения дисперсных систем в сепараторах, т.к рост С от 0 до 1 отнюдь не позволяет увеличивать производительность сепаратора от значения, вычисленного по формуле (3), до бесконечности, как это следует из формулы (6).

Некоторыми авторами предложено косвенным образом учитывать влияние объемной концентрации дисперсной фазы на величину производительности - путем оценки толщины слоя осадка на тарелке в зависимости от С.

Рассматривая объем пространства, который занят отсепарированной фракцией, как разность усеченных конусов, Лысковцов выводит формулу толщины слоя осадка на тарелке при любом радиусе в зависимости от его максимальной толщины , в виде

, (9)

И формулу производительности сепаратора

, (10)

где - радиус тарелки, на котором начинается процесс сепарирования частиц (в конце участка стабилизации потока). Максимальная толщина слоя дисперсной фазы на тарелке рассчитывается в зависимости от объема слоя осадка.

,(11)

где - время, по истечении которого наступает установившийся режим сепарации.

При установившемся режиме сепарации и продолжительности движения частиц в направлении к выходу из межтарелочного пространства, равной продолжительности пребывания потока суспензии в межтарелочном пространстве, находится как

.(12)

Однако скорость потока суспензии может отличаться от скорости осадка весьма значительно в зависимости от свойств осадка и суспензии напряженности центробежного поля, качества поверхности тарелок и т.д. Анализ формулы (7) приводит к выводу , что при производительность сепаратора снижается по сравнению с производительностью, вычисленной по формуле (3), примерно на 7%, а при - на 11%. В расчетной практике используется простое расчетное уравнение для определения производительности сепараторов различных конструкций. Уравнение имеет вид

,(13)

где - число тарелок;

максимальный диаметр тарелки в см;

- минимальный диаметр тарелки в см;

- высота тарелки в см;

- частота вращения сепаратора, об/мин.

Эта зависимость получена на основании обработки данных по сепараторам различных конструкций отечественных и зарубежных марок Предлагаемое уравнение представляет собой степенную зависимость всего лишь между шестью переменными. Максимальная неточность расчета по формуле (.9) составляет 10-13%. Формула позволяет быстро и просто с достаточной степенью точности определять производительность сепараторов.

Таким образом, производительность выбранного сепаратора составляет 15м³/ч.[27]

3.6 Характеристика и сведения загрязнителей образующихся от оборудования

.6.1 Вредные выбросы в атмосферу

Работа установки переработки нефтешлама связана с выбросами вредных веществ в атмосферу.

Выбросы подразделяются:

- организованные, к ним относятся вентиляционные выбросы из помещений, где расположены насосы, дыхание емкостного оборудования, выбросы от сепаратора;

- неорганизованные, к ним относятся неизбежно образующиеся в ходе эксплуатации выбросов через неплотности технологической аппаратуры, запорно-регулирующий и предохранительной арматуры, фланцевых соединений, уплотнений вращающихся валов насосов и т.д.

Для защиты воздушного бассейна при эксплуатации установки переработки нефтешлама предусмотрены следующие мероприятия:

- технологический процесс осуществляется в герметичной аппаратуре;

- для исключения возможности создания аварийных ситуаций расчетное давление устанавливаемых аппаратов приняты в соответствии с ГОСТ 12.2.085-82 «Сосуды, работающие под давлением, клапаны предохранительные»;

насосы, перекачивающие нефтешлам, оснащаются сальниковыми уплотнителями.

3.6.2 Сточные воды

Характеристика сточных вод образующихся от оборудования приведена в таблице 19.

Таблица 19 - Характеристика сточных вод образующихся от оборудования

Наименование систем водоотведения и место образования сточных вод	Количество стоков		Характеристики		Количество загрязнений
	м³/сут.	тыс.м³/год	Наименование загрязнителей	Концентрация загрязнителей мг/л	кг/сут	т/год
Производственно дождевая канализация	14,4	4,824	Нефтепродукты	50,0	0,7	0,234
Протечка от охлаждения насосов			ХПК	200	72	24,12
Выделенная вода из нефтешлама			Взвешенные вещества	25	9	3,015

.6.3 Твердые отходы

Механические примеси, превращенные в обезвоженный кек, отгружаются в приемный контейнер и направляются для дальнейшего использования в качестве подстилающего слоя при устройстве автодорог, площадок. Характеристики твердых бытовых отходов приведены в таблице 20.

Таблица 20 - Характеристики твердых бытовых отходов

Наименование отходов	Место образования отходов	Класс опасности отходов	Периодичность образования отходов	Кол-во отходов т/год	Использование отходов
Обезвреженный кек	После вибросита		Постоянно	50	Компонент для устройства подстилающего слоя автодорог, пешеходных тротуаров.
	После декантера		Постоянно

3.6.4 Почвы и грунтовые воды

Для предотвращения загрязнения почв и грунтовых вод производственными продуктами предусмотрены следующие мероприятия:

- под оборудованием, где по условиям эксплуатации возможны проливы, выполняется твердое водонепроницаемое покрытие, огражденное по периметру бортиком высотой 150 мм, а проливы и ливневые воды, через трапики отводятся в систему промливневой канализации;

- территория установки свободная от застройки имеет монолитное цементобетонное покрытие;

ливневые стоки с территории установки собираются в дождеприемные колодцы и отводятся в систему промливневой канализации очистных сооружений для дальнейшей очистки.

