Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Гидроочистка дистиллятных фракций - термокаталитический процесс улучшения качества дистиллятов путем удаления из них серы, азота, кислорода, смолистых и непредельных соединений в среде водорода. Сырьем для гидроочистки служат прямогонные дистилляты (бензин, реактивные и дизельные топлива) и дистилляты вторичного происхождения (бензины легкого газойля каталитического крекинга и коксования).

Дизельное топливо - это жидкое нефтяное топливо, представляющее собой смесь углеводородов, получаемое из керосиново-газойлевых фракций прямой перегонки нефти, применяемое в дизельных двигателей внутреннего сгорания и для газотурбинных энергетических установок.

В настоящее время важнейшей задачей установок гидроочистки на НПЗ России является массовый переход на производство экологически чистого дизельного топлива. В связи с этим возникает необходимость проведения их реконструкции. Одним из вариантов реконструкции является - получения биодизеля на установках гидроочистки дизельных топлив.

Каждый вид дизельного топлива предполагает нормированное содержание серы и серных соединений, а также определенную температуру замерзания. Помимо этого, существует множество различных параметров и характеристик дизельного топлива: фракционный состав, кинематическая вязкость, температура перегонки, цетановое число, густота при 20 °С, йодистое число, коэффициент фильтрации, содержание воды, массовая часть серы и серных соединений, концентрация смол, содержание механических примесей, предельная температура фильтрации, температура замерзания, химическая стабильность, кислотность, температура вспышки, коксуемость, зольность.

На данный момент производится расширение марок дизельного топлива и сокращение бензина, так как дизельное топливо считается одним из наиболее востребованных нефтепродуктов. Дизельное топливо дешевле бензина, средний расход горючего в дизельных двигателях на 25-30% ниже, чем в инжекторных. Высокие показатели надежности и экономичности дизельных двигателей оправдывают их широкое применение, а это приводит к тому, что потребности мирового рынка в дизельном топливе исчисляются миллионами тонн в год. Такие объемы не только стимулируют увеличение объемов добычи первичного сырья для ДТ - нефти, но и ускоряют развитие технологической базы процесса её переработки. Производство дизельного топлива - крупный сектор нефтегазовой отрасли, характеризующийся высокой прибыльностью инвестиций и постоянно возрастающей потребностью в применении современных наукоемких технологий.

Ведутся многочисленные исследования по улучшению характеристик дизельного топлива и уменьшению его стоимости. В настоящее время существует масса разнообразных добавок, изменяющих его свойства. При обработке топлива различными присадками может быть существенно снижена температура застывания, повышено цетановое число, улучшен коэффициент сгорания и понижена задымленность выхлопных газов.

Существуют также противоизносные присадки, повышающие смазывающие характеристики дизельного топлива. Стоит отметить, что, несмотря на огромный научный потенциал нашей страны в области топливной энергетики, большинство присадок на внутреннем рынке - зарубежного производства, и некоторые из них могут иметь побочные действия, плохо совмещаются с моторными маслами и присадками другого типа.

В последнее время специалисты прогнозируют значительное увеличение объемов производства в нашей стране дизельного топлива и присадок, не уступающих по качеству импортным образцам. Поиск альтернативного сырья для дизельного топлива ведется во многих странах. Доведение качества отечественных дизельных топлив до требований возможно только при комплексном внедрении на нефтеперерабатывающих заводах современных технологий гидроочистки и использовании противоизносных, цетаноповышающих, депрессорно-диспергирующих, антиокислительных, моющих и других присадок.

Актуальность проекта: Наладить производство биодизеля, как экологичного топлива для двигателей внутреннего сгорания

Цель дипломного проекта: рассмотреть возможность получения биодизеля на Омском НПЗ для последующей реализации.

Задачи проектирования:

? изучить технологию гидроочистки дизельного топлива;

? изучить процесс получения биодизеля и изменение технологических норм

? разработать технологическую схему с добавление в сырьё метилового эфира рапсового масла;

?выполнить основные технологические расчёты;

? рассчитать технико-экономические показатели;



1. Технологическая часть

1.1 Назначение и теоретические основы проектируемого процесса

Установка состоит из следующих технологически взаимосвязанных блоков:

- реакторного блока, предназначенного для гидрирования соединений содержащих серу, азот, кислород, а также для насыщения непредельных углеводородов, адсорбции катализатором металлоорганических соединений;

- блока стабилизации - для отпарки летучих сернистых, азотистых и кислородосодержащих соединений (сероводорода, аммиака, воды), углеводородных газов, легких бензиновых фракций;

- блока очистки - для очистки циркулирующего водородсодержащего газа, углеводородных газов и бензин - отгона от сероводорода и регенерации насыщенного раствора моноэтаноламина (МЭА);

- блок получения метилового эфира - предназначен для получения метилового эфира путем смешивания рапсового масла и метанола в реакторе смешения с последующим добавление к сырью в соотношении 20:80;

Сущность процесса гидроочистки состоит в превращении соединений, содержащих серу, азот, кислород и дальнейшем гидрировании их на катализаторе с образованием летучих сернистых, азотистых, кислородосодержащих соединений (сероводорода, аммиака, воды), которые удаляются путем отпарки в ректификационных колоннах. Одновременно происходит насыщение непредельных углеводородов и абсорбция металлов из состава металлоорганических соединений катализатором. Кроме того, частично протекают реакции изомеризации парафиновых и нафтеновых углеводородов, а также реакции гидрокрекинга.