4. Эксплуатация и ремонт оборудования

С позиции надежности различают следующие состояния объекта исправное состояние и неисправное.

Исправность - это состояние объекта, при котором он соответствует всем требованиям нормативно - технической и конструкторской документации.

Неисправность - это состояние объекта, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно - технической и конструкторской документации.

Работоспособность - это состояние объекта, при котором значение всех параметров характеризующих способность выполнять заданные функции соответствуют всем требованиям нормативно - технической и конструкторской документации.

Неработоспособность - это состояние объекта, при котором значение хотя бы одного параметра характеризующего способность выполнять заданные функции не соответствуют требованиям нормативно - технической и конструкторской документации.

Повреждение - это событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного.

Предельное состояние - это состояние, при котором его дальнейшая эксплуатация не допустима или не целесообразна либо восстановление его работоспособности не возможно или не целесообразно.

Признак или совокупность признаков предельного состояния объектов устанавливается нормативно - технической и конструкторской документацией и называется такой признак критерием предельного состояния. В зависимости от условий эксплуатации для одного и того же объекта можно установить два и более критерия предельного состояния. Переход из одного состояния в другое обычно происходит вследствие повреждения или отказа.

Отказ - это событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния. Критерием отказа называется признак или совокупность признаков нарушения работоспособного состояния. Отказ событие случайное, т.к. он может произойти, а может и не произойти в течение некоторого времени, и причины могут быть различны.

Отказы классифицируются по определяющим их признакам.

1 по характеру возникновения (внезапные, постепенные);

2 по стабильности (устойчивые, неустойчивые);

по связи с другими отказами (зависимые, независимые);

по причине возникновения (конструктивные, технологические, эксплуатационные);

5 по последствиям отказов (обратимые, необратимые);

6 по возможности контроля (контролируемые, неконтролируемые).

Отказы характерные для данного типа машин и наиболее часто повторяющиеся называются типовыми. Перечень типовых отказов приводят в нормативно технической документации на машину. Последствия отказа в большинстве случаев зависит не от самого отказа, а от возможности его устранить. Если время устранения последствия отказа достаточно мало, то его последствия могут не сказаться на результатах функционирования объектов. Таким образом, работоспособное состояние объекта может сохраняться длительное время благодаря быстрому устранению отказов. В связи с этим все объекты делят на 2 группы:

1 восстанавливаемые или ремонтируемые;

2 невосстанавливаемые или неремонтируемые.

Восстановленным объектом называется такой объект, для которого в рассматриваемой ситуации проведение восстановление работоспособного состояния предусмотрено в нормативно - технической и конструкторской документации. Если ремонт соответствующей документацией не предвиден, то объект называется не ремонтируемым. Таким образом, необходимый уровень надежности объекта может быть обеспечен восстановлением или ремонтом.

Надежность - это свойство оборудования выполнять заданные функции, сохраняя во времени значения установленных эксплуатационных показателей в заданных пределах соответствующих заданным режимам и условий использования технического обслуживания, ремонтов, хранения транспортирования.

Ремонт (Р) - это комплекс операций по восстановлению исправности и работоспособности оборудования и восстановлению ресурсов оборудования или его составных частей.

Технический осмотр (ТО) - это комплекс операций по поддержанию работоспособности или исправности оборудования при использовании его по назначению, ожидании, хранении и транспортировании. Цель ТО предупреждение износа оборудования путем своевременного обнаружения и устранения неисправностей.

Свойство объекта, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособности, путем ТО и Р называется ремонтопригодностью.

Свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или наработки называется безотказностью.

Наработка - это продолжительность или объем работы объекта. Она может быть как непрерывной, так и целочисленной величиной.

Свойство объекта сохранять работоспособность до наступления предельного состояния при установленной системы ТО и Р называется долговечностью. Она характеризует свойство надежности, с позиции предельной длительности сохраняя работоспособности объекта с учетом перерывов в работе. Таким образом, надежность является комплексным свойством включающая в качестве составляющих свойства безотказности, долговечности и ремонтопригодности. Иногда к свойствам надежности относят сохраняемость, т.е. свойство изделия сохранять эксплуатационные показатели в течение и после срока хранения или транспортирования установленного нормативно - технической и конструкторской документацией. Все составляющие надежности взаимозависимы, но в зависимости от типа объекта его назначения и условий применения различия и вклад каждой составляющей в надежность. В зависимости от вида изделия его надежность может включать только часть составляющих свойств надежности [27].

4.1 Виды технического обслуживания и ремонта

Технический осмотр оборудования представляет собой комплекс мероприятий направленных на предупреждение преждевременного износа машин и агрегатов, путем точного выполнения правил технической эксплуатации, а так же своевременного устранения мелких неисправностей.

Технический осмотр включает в себя:

1 ежесменный технический осмотр;

2 ежесуточную проверку правильности эксплуатации и технический осмотр состояние оборудования;

периодические технические осмотры, выполняемые после наработки оборудованием определенного количества часов.

Ежесменные технические осмотры являются основным профилактическим мероприятием, направленным на увеличение межремонтных периодов.

Для своевременного и качественного обслуживания оборудования администрация предприятия обязана:

1 закрепить все оборудование, за эксплуатационным персоналом назначив приказом по предприятию лиц из числа инженерно-технических работников ответственных за технически исправное состояние, безопасную и правильную эксплуатацию оборудования;

2 установить порядок осуществления и оформления передачи и приема оборудования по сменам;

снабдить эксплуатационный персонал инструментами, приборами, смазочным инвентарем и другими техническими средствами необходимыми для ухода за оборудованием;

4 ознакомить под расписку и обеспечить эксплуатационный персонал инструкцией по эксплуатации и обслуживанию оборудования. Инструкция по ежесменному техническому осмотру и уходу за оборудованием должна содержать:

- перечень и последовательность всех операций и работ, которые эксплуатационный персонал обязан производить в течение смены;

- перечень наиболее часто встречающихся неисправностей оборудования и признаков, свидетельствующих об их наличии;

описание способов устранения наиболее часто встречающихся неисправностей, а так же перечень необходимых для этого инструментов, приборов, материалов, приспособлений и других технических средств;

указания по безопасным методам обслуживаемого оборудования;

правила содержания рабочих мест;

указания о составе профилактических работ при приемке смены и при подготовке оборудования к сдаче новой смене.

5 в объем ежесменного технического осмотра оборудования входят:

- регулярный наружный осмотр;

- очистка;

проверка наличия и смазка оборудования в соответствии с режимом смазки и правил технической эксплуатации смазочных систем;

проверка работы предохранительных устройств, масленых и охлаждающих систем, проверка наличия и исправности ограждающих устройств;

наблюдение за работой контрольно измерительных приборов и автоматических устройств, за натяжением и состоянием ремней, тросов, цепей, крепежных деталей;

проверка действия тормозов и приспособлений для установки оборудования;

регулирование оборудования;

устранение мелких неисправностей.

6.ежесменным техническим осмотром предусматривается обязательно правильно организованная передача оборудования по сменам. Администрация предприятия определяет перечень оборудования, на которое обязательно ведение журнала приема и сдачи смен.

Ежесуточная проверка предупреждает преждевременный выход оборудования из строя. Проверка осуществляется лицами ответственными за технически исправное состояние и безопасную эксплуатацию оборудования. Все замеченные неисправности оборудования должны быть зафиксированы в журнале приема и сдачи смен и устранены.

Технические осмотры производятся для проверки технического состояния оборудования, для выявления и устранения неисправностей, а так же для определения объема предстоящего планового ремонта.

Результаты осмотров заносят в формуляр оборудования согласно ГОСТу, а в случае отсутствия формуляра в агрегатный журнал, форма которого приводится в положении о планово-предупредительном ремонте. Технической осмотр оборудования выполняется эксплуатационным персоналом с участием ремонтного персонала по графику, как правило, в ремонтные смены и дни, а так же в периоды технологических простоев. Для непрерывно действующего оборудования на выполнение технического осмотра должно выделяться специальное время.

В объем технического осмотра входят:

1 вскрытие люков и крышек, осмотр и проверка состояния узлов и механизмов, выполнение мелких ремонтных работ;

2 выявление и уточнение объема работ ближайшего планового ремонта;

проверка правильности переключения и использования команд поданных с пульта управления;

проверка исправности ограничителей и упоров.

Системой планово-предупредительных ремонтов предусматриваются ремонты двух видов: текущий и капитальный ремонты. При наличии в оборудовании узлов и деталей с большой разницей в износостойкости предусматриваются различные по объему текущие ремонты.

Текущий ремонт - это вид планового ремонта, при котором производится очистка, частичная разборка оборудования, замена отдельных деталей, узлов и механизмов, полная или частичная замена материалов, проверка креплений, замена вышедших из строя крепежных материалов и наладка оборудования.

При текущем ремонте печных агрегатов производится частичная замена огнеупорной кладки, гарнитуры и других элементов печей. Текущие ремонты выполняются силами ремонтных бригад предприятия, а в случае производства крупных текущих ремонтов (по графикам, утвержденным вышестоящей организации) так же с привлечением подрядных специализированных организаций.

Капитальный ремонт - это вид планового ремонта, при котором должны быть восстановлены первоначальные качественные характеристики оборудования (производительность, мощность, точность).

При капитальном ремонте производится:

- очистка;

- полная разборка оборудования;

промывка узлов;

замена или ремонт базовых деталей;

замена всех изношенных деталей и узлов;

сборка и наладка оборудования.

При капитальном ремонте печных агрегатов производится замена всей или большей части каркаса, газоходов, огнеупорной кладки, гарнитуры и других элементов печей. Капитальные ремонты могут проводиться в полном объеме или частями, рассредоточено в течение планируемого года.

Одновременно с капитальным ремонтом при необходимости осуществляется модернизация оборудования по чертежам завода изготовителя либо по чертежам проектной организации, либо по чертежам предприятия эксплуатирующего оборудования.

Выбор объектов определяющих технические направленности и объемов работ по модернизации, по разработке технических заданий, по конструкции и другой документации, а так же практическое осуществление работ по модернизации оборудования.

Общее руководство работами по модернизации оборудования осуществляется главным инженером предприятия. Продолжительность простоя оборудования при осуществлении капитального ремонта с модернизацией устанавливается с учетом объема работ связанной с модернизацией.

Количество и виды ремонтов можно определить одним из следующих методов:

1 аналитический;

2 графический;

номограмм.