Основные реакции процесса гидроочистки:

Реакции превращения сернистых соединений

Сернистые соединения представлены меркаптанами, сульфидами, дисульфидами, тиофенами. В зависимости от строения сернистые соединения превращаются в парафиновые или ароматические с выделением сероводорода.

Примеры реакций гидрирования сернистых соединений:

- меркаптаны: 2R-S + 3H2 2RH + 2H2S

В зависимости от строения сернистых соединений скорости реакций гидрообессеривания различны. Так, устойчивость вышеуказанных сернистых соединений увеличивается в следующем ряду:

меркаптан дисульфид сульфид тиофен.

Реакции превращения азотистых соединений

Азотистые соединения представлены пирролами, пиридинами, хинолинами. При гидроочистке азотистые соединения превращаются следующим образом:

Реакции превращения кислородсодержащих соединений

Кислородсодержащие соединения (спирты, эфиры, перекиси, фенолы), а также растворенный кислород при гидроочистке разлагаются с выделением воды.

Реакции превращения непредельных углеводородов

При гидроочистке олефины гидрируются, превращаясь в соответствующие парафиновые углеводороды:

CH3--CH=CH--CH2--CH2--CH3 + H2 C6H14

Скорости и теплота реакций

Ниже приводятся относительные скорости трех основных реакций:

- Обессеривание 100

- Насыщение олефинов 80

- Удаление азота 20

Выделяемое тепло данных реакций в КДж на кг сырья на м3 потребляемого водорода составляет:

- Обессеривание 8,1

- Насыщение олефинов 40,6

- Удаление азота 0,8

Из вышеприведенных данных видно, что обессеривание является самой быстрой реакцией, а насыщение олефинов дает самое высокое выделение тепла. По мере увеличения содержания серы в сырье - выделение тепла за счет этой реакции также увеличивается. Поэтому при гидроочистке дизельных топлив температура на выходе из реактора всегда выше, чем на входе.

Сущность проектируемого нового технологического процесса, так называемого процесса получения биодезля, заключается в том, что на установке гидроочистки в атмосфере водорода в диапазоне температур 300--500°С помимо традиционной очистки от серы происходит превращение триглицеридов растительных масел в линейные углеводороды, сходные с компонентами дизельной фракции. Водород в системе служит также для удаления кислорода из молекул триглицеридов посредством двух конкурирующих реакций: декарбоксилирования и гидродезоксигенирования. Степень конверсии сырья в каждой из реакций зависит от катализатора и условий процесса. Степень превращения масла в процессе составляет 98% об. при высокой селективности. Побочными продуктами являются небольшое количество нафты и минимальное количество остатка.

В результате этого процесса в дизельном топливе уменьшается содержание серы, снижается его плотность, а цетановое число повышается. Кроме того, значительно снижается температура застывания топлива, которую можно регулировать изменением жесткости процесса.

Процесс получения биодизеля идет в 2 ступени

1 ступень: За счет реакции переэтирификации эфира трехатомного спирта глицерина и жирных кислот с помощью метилового или этилового спирта.



2 ступень: Помимо традиционной очистки от серы происходит превращение триглицеридов растительных масел в линейные углеводороды, сходные с компонентами дизельной фракции. Водород в системе служит также для удаления кислорода из молекул триглицеридов посредством двух конкурирующих реакций: декарбоксилирования и гидродезоксигенирования.

- реакция декарбоксилирования

Основные параметры процесса гидроочистки

Основными параметрами, характеризующими процесс гидроочистки, является:

- температура,

- давление,

- объемная скорость подачи сырья,

- кратность циркуляции водородсодержащего газа.

Температура

Правильно выбранный интервал рабочих температур обеспечивает как требуемое качество, так и длительность межрегенерационного пробега и общего срока службы катализатора. Для всех видов сырья сохраняется закономерность: степень обессеривания возрастает с повышением температуры при том же уровне активности катализатора. Однако рост степени обессеривания пропорционален повышению температуры до определенных пределов. Каждый вид сырья имеет свой максимум температуры, после которого увеличивается скорость реакций разложения и насыщения непредельных углеводородов по сравнению со скоростью реакций гидрирования сернистых соединений, в связи, с чем уменьшается избирательность действия катализатора по отношению к сере и рост степени обессеривания замедляется, возрастает выход газа, легких продуктов и кокса.

Рабочими температурами для дизельных фракций являются температуры в диапазоне от 300 оС до 380 оС. Максимальная температура не выше 425 оС.

Давление

Давление в реакторе выбирается исходя из срока службы катализатора, качества и количества получаемого продукта. Процесс проводится под давлением 30…50 кгс/см2. Повышение давления (точнее парциального давления водорода, поскольку процесс протекает в среде водорода) способствует увеличению глубины очистки и увеличению срока службы катализатора, но вблизи верхнего предела глубина обессеривания замедляется. Давление является независимым регулируемым параметром и должно постоянно поддерживаться на определенном уровне для каждой технологической установки, процесса.

Объемная скорость подачи сырья

Объемная скорость - VL (ч-1) - определяется отношением объема сырья, подаваемого в реактор в час, к объему катализатора. Уменьшение объемной скорости приводит к увеличению времени контакта сырья с катализатором, к углублению протекания реакций как основных, так и побочных, с возрастанием реакций коксообразования. Увеличение объемной скорости влияет с точностью наоборот.

При выборе объемной скорости учитывают состав сырья, температуру, давление, состояние катализатора.

Обычно в зависимости от требуемой чистоты выбирают объемную скорость в пределах 1,0…5,0 ч-1.

Кратность циркуляции ВСГ

С точки зрения химизма процесса, определяющим является молярное соотношение водород/сырье (Н2/НС). На практике пользуются понятием «кратность циркуляции», т. е. отношение общего количества ВСГ (м3/ч прис.у.), подаваемого на смешение, к сырью (в м3/ч). Уменьшение кратности циркуляции ВСГ приводит к увеличению времени контакта сырья с катализатором, повышению очистки и увеличению реакций коксообразования. Повышение кратности циркуляции аналогично повышению давления в реакторе, т. е. увеличивается парциальное давление Н2, стабилизируется активность катализатора, снижается протекание реакции коксообразования.

Для гидроочистки дизельных фракций и вакуумного газойля рекомендуемая кратность не менее 350 м3при с.у./м3, при концентрации водорода не менее 83 % об.и его парциальным давлением не менее 26 кгс/см2.

Основные параметры проектируемого проекта

- соотношение подачи сырья и метилового эфира

- температура

- давление

- катализатор

Соотношение подачи сырья и метилового эфира

Оптимальным соотношение подачи сырья и метилового эфира будет соотношение 80:20

Считается, что она позволяет удачно сбалансировать требования, связанные с особенностями ДТ, рабочими характеристиками, эмиссией отработавших газов и стоимостью. Эта смесь может использоваться в системах, предназначенных для работы на дизельном топливе, в том числе в дизельных двигателях, нефтяных нагревательных котлах и турбинах, не требуя никаких перерегулировок и переделок. Содержание энергии в единице объема биодизеля на 11 % ниже, чем у ДТ, поэтому транспортное средство, работающее на В20, при прочих равных условиях будет иметь пробег на 2,2 % меньший (на единицу объема топлива), чем при работе на ДТ.

Применение смесей с более высоким содержанием биодизеля (типа B50 или B100) требует специальной подготовки системы управления и может потребовать модификации оборудования, например, применения специальных подогревателей или замены уплотнений и прокладок, которые контактируют с топливом. В целом считается, что: B100 обеспечивает наиболее высокие экологические характеристики.; B20 обеспечивает получение впятеро меньших экологических преимуществ по сравнению с B100, но может широко использоваться на существующих двигателях при незначительной их модификации или вообще без нее; 2-процентная смесь биодизеля с ДТ обеспечивает незначительное улучшение экологических характеристик, но может использоваться как полезная добавка.

Температура

Температура смешения рапсового и метанола - 50-80°С

Давление

Смешение происходит при нормальном атмосферном давлении -101 кПа

Катализатор смешения

В реактор смешения кроме масла и метанола подается 1 Н раствор NaOH или КОН

Влияние качества сырья на процесс гидроочистки

Глубина гидрообессеривания уменьшается с увеличением молекулярного веса сырья. Это объясняется увеличением содержания в сырье более трудно удаляемых соединений серы и в частности гомологов тиофена, бензотиофена, дибензотиофена.

Сырье вторичного происхождения (легкий газойль и газойль коксованния) по сравнению с прямогонными дизельными фракциями содержит более повышенное количество сернистых соединений, указанных выше. Переработка данного вида сырья требует повышения расхода водорода, повышения его концентрации в ВСГ, снижения объемной скорости.

По рекомендациям различных фирм, производящих катализатор, содержание вторичных продуктов в составе сырья может варьироваться от 15 % до 30 % масс.. гидроочистка рапсовый масло технологический

Содержание в сырье механических примесей приводит к увеличению перепада давления по реактору (вследствие их отложения на поверхности катализатора), к общему росту перепада давления в целом по системе реакторного блока (отложение мехпримесей в сырьевых теплообменниках). Это может привести к необходимости проведения регенерации (пассивации) катализатора при его рабочей активности

Стабилизация гидрогенизата

Газообразные продукты реакции удаляются из гидрогенизата путем отпарки их в стабилизационной колонне, при этом отгоняются бензиновые и дизельные фракции. Удаление сероводорода из циркуляционного ВСГ проводится в абсорбере 10-15 % раствором моноэтаноламина. Удаление сульфидов аммония и воды производится из холодного сепаратора по разделу фаз в виде технологического конденсата.