Для определения количества и видов ремонта принимается аналитический метод. Данным методом определяется число ремонтов и технических осмотров по формулам. Расчет ведут в следующем порядке:

определение количества капитальных ремонтов;

2 определение количества текущих ремонтов;

определение количества текущих осмотров [26].

4.2 Системы организация ремонтных работ

Уход и ремонт оборудования может осуществляться применением одой из следующих систем организации ремонтов:

1 Послеосмотровая система ремонтов.

Предусматривает проведение обязательных периодических осмотров оборудования не в строго установленные сроки. Их цель установление состояния машины для предупреждения выхода ее из строя. По результатам осмотра лицами, производившими осмотр, устанавливается состояние оборудования, и назначаются сроки и виды ремонта, а это является недостатком системы т.к. зависит от того, кто проводит осмотр. Недостаток данной системы является еще и то, что невозможно заранее предусмотреть сроки и длительность ремонта. Данную систему обычно применяют в период освоения новых типов и конструкций машин и к машинам, работающим при переменном режиме нагрузки и обслуживаемым недостаточно квалифицированным обслуживающим персоналом

2 Периодическая система ремонтов.

Данная система предусматривает проведение осмотров и ремонтов через определенные промежутки времени в заранее установленные сроки с учетом условий работы машины и ее состояния. Однако объем ремонта при этом не планируется, а определяют в процессе осмотра или ремонта в зависимости от технического состояния оборудования. В результате этого невозможно заранее планировать объемы ремонтных работ, потребности в запасных частях, потребности в рабочей силе, потребность в оборудовании и инструменте.

3 Стандартная система ремонта.

Предусматривает периодическое обновление оборудования путем единовременной смены частей деталей и сборочных единиц. Для каждого вида ремонта заранее установлен объем работ, перечень сменяемых деталей и сборочных единиц независимо от их состояния. Недостатком такого метода является высокая стоимость ремонта, т.к. часто производится замена еще неизношенных деталей, т.е. их ресурс еще не выработан.

4 Система планово-предупредительных ремонтов.

Система планово-предупредительных ремонтов включает элементы послеосмотровой, периодической и стандартной систем ремонта. Принцип системы планово-предупредительных ремонтов заключается в том, что оборудование после определенной наработки осматривают и проводят различные виды ремонта, периодичность и продолжительность которых определяются в зависимости от конструктивных особенностей оборудования, ресурса деталей и сборочных единиц, от условий их эксплуатации.

4.2.1 Система планово-предупредительных ремонтов

Термин «система планово-предупредительных ремонтов» определяет характер ремонта. Плановым он называется, потому что ремонты проводят в плановом порядке, а предупредительной, потому что предупреждается возможность неожиданного выхода оборудования из строя или резкого ухудшения его состояния.

Планово-предупредительный ремонт проводится не тогда когда машина износилась на столько, что вышла из строя (ремонт по потребности), а тогда когда ее износ не перешел еще в прогрессирующий.

Система планово-предупредительных ремонтов - это комплекс взаимосвязанных положений и норм, определяющих организацию и порядок проведения работ по техническому обслуживанию и ремонту оборудования (с заданными последовательностью и периодичностью) с целью содержания его в работоспособном состоянии.

Все выполняемые работы носят предупредительный профилактический характер, исключающий возможность работы оборудования в условиях прогрессирующего износа.

Сущность системы планово-предупредительных ремонтов состоит в планировании, подготовке и организации определенных видов технического обслуживания и ремонта с заданными последовательностью и периодичностью. Система планово-предупредительных ремонтов включает 5 подсистем: планирование технического осмотра и ремонта; организация технического осмотра и ремонта; технология технического осмотра и ремонта; материально техническое обеспечение технического осмотра и ремонта; кадры исполнителей. В основу системы планово-предупредительного ремонта положены циклы технического осмотра и ремонта.

4.2.2 График ремонта принятого оборудования

В соответствии с определенным количеством и видам технического обслуживания и ремонта строят годовой график планово-предупредительных ремонтов (ППР), а на его основании месячные графики планово-предупредительных ремонтов. Формы графиков годового и месячного приводятся в приложении к положению планово-предупредительных ремонтов «Инструкция по составлению и заполнению годового графика планово-предупредительных ремонтов»

годовой график планово-предупредительных ремонтов составляется на основании нормативов периодичности и продолжительности ремонтов, установленных положением о планово-предупредительных ремонтах. На основании данных о состоянии оборудования накопленных в процессе его эксплуатации и обслуживания, а так же на основании перспективного графика капитальных ремонтов;

2 годовой график ремонтов оборудования цеха составляется ремонтной службой цеха владеющего оборудованием совместно с отделом главного механика предприятия в установленные сроки. График подписывают начальник и механик цеха, и утверждает главный механик предприятия;

годовой график планово-предупредительных ремонтов на основное оборудование предприятия составляется отделом главного механика предприятия на основании годовых графиков цехов и других структурных подразделений. Годовой график подписывают главный механик предприятия, начальник и механик цехов, а утверждает главный инженер;

порядок заполнения годового графика предписывается формой № 4: «Годовой график планово-предупредительных ремонтов оборудования»;

годовой график планово-предупредительных ремонтов цеха составляется в двух экземплярах: для цеха и для отдела;

отметки в графиках о фактическом выполнении ремонта производят по их окончанию.