При увеличении давления в стабилизационной колонне уменьшается степень выделения углеводородных газов из гидрогенизата, это связано с повышением растворимости газов в жидком нефтепродукте. При понижении температуры низа колонны уменьшается степень отпарки фракций дизельного топлива и бензина. Понижается температура вспышки дизельного топлива.

Влияние активности катализатора на процесс гидроочистки

Чем выше активность катализатора, тем с более высокой объемной скоростью можно проводить процесс и достигать большей глубины обессеривания.

С течением времени активность катализатора падает за счет отложения кокса и металлов на его поверхности.

Снижение парциального давления водорода в циркулирующем газе и ужесточение режима процесса способствует закоксовыванию катализатора.

Поэтому периодически проводят регенерацию катализатора, в результате которой выжигается кокс и сера, отложившиеся на катализаторе, и активность катализатора в значительной мере восстанавливается.

Постепенно катализатор «стареет» за счет рекристаллизации и изменения структуры поверхности, а также за счет адсорбции на поверхности катализатора металлоорганических и других веществ, блокирующих активные центры.

В этом случае каталитическая активность снижается безвозвратно, и катализатор заменяется на свежий.

Очистка газов от сероводорода

Очистка циркулирующего водородсодержащего газа и углеводородных газов от сероводорода проводится в абсорберах 10-15 % водным раствором моноэтаноламина, который в результате абсорбции образует с сероводородом соединение:

2(С2Н4ОН)NН2+Н2S (СН2-СН2ОНNН3)2S

c последующей десорбцией сероводорода из насыщенного раствора моноэтаноламина на установке производства серы. Полученное при абсорбции сероводорода из газов соединение (СН2-СН2ОНNН3)2S при нагревании легко разлагается с образованием моноэтаноламина и сероводорода. С увеличением температуры раствора МЭА и газов, подаваемых в абсорбер, уменьшается степень абсорбции сероводорода из газов, соответственно ухудшается очистка газов от сероводорода. При увеличении кратности циркуляции раствора МЭА увеличивается степень очистки газов от сероводорода. При понижении концентрации МЭА в водном растворе, уменьшается степень абсорбции (поглощения) сероводорода и углекислого газа из циркуляционного ВСГ. Оптимальной концентрацией является 10-15 % раствор МЭА, снижение или повышение концентрации приводит кувеличении коррозии оборудования.

Из катализаторных ядов, помимо металлов, особенно следует отметить азотистые соединения, присутствие которых дезактивирует не только гидрируюший компонент, но и носитель. Катализаторы с повышенной кислотностью более стойки к отравлению азотом. Применение в качестве носителей цеолитов также повышает стойкость катализаторов к его действию. Детальные исследования влияния концентрации азота и азотистых соединении на активность и срок службы бифункционального катализатора показали, что при содержании в гидрогенизате первой ступени 0,06 азота, в том числе 0,024% азотистых оснований, активность катализатора снижалась даже при повышении давления до 150 атмосфер. Только снижение концентрации азота до 0,01 % и повышение давления до указанного уровня позволило устранить дезактивацию катализатора. Влияние азотистых соединений на активность катализатора оценивается по степени превращения н-гексадекана или декалина в продуктах расщепления, а тетралина - по степени гидрирования в декалин. Влияние азотистых соединений на гидрокрекинг тяжелых дистилдятных фракций, при различной степени удаления азотистых соединений на первой ступени выход бензиновой фракции на второй ступени изменяется значительно.

Установлена также возможность быстрого и полного восстановления активности катализатора путем подачи на частично дезактивированный азотистыми соединениями катализатор сырья с малым содержанием азотистых соединений. Исследованиевлияния азотистыхсоединений на результаты каталитического крекинга нефтяных дистиллятов показало, что при добавлении в сырье крекинга пиридиновых оснований и хинолина выходы газа и бензиновых фракций понижаются, а коксообразование увеличивается в 1,5 - 2 раза по сравнению с крекингом исходного сырья. При изучениивлияния азотистых соединений на скорость гидрирования ароматических углеводородов было установлено четко выраженное тормозящее действие хинолина и пиридина на скорость гидрирования смеси бензола и нафталина, причем тормозящее действие хинолина проявляется сильнее. В этой работе указывается, что дезактивация катализатора связана с блокировкой азотистыми соединениями его активной поверхности вследствие их большой адсорбционной способности. Показано также, что дезактивирующее действие азотистых соединений при повышении температуры ослабляется. Это связано с увеличением скорости превращения гетероциклических азотистых соединений и, как результат, освобождением поверхности катализатора, блокированной непревращенными молекулами исходных хинолина и пиридина. Исследование повлиянию азотистых соединенийна гидрокрекинг нефтяных фракций позволяет сделать вывод о значительно отрицательном влиянии на крекирующую и гидрирующую функции цеолитсодержащих катализаторов. Наиболее сильно это влияние сказывается на крекирующей способности катализатора.

Причиной более сильного отрицательного влияния азотистых соединений на крекирующие свойства катализатора является блокирование азотистыми соединениями основного характера кислотных центров.

Снижение гидрирующих свойств катализатора объясняется частичной дезактивацией азотистыми соединениями активных металлических центров при блокировании ими кислотных центров.

Определение азотистых соединений в топливах не является анализом, контролирующим качество топлива, и не регламентируется никакими стандартами. Методы их определения служат целям исследования. Однаковлияние азотистых соединений на свойства топлив весьма значительно, и полное определение их в топливах приобретает не только научный, но и практический интерес. Изучение влияния азотсодержащих соединений на функциональные свойства катализаторов, применяемых в переработке нефти и нефтяных фракций, является актуальной проблемой. Чрезвычайно важно получение данных по влиянию азотистых соединений на условия процесса, когда необходимо получить продукт определенного вида. Данных по влиянию азотистых соединений на цеолитсодержащие катализаторы гидрокрекинга практически не опубликовано.

В то же время переработка нефтяных фракций процессом гидрокрекинга с целью получения реактивных и дизельных топлив на цеолитсодержащих катализаторах имеет большое практическое значение.

Реактора гидроочистки

Реакторы гидроочистки нефтяных фракций, представляют собой стальную, сварную, вертикальную емкость с облицовкой или теплоизоляцией, цилиндрической формы с выпуклым (эллиптическим, полусферическим) днищем, расположенную на опорах. Корпус реактора состоит из сваренных между собой кольцевыми сварными швами цилиндрических обечаек, верхнего и нижнего выпуклых эллиптических или полусферических днищ. Реактор оснащен штуцерами для ввода сырья и выхода продукта, штуцерами контрольно-измерительных приборов и автоматики, люком-лазом для загрузки катализатора. Внутренний объем реакторов составляет от 10 куб. м (10 000 л.) до более чем 100 куб. м (100 000 л.) в зависимости от конструкции.

Реакторы смешения

Реакторы смешения - это емкостные аппараты с перемешиванием механической мешалкой или циркуляционным насосом. Иногда в качестве способа перемешивания используется барботаж газообразного реагента через слой жидкой реакционной массы.

Поэтому все химические реакторы можно рассматривать как аппараты комплексные, состоящие из известных конструктивных элементов, большинство из которых отдельно используется для проведения технологических операций, не сопровождающихся химическим превращением перерабатываемых веществ.

Критериями, по которым классифицируют реакционную аппаратуру является периодичность или непрерывность процесса, его гидродинамический и тепловой режимы, физические свойства взаимодействующих веществ.

По принципу организации процесса химическая реакционная аппаратура может быть разделена на три группы:

- непрерывного действия;

- периодического действия;

- полунепрерывного действия.

По гидродинамическому режиму различают следующие типы реакторов:

- полного вытеснения;

- полного смешения;

- промежуточного типа (с промежуточным гидродинамическим режимом).

По тепловому режиму работы реакторы делят на следующие типы:

- изотермический реактор;

- адиабатический реактор;

- реактор с программированным тепловым режимом.

1.2 Характеристика качества сырья и готовой продукции

Качество исходного сырья и вспомогательных материалов влияет на качество производимой продукции. Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов представлена в таблице 1.1. Качество исходного сырья для проектируемого блока представлена в таблице 1.2. и 1.3.

Таблица 1.1- Качество сырья

Наименование продукта	ГОСТ, ТУ, СТО	Показатели по ГОСТ, ТУ, СТО	Допустимые пределы
Фракция дизельная летняя прямогонная	СТО 7.401105-2009 с изм.1	1. Фракционный состав: при температуре 250 °С, % (по объему), менее	1 вариант	2 вариант
			65,0
		- при температуре 350 °С, % (по объему), не менее	85,0
		- 50 % (по объему) перегоняется при температуре, °С, не выше	280,0	305,0
		- 95 % (по объему) перегоняется при температуре, °С, не выше	360,0
		2. Предельная температура фильтруемости, °С, не выше	В интервале от плюс 5 до минус 15
		3. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже	55
		4. Массовая доля серы, %, (мг/кг), не более	не нормируется, определение обязательно
		5. Массовая доля воды, %, не более	следы
		6. Цвет на колориметре ЦНТ, единицы ЦНТ, не более	2,0
		7. Плотность при 15 °С, кг/м3, в пределах	820,0ч860,0
Газойль легкий процессов каталитического крекинга и коксования	СТО 7.401204-2010	1. Фракционный состав: - 50 % (об.) перегоняется при температуре, °С, не выше	Не нормируется, определение обязательно
		- 95 % (об.) перегоняется при температуре, °С, не выше	360,0
		- для газойля легкого установки 21_10/3М, в пределах	345,0 ч 360,0