В графиках планово-предупредительных ремонтов, особенно при большом количестве оборудования, количество и виды технических осмотров и ремонтов распределяют равномерно по кварталам, месяцам планируемого года и числам текущего месяца. Делается это с целью исключения такой ситуации, при которой может оказаться запланированным ремонт для большинства эксплуатируемого оборудования в одно и тоже время.

При такой ситуации:

1 возникает в определенный период чрезмерное увеличение объема ремонтных ремонтов существенно превышающее реальную мощность ремонтной базы, что может привести к срыву графика планово-предупредительных ремонтов;

2 остановка одновременно большого количества оборудования на ремонт может снизить запланированный объем вырабатываемой продукции;

возможен разрыв в непрерывном взаимодействии технологического оборудования.

С целью равномерного распределения количества и видов технического осмотра и ремонтов в графике планово-предупредительных ремонтов на начальной стадии эксплуатация оборудования возможно незначительное отклонение от нормативов периодичности ремонта. Однако во всех случаях следует выдерживать определенную расчетами структуру ремонтного цикла (на год) для каждого оборудования [26].

4.3 Эксплуатация и правила безопасности при эксплуатации

Для обеспечения безопасной эксплуатации установки переработки нефтешлама приняты оптимально возможные решения для того, чтобы схема была рациональной с комплексной автоматизацией технологического процесса, позволяющей обеспечить его непрерывность и стабильную работу оборудования.

Для защиты оборудования и обслуживающего персонала проектом предусмотрены необходимые автоматические блокировки, исключающие возникновение аварийной ситуации при нарушении основных параметров процесса:

- остановка электродвигателя насоса Н-101, Н-102 при понижении давления в линии нагнетания до минимального;

- отключение двигателей насосов Н-101, Н-102 при повышении температуры подшипников свыше 80°С.

Кроме блокировок проектом предусмотрена предупредительная сигнализация.

Технологическое оборудование, имеющееся на установке и применяемое в процессе подготовки и переработки нефтешлама, проверено на соответствие технологическим требованиям, заданной производительности и работоспособности при максимально возможных параметрах. Защита оборудования, не снабженного предохранительными устройствами, обеспечивается более высоким расчетным давлением по сравнению с максимально возможным от источника давления.

Насосы работающие непрерывно, имеют 100 % резерв.

На случай возникновения аварийной ситуации предусмотрено отключение электрооборудования со щита операторной.

С учетом взрывоопасности перерабатываемых веществ, исполнение всего электрооборудования принято в соответствии с требованиями ПУЭ, Гостов Р-5130.0 19-99

Все трубопроводы, аппараты и оборудование, имеющие температуру наружных поверхностей выше 60°С, в зонах обслуживания теплоизолируются от ожогов.

Перечень основных мероприятий, предусмотренных в проекте в соответствии с требованиями:

1 предусмотрен контроль за содержанием горючих веществ в негорючем теплоносителе;

2 параметры, характеризующие энергоустойчивость технологического процесса, определены при разработке процесса;

предусмотрено дистанционное отключение насосов, перемещающих горючие продукты;

насосы, применяемые для нагнетания горючих жидкостей оснащены блокировками, исключающими пуск или прекращающие работу насоса при отсутствии перемещаемой жидкости в его корпусе или отклонениях ее уровней в приемной или расходной емкостях от предельно допустимых значений;

предусмотрена теплоизоляция в соответствии с требованиями пункта;

центробежные насосы, перекачивающие ГЖ, оснащены сальниковыми уплотнителями;

предусмотрена автоматизированная система контроля и управления на базе электронных и микропроцессорных средств контроля и автоматики;

предусмотрена световая и звуковая сигнализация о загазованности воздушной среды;

система управления выбрана таким образом, что исключает возможность срабатывания от случайных и кратковременных сигналов нарушение нормального хода технологического процесса, в том числе и в случае переключений на резервный или аварийный источник электропитания;

предусмотрен контроль загазованности в производственном помещении с сигнализацией предельно допустимой величины.

Автоматизированная система осуществляет все функции, необходимые для нормального ведения технологического процесса, обеспечивающего безопасность персонала, целостность оборудования и постоянный контроль за состоянием воздушной среды.

.4 Определение количества и вида технического обслуживания и ремонтов

Количество и виды технического обслуживания и ремонта определяем аналитическим методом. Ремонтные нормативы представлены в соответствии с таблице 21.

Таблица 21 - Ремонтные нормативы основного оборудования

Оборудование	Кол-во	Ремонт
		Вид	Периодичность, ч	Продолжительность, ч	Число в цикле	Трудоемкость одного ремонта	Среднегодовая трудоемкость
Теплообменник	1	ТО
		Т	4380	4	2	4	8
		К	8760	8	1	10	10
Сепаратор Fox 15	1	ТО	4380	8	4	16	21
		Т	13140	32	1	64	21
		К	26280	56	1	210	70
Насос	1	ТО	170	2	60	4	160
		Т	1020	4	11	8	59
		К	12240	6	1	15	10

Количество капитальных ремонтов определяют по формуле

(14)

где Н_Г - планируемая выработка на год, час, определяемая по формуле

(15)

где = 0,8 0,9 - планируемый коэффициент использования машины в смену;

Т_Р - количество часов, затрачиваемых на ремонт в планируемом году.