Таблица 1.2 Качество метанола технического

Наименование показателя	Норма для марки
	А ОКП 24 2111 0130	Б ОКП 24 2111 0140
1. Внешний вид	Бесцветная прозрачная жидкость без нерастворимых примесей
2. Плотность при 20°С, г/см3	0,791-0,792
3. Смешиваемость с водой	Смешивается с водой без следов помутнения и опалесценции
4. Температурные пределы:
- предел кипения, °С	64,0-65,5
- 99 % продукта перегоняется в пределах, °С, не более	0,8	1,0
5. Массовая доля воды, %, не более	0,05	0,08
6. Массовая доля свободных кислот в пересчете на муравьиную кислоту, %, не более	0,0015
7. Массовая доля альдегидов и кетонов в пересчете на ацетон, %, н/б	0,003	0,008
8. Массовая доля летучих соединений железа в пересчете на железо, %, н/б	0,00001	0,0005

Таблица 1.3 Качество рапсового масла технического

Наименование показателя	Норма для рапсового масла марок
	Рафинированного недезодорированного	Нерафинированного
1. Кислотное число, мг КОН/г, не более	0,40	6,0
2. Массовая доля нежировых примесей, %, н/б	Отсутствие	0,20

К основным видам продукции относятся ДТ гидроочищенное, бензин, сероводород (Н2S) и углеводородный газ (далее у/в газ). Основные требования предъявляемые к готовой продукции отражены в таблице 1.4. Качество получаемого продукта проектируемого блока представлен в таблице 1.5.

Таблица 1.4 - Качество продукции и реагентов

Наименование продукта	ГОСТ, ТУ, СТО	Показатели по ГОСТ, ТУ, СТО	Допустимые пределы
Фракция дизельная «летняя» гидроочищенная	СТО 7.401203-2009 с изм.1-3	1. Фракционный состав: - при температуре 250 °С, % (по объему), менее	65,0
		- при температуре 350 °С, % (по объему), не менее	85,0
		- 95 % (по объему) перегоняется при температуре, °С, не выше	360,0
		3. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже	62
		4. Массовая доля серы, %, (мг/кг), не более	В интервале от 0,001 (10) до 0,035 (350)
		5. Цетановый индекс, не менее	46,0
		6. Цетановое число, ед. ЦЧ, не менее - для Л_24_6, Л_24_7, Л_24_9	Не нормируется
		7. Плотность при 15 °С, кг/м3, в пределах	820,0-855,0
		8. Содержание сероводорода	Отсутствие
Газ кислый	СТО 7.401216-2004 с изм. 1-2	1. Массовая доля Н2S+СО2, %, не менее	98,0
Газ сухой углеводородный	СТО 7.401102-2001 изм. 1ч6	1. Массовая доля углеводородов фракции С5 и выше, %, не более	5,00
		2. Объемная доля сероводорода, %, не более	0,0050

Таблица 1.5. Таблица качества метиловых эфиров жирных кислот (FAME) для дизельных двигателей

Наименование показателя	Значение показателя
	min	max
1. Массовая доля эфиров, %	96,5	-
2. Плотность при 15 °С, кг/м	860	900
3. Вязкость кинематическая при 40 °С, мм/с	3,5	5,0

1.3 Подробное описание технологического процесса. Нормы технологического режима

Реакторный блок

Сырье, прямогонная дизельная фракция, из резервуаров поступает насосом Н_1

поступает подается на щит смешения с циркулирующим водородсодержащим газом (ВСГ). Расход сырья по потоку: 75ч160 м3/ч

С нагнетания компрессоров ПК_1 поток ВСГ подается на щит смешения с дизельным топливом расходом не менее 30000 м3/ч при н.у. на поток.

Газосырьевая смесь от щита смешения направляется в межтрубное пространство последовательно соединенных теплообменных аппаратов АТ_1, АТ_2, АТ_3, где нагревается за счет тепла продуктов реакции из Р_1. Затем газосырьевая смесь, проходит змеевики печи П_1, где нагревается до температуры не выше 400 °С и поступает в реактор Р_1.

Пары газосырьевой смеси внутри реактора проходят через слой катализатора сверху вниз. Реактор разделен на две части квенчинговой зоной, куда с выкида компрессоров ПК_1 поступает поток холодного ВСГ для предотвращения перегрева нижнего слоя катализатора. Перепад давления в Р_1 лев. должен быть не более 0,40 МПа (4,0 кгс/см2).

Из реактора Р_1 газопродуктовая смесь с температурой не выше 425 °С поступает в трубное пространство теплообменников АТ_1, АТ-2, АТ-3 где отдает тепло газосырьевой смеси. Из теплообменников газопродуктовая смесь поступает в сепаратор горячей сепарации С_1а.

В сепараторе С_1а происходит отделение циркуляционного ВСГ и паров легкого гидрогенизата от тяжелого гидрогенизата. С верха С_1а смесь ВСГ с парами легкого гидрогенизата и воды поступает в аппараты воздушного охлаждения ХК_1 доохлаждается в водяном холодильнике Х_1/4 и поступает в сепаратор холодной сепарации С_1.

В сепараторе С_1 происходит разделение ВСГ, легкого гидрогенизата и промывочной воды. ВСГ из сепаратора С_1 поступает в абсорбер К_2 на очистку от сероводорода раствором МЭА.

Циркулирующий ВСГ из абсорбера очистки К_2 поступает в сепаратор С_3 для отделения от унесенного раствора МЭА. Из С_3 отделившийся раствор МЭА поступает в колонну К-5.

Легкий гидрогенизат из С_1 поступает на 25-ую тарелку стабилизационной колонны К_1.

С низа С_1а тяжелый гидрогенизат направляется в трубное пространство теплообменников АТ_4, АТ-5 АТ-6, АТ-7, где нагревается за счет стабильного дизельного топлива, на 21_ую тарелку в колонну К_1.

Блок стабилизации

В колонне К_1 осуществляется стабилизация дизельного топлива от легких углеводородов и воды. Сырье в К_1 - легкий гидрогенизат и тяжелый гидрогенизат поступают на 25 и 21 тарелки, соответственно.

Пары углеводородов и воды с верха колонны К_1 поступают через аппарат воздушного охлаждения ХК_2 в сепаратор С_5, где разделяются на углеводородный газ, бензин и воду. Кислая вода из отстойника С_5 промканализацию.

Бензин из С_5 забирается насосом Н_3 и подается в качестве орошения наверх К_1, балансовое количество бензина выводится с установки. Углеводородный газ из С_5 направляется на очистку от сероводорода в К_4.

С низа колонны К_1 стабильное дизельное топливо насосами Н_2 подается в качестве рециркулята (теплоносителя) в печь П_2.

На выходе из печи П_2 рециркулят с температурой не выше 350 °С поступает в куб колонны К_1. Балансовое количество стабильного дизельного топлива с выкида насоса Н_2 подается в межтрубное пространство теплообменников АТ_4, АТ-5 АТ-6, АТ-7, где охлаждается, отдавая тепло тяжелому гидрогенизату. Стабильное дизельное топливо поступает в аппараты воздушного охлаждения ХК_5.

После ХК_5 балансовое количество стабильного дизельного топлива откачивается с установки.

Блок очистки газов

Циркуляционный ВСГ из сепаратора С_1 поступает вниз абсорбера К_2 противотоком водному раствору моноэтаноламина (МЭА), подаваемого на верх К_2 насосом Н_4. Очищенный циркуляционный ВСГ из К_2 поступает в сепаратор С-3.

Углеводородный газ из С_5 направляется на очистку от сероводорода в низ абсорбера К_4 противотоком раствору МЭА, подаваемого на верх К_4 насосом Н_4.

Углеводородный газ из К-4 направляется через воздушный холодильник ХК-3 выводится с устнаовки.

Насыщенный раствор МЭА из К_2, К_4, С_3 объединяется в один поток и поступает в трубное пространство теплообменников АТ_9, АТ-11, АТ-12 где нагревается регенерированным раствором МЭА. Насыщенный раствор МЭА из АТ_9, АТ-11, АТ-12 поступает в отпарную колонну К_5. С низа К_5 часть раствора МЭА подается в теплообменник АТ_8, где нагревается за счет тепла водяного пара. Остальная часть регенерированного раствора МЭА поступает в емкость циркуляции МЭА Е_1, затем через межтрубное пространство теплообменников АТ_9, АТ-11, АТ-12 поступает в аппарат воздушного охлаждения Х_7 и водяной холодильник Х_8 на прием насосов Н-4, подающим МЭА в колонну К_2 и в К_4.

С верха колонны К_5 отпаренный сероводород через аппарат воздушного охлаждения ХК_4 поступает в сепаратор Е_5а выводится на установку производства серы..

Раствор МЭА с низа Е_5а забирается насосом Н_7 и подается на верх колонны К_5.

Блок получения метилового эфира рапсового масла

Рапсовое масло из ёмкости Е1 перекачивается насосом Н1 в реактор смешения, куда подается метанол из емкости Е2 насосом Н2 и водно-щелочной раствор NaOH из Е3 насосом Н3.