(16)

где Т_Т0, Т_Т1, Т_Т2 …Т_К - продолжительность, соответственно, одного технического обслуживания, первого текущего, второго текущего и т.д., капитальных ремонтов, ч;

- число в цикле, соответственно, одного технического обслуживания, первого текущего, второго текущего и т.д., капитальных ремонтов, ед;

К - ремонтный цикл машин, ч;

Т_Г - номинальный фонд времени работы оборудования, год;

Н_К - выработка машины от предыдущего капитального ремонта, ч. Для оборудования, эксплуатируемого на предприятии до начала планируемого года, Н_К принимают по данным предприятия.

Теплообменник

Рассчитываем количество капитальных ремонтов. Т.к. оборудование новое, поэтому число капитальных ремонтов равно нулю

Количество первых текущих ремонтов рассчитываются по формуле

(17)

где Т₁ - периодичность первых текущих ремонтов, ч;

Н_т1- выработка машины от предыдущего первого текущего ремонта, ч (Н_т1 = 0).

Количество технических осмотров вычисляют по формуле

(18)

где ТО - периодичность технических осмотров, ч;

Н_Т0 - выработки машины от предыдущего технического обслуживания, ч (Н_ТО = 0).

Сепаратор Fox 15

Рассчитываем количество часов затрачиваемых на ремонт в планируемом году

Определяем количество первых текущих ремонтов

Определяем количество технических осмотров

Насос

Рассчитываем количество часов затрачиваемых на ремонт в планируемом году

Определяем количество первых текущих ремонтов

Определяем количество технических осмотров

Количество технических осмотров и ремонтов заносим в таблицу 22, годовой график планово-предупредительных работ и месячный график планово-предупредительных работ представлены в таблицах 23 и 24 соответственно.

Таблица 22 - Количество технических осмотров и ремонтов оборудования

Наименование оборудования	ТО	Т1	Т2	К
Теплообменник		1	-	0
Сепаратор Fox 15	2	1	-	0
Насос	4	1	-	0

Таблица 23 - Годовой график планово-предупредительных работ

Оборудование

Распределение плановой выработки

Кол-во ремонтов и продолжительность

Общая продолжительность ремонтов, ч

І квартал

ІІ квартал

ІІІ квартал

ІV квартал

январь

февраль

март

апрель

май

июнь

июль

август

сентябрь

октябрь

ноябрь

декабрь

ТО

Теплообменник

-4

Сепаратор Fox 15

-256

Насос центробежный

Таблица 24 - Месячный график планово-предупредительных работ(июль)

Июль	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29	30
Теплообменник
Насос центробежный

5. Безопасность жизнедеятельности

.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

В ходе процесса утилизации нефтешлама наблюдаются следующие опасные факторы технологического процесса, которые могут привести к травмам или профессиональным заболеваниям (электроток, шум, вибрация, тепловые выделения, загазованность, запыленность, пониженная и повышенная влажность и т.д.)

Анализ всех производственных факторов представлен в виде таблице 25.

Таблица 25 - Анализ производственных факторов

Рабочее место или операция технологического процесса

Наименование оборудования

Наименование опасного (вредного) фактора

Единица измерения

Величина фактора

Нормативная величина

Ссылка на ГОСТ, СНиП и т.п.

Перекачка нефтешламов

насос

шум

дБА

90- 115

ГОСТ 12.1.003-02 и СНиП 11-12- 77

корпус подшипников

вибрация или среднеквадратическое значение виброскорости

мм/сек.

3,5

ГОСТ 12.1.012-96

двигатели насосов

электроток

мА

0,3

0,5

ГОСТ 12.1.038-82

Установление процесса циркуляции

насос

шум

дБА

110- 115

ГОСТ 12.1.003-02 и СНиП 11-12- 77

фильтр тонкой очистки

вибрация

мм/сек.

3,0

3,5

ГОСТ 12.1.012-96

теплообменник

тепловыделения

кВт/м²

598

348

ГОСТ 12.1.005-02

влажность

50-60

СНиП 2-31-74

мешалки

шум

дБА

ГОСТ 12.1.003-02 и СНиП 11-12- 77

двигатели насосов

электроток

мА

0,4

0,5

ГОСТ 12.1.038-82

Вибросито

вибросито

шум

дБА

105

ГОСТ 12.1.003-02 и СНиП 11-12- 77

вибрация

мм/сек.

6,8

3,5

ГОСТ 12.1.012-96

конвейер

шум

дБА

ГОСТ 12.1.003-02 и СНиП 11-12- 77

вибрация

мм/сек.

5,4

3,5

ГОСТ 12.1.012-96

двигатели

электроток

мА

0,3

0,5

ГОСТ 12.1.038-82

Модуль насосов общий

теплообменник

тепловыделения

кВт/м²

598

348

ГОСТ 12.1.005-88

влажность

50-60

СНиП 2-31-74

мешалки

шум

дБА

ГОСТ 12.1.003-02 и СНиП 11-12- 77

вибрация

мм/сек.

2,5

3,5

ГОСТ 12.1.012-96

Двигатели насосов

электроток

мА

0,3

0,5

ГОСТ 12.1.038-82

Модуль сепаратора

сепаратор

шум

дБА

120

ГОСТ 12.1.003-02 и СНиП 11-12- 77

вибрация

мм/сек.

8,4

3,5

ГОСТ 12.1.012-96

Декантер

декантер

шум

дБА

102

ГОСТ 12.1.003-02 и СНиП 11-12- 77

вибрация

мм/сек.

5,6

3,5

ГОСТ 12.1.012-90

конвейер

шум

дБА

ГОСТ 12.1.003-02 и СНиП 11-12- 77

вибрация

мм/сек

5,4

3,5

ГОСТ 12.1.012-96

двигатели

электроток

мА

0,2

0,5

ГОСТ 12.1.038-82

Устройство подачи/дозирования химических реагентов

дозатор

шум

дБА

ГОСТ 12.1.003-02 и СНиП 11-12- 77

вибрация

мм/сек.

3,6

3,5

ГОСТ 12.1.012-96

5.2 Мероприятия по охране труда, производственной санитарии, пожарной и взрывной безопасности

Охрана труда это система законодательных актов и соответствующих им социально экономических, технических, гигиенических и организационных мероприятий обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособность человека в процессе труда.

Охрана труда включает в себя следующие 4 части: 1 техника безопасности; 2 промышленная санитария; 3 пожарная и взрывная безопасность; 4 законодательство по охране труда.

Для устранения травматизма при работе рабочие, помимо знания материальной части и правил технической эксплуатации, должны знать и строго соблюдать правила техники безопасности.

Техника безопасности (ТБ) - это система организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих воздействие на работающих опасных производственных факторов.

ТБ включает в себя приемы безопасного обслуживания оборудования, умение пользоваться средствами индивидуальной защиты и оказание первой медицинской помощи при несчастных случаях.

Причинами травматизма при эксплуатации могут быть:

- вредные и взрывоопасные газы;

- неисправность ограждения подходов, эксплуатационных площадок;

места производства ремонтно-ревизионных работ.

Также представляют опасность:

недостаточная или неисправная вентиляция сооружений;

- работа без защитных приспособлений;

несоблюдение правил эксплуатации оборудования.

Рабочие при поступлении на работу или переводимые с одной на другую проходят вводный инструктаж по ТБ, а после этого инструктаж на рабочем месте с последующей проверкой знаний, без чего допуск к работе запрещается. Каждый год рабочие сдают экзамен по ТБ. У каждого рабочего места вывешены соответственные инструкции, точные и краткие указания по обслуживанию сооружений, оборудования и ТБ.

Использование цвета в качестве закодированного носителя информации об опасности является одним из основных средств предупреждения несчастных случаев и аварий. Окраска трубопроводов и емкостей с горючими, ядовитыми, агрессивными веществами производится в определенные цвета, согласно ГОСТ 14202-69 [19].

К числу первоочередных мероприятий необходимо отнести максимальную герметизацию оборудования и коммуникаций теплоизоляцию горячих поверхностей, автоматизацию и дистанционное управление технологическими процессами.

При обнаружении неисправностей, которые могут привести к аварии, необходимо немедленно прекратить работу и доложить вышестоящему начальнику. Перед пуском какой-либо машины (воздуходувки, насоса и пр.) рабочему необходимо предварительно убедиться в ее исправности.

Все колодцы и люки закрыты исправными крышками. Запрещается открывать крышки люков руками, для этого пользуются крючками и ломами.

Переносные электрические лампы работают от электротока с напряжением не выше 36 В.

Открытые вращающиеся детали насосов, ременные, цепные передачи и зубчатые колеса ограждены.

Включение и отключение электродвигателей при помощи рубильников или кнопок осуществляется только в диэлектрических перчатках, стоя на резиновом коврике. В сырых местах вместо резинового коврика применяют деревянные решетки, установленные на изоляторах.

Все корпусы электромоторов, пусковые и токоведущие устройства выполнены согласно СНиП, все оборудование заземлено.[18]

5.2.1 Мероприятия по производственной санитарии

Промышленная (производственная) санитария - это система организационных мероприятий и технических средств, предотвращающих или уменьшающих воздействие на работающих вредных производственных факторов.

Опасным производственным фактором - называется такой фактор, воздействие которого в определенных условиях может привести к резкому или внезапному ухудшению здоровья или к смертельному исходу.

Вредным производственным фактором - называется такой фактор, который оказывает влияние на работающего, и в определенных условиях может привести к заболеванию или снижению трудоспособности (шум, вибрация и т.д.).

Установка переработки нефтешлама относится к вредным производственным факторам, т.к. является источником повышенного шума и вибрации.

Для обеспечения нормальных метеорологических условий и поддержания теплового равновесия между телом человека и окружающей средой на предприятии проводится ряд мероприятий, основными из которых являются:

1 механизация и автоматизация тяжелых и трудоемких работ;

2 дистанционное управление тепло излучающими процессами и аппаратами, что исключает необходимость пребывания работающих в зоне теплового излучения;

рациональное размещение и теплоизоляция оборудования, аппаратов, коммуникаций и других источников, излучающих на рабочие места тепло. Теплоизлучающее оборудование размещается так, чтобы исключить направление потоков лучистой энергии на рабочее место, или размещать теплоизлучающее оборудование на открытых площадках.

Рациональное производственное освещение должно обеспечивать психологический комфорт, предупреждать зрительную и общую утомляемость и профессиональные заболевания глаз человека. Освещение рабочих мест и площадок, а также территорий, на которых размещены пруды-отстойники, должны быть ярким.

Зимой все проходы и мостики нужно систематически очистить от снега и льда и посыпать песком.

Перед спуском рабочих в смотровые колодцы или резервуары необходимы меры предосторожности. Прежде всего, нужно проверить, нет ли в колодцах или резервуарах газов. Запрещается проверять наличие газа зажженным фонарем, свечей, лампой или бросанием горящей бумаги. Это может привести к взрыву. Опускать в колодец можно зажженную шахтерскую лампу. Если лампа не гаснет, удушающие газы в колодце отсутствуют. При срочных работах спуск в колодец, где обнаружено присутствие газов, возможен только в изолирующем противогазе с выкидным шлангом. Конец выкидного шланга, по которому засасывается воздух, должен быть удален от колодца не менее чем на 2 м.

5.2.2 Мероприятия по пожарной и взрывной безопасность

Пожарная и взрывная безопасность это система организационных мероприятий и технических средств, направленных на профилактику и ликвидацию пожаров и взрывов, а так же на ограничение их последствий.

К задачам пожарной и взрывной безопасности относятся: разработка систем предотвращения пожаров; обеспечение нормальной эксплуатации оборудования; предотвращение образования горючей среды и источников зажигания; разработка систем пожарной и взрывной защиты; разработка коллективных и индивидуальных средств защиты и т.д.

Все производства по пожарной, взрывной и пожаро-, взрывоопасности подразделяются на 6 категорий А Б В Г Д Е. А и Б - взрыво-, пожароопасное производство. В Г Д - пожароопасное. Е - взрывоопасное производство.

Установка переработки нефтешлама относится к взрывоопасным помещениям категории А. В процессе переработки нефтешлама участвуют токсичные, взрыво- пожароопасные, горючие жидкости. Рабочее давление в агрегатах Альфа Лаваль 2,5 кгс/см², в системе размыва 12,5 кгс/см², температура 95°С.

При неправильной организации труда и несоблюдении правил безопасности вещества, участвующие в процессе, могут оказать отравляющее воздействие на организм человека. Поэтому обслуживающий персонал должен соблюдать общие правила техники безопасности, правила эксплуатации оборудования, изложенные в заводских инструкциях, а также технологической картой производства.

При поступлении на работу все проходят противопожарный инструктаж. Этот инструктаж проводится в 2 этапа. 1 этап - инструктаж проводят начальник пожарной охраны предприятия, либо инструктор по пожарной профилактике, либо начальник караула, либо инженер по ТБ из отдела охраны труда. 2 этап - проводится непосредственной руководителем работ параллельно с инструктажем по ТБ на рабочем месте.

Причины пожаров на установке могут быть следующие: технологические, технические, эксплуатационные, конструктивные.

Безопасность технологических процессов во многом зависит от аппаратурного оформления. Емкости, содержащие агрессивные и взрывоопасные среды, снабжены вспомогательными устройствами для безопасной работы с ними. К таким устройствам относятся: переливные трубы.

Все производственные и подсобные помещения, установки и склады обеспечены средствами пожаротушения и пожарного инвентаря согласованные с местной пожарной охраной.

Выбор и обоснование технологической схемы утилизации нефтешлама

Выбор и обоснование технологической схемы утилизации нефтешлама

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Характеристика природного территориального комплекса

.1 Климатическая характеристика района расположения АНПЗ ВНК

1.2 Ветровая характеристика

1.3 Элементы биосферы, нарушаемые предприятием

1.3.1 Влияние на атмосферу

1.3.3 Влияние на литосферу

2. Технологическая характеристика «ОАО АНПЗ ВНК»

.1 Отраслевая принадлежность

2.2 Сырьевая база и ассортимент используемого сырья

2.3 Краткая характеристика основных технологий производственного объекта

2.4 Описание технологического процесса

3. Утилизация нефтешлама

3.1 Аналитический подход к системе накопления нефтешламов

3.1.1 Методики отбора проб и анализа нефтешламов

Универсальные методы сочетают вышеупомянутые в различных вариантах с получением максимально достоверных результатов [5].

.1.2 Метод разбавления - растворения

3.1.3 Метод разгонки-растворения

.1.4 Физико-химические характеристики нефтешламов

3.1.5 Свойства механических примесей

3.2 Способы утилизации нефтешламов

3.2.1 Технологии утилизации нефтешламов в России и за рубежом

3.2.2 Основные принципы сепарации

3.2.3 Факторы, влияющие на качество и скорость сепарации

3.3 Выбор и обоснование технологической схемы переработки нефтешлама

.4 Описание технологической схемы

.4.1 Установка переработки нефтешлама

3.5 Расчет производительности сепаратора

3.6 Характеристика и сведения загрязнителей образующихся от оборудования

.6.1 Вредные выбросы в атмосферу

3.6.2 Сточные воды

4. Эксплуатация и ремонт оборудования

4.1 Виды технического обслуживания и ремонта

4.2 Системы организация ремонтных работ

4.2.1 Система планово-предупредительных ремонтов

4.2.2 График ремонта принятого оборудования

4.3 Эксплуатация и правила безопасности при эксплуатации

.4 Определение количества и вида технического обслуживания и ремонтов

Теплообменник

Сепаратор Fox 15

Насос

5. Безопасность жизнедеятельности

.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

5.2 Мероприятия по охране труда, производственной санитарии, пожарной и взрывной безопасности

5.2.1 Мероприятия по производственной санитарии

5.2.2 Мероприятия по пожарной и взрывной безопасность

Похожие работы на - Выбор и обоснование технологической схемы утилизации нефтешлама