Смешения компонентов происходит под атмосферным давлением и температурой 50-80 °С в течении 5 часов под постоянным перемешиванием. После смешения продуктовая смесь выходит снизу реактора смешения, подогревается стабильным дизельным топливом в АТ1 и подается в колонну для разделения метилового эфира, который выходит сверху колонны и первичного глицерина, который выводится с низа колонны. Сверху колонны выходит конечный продукт - метиловый эфир, который охлаждается водяным холодильником АТ2, и поступает в Е4, откуда часть идет как орошение в К1, а балансовое количество метилового эфира отправляется на установку гидроочистки в узел смешения с прямогонным дизельным топливом и ВСГ. С куба колонны выводится первичный глицерин насосом Н6, который поступает в Е5, откуда часть глицерина идет через теплообменник АТ3, для поддержания температуры колонны К1. Из Е5 глицерин выводится с установки и должен отправляться на дополнительную очистку, чтобы привести его к товарным показателем.

Таблица 1.7- Нормы технологического режима гидроочистки

Наименование стадий процесса, аппараты	Единица измерения	Допускаемые пределы
Расход сырья на один поток реакторов	м3/час	150ч320
Соотношение ВСГ : сырье	м3/м3	н/м 350:1
Содержание вторичных продуктов в составе сырья	%	н/б 15
Содержание сероводорода в циркулирующем газе после очистки	% об.	не более 0,2
Температура газосырьевой смеси на входе в реакторы Р-1 лев, прав	0С	не более 350
Температура газопродуктовой смеси на выходе из Р2	0С	не более 425
Максимальная температура в слое катализатора	0С	не более 425
Давление свежего ВСГ на входе на установку	МПа	2,3ч3,5
Давление на выкиде компрессора ПК-1/1 - 1/3	МПа	не более 5,3
Давление на входе в реактор Р-1 лев, прав	МПа	2,7ч4,6
Уровень в сепараторе С-1а	% шкалы	не более 80 не менее 20
Максимальный перепад давления в реакторе Р-1 лев, прав	МПа	не более 0,4

Таблица 1.8- Нормы технологического режима получения метилового эфира

Наименование стадий процесса, аппараты	Единица измерения	Нормы
Расход рапсового масла в реактор смешения	м3/час	28,4
Расход метанола в реактор смешения	м3/час	3,6
Расход водно-щелочного раствора NaOH в реактор смешения	м3/час	0,2
Температура смешения в реакторе	0С	50ч80
Давление в реакторе смешения	МПа	0,101325
Уровень в ёмкостях: Е1,Е2,Е3,Е4,Е5	% шкалы	не более 80 не менее 20
Давление в К1	МПа	не более 0,15
Соотношение подачи масла, метанола и NaOH		9:1:0,1

1.4 Аналитический контроль процесса

В лаборатории исследуют качество сырья, реагентов и получаемых продуктов. Если в результате лабораторного анализа выясняется, что продукция не соответствует нормам, оператор должен немедленно определить причину этого и в случае необходимости изменить режим работы установки или отдельных аппаратов.

Таблица 1.9- Аналитический контроль

Наименование стадии процесса, место отбора пробы	Контролируемый продукт	Контролируемые показатели	Методы испытания	Периодичность
Сырьё
Прием или выкид сырьевых насосов	Фракция дизельная летняя прямогонная	1.Фракционный состав: а) 50% перегоняется при температуре, 0 С б) до 360 0 С перегоняется, %	ГОСТ 2177 ГОСТ 2177	1 раз в сутки
		2.Температура помутнения, 0 С, не выше с 01.04 по 01.10 температура застывания, 0 С не выше (без определения температуры помутнения)	ГОСТ 2177	1 раз в сутки
		3.Температура вспышки в закрытом тигле , 0 С	ГОСТ 6356	1 раз в сутки
		4.Массовая доля серы,	ГОСТ 19121	1 раз в сутки
		5.Содержание воды, механических примесей	Визуально	1 раз в сутки
		6.Цвет на приборе ЦНТ, ед.ЦНТ	Визуально	1 раз в сутки
		7.Плотность при 20 0 С, кг/м3	ГОСТ 3900	1 раз в сутки

Таблица 1.10 Качество метанола технического

Наименование показателя	Норма для марки	Периодичность
	А ОКП 24 2111 0130	Б ОКП 24 2111 0140
1. Внешний вид	Бесцветная прозрачная жидкость без нерастворимых примесей	1 раз в сутки
2. Плотность при 20°С, г/см3	0,791-0,792	1 раз в сутки
3. Смешиваемость с водой	Смешивается с водой без следов помутнения и опалесценции	1 раз в сутки
Наименование показателя	Норма для марки	Периодичность
	А ОКП 24 2111 0130	Б ОКП 24 2111 0140
4. Температурные пределы:		1 раз в сутки
- предел кипения, °С	64,0-65,5	1 раз в сутки
- 99 % продукта перегоняется в пределах, °С, не более	0,8	1,0	1 раз в сутки
5. Массовая доля воды, %, не более	0,05	0,08	1 раз в сутки
6. Массовая доля свободных кислот в пересчете на муравьиную кислоту, %, не более	0,0015	1 раз в сутки
7. Массовая доля альдегидов и кетонов в пересчете на ацетон, %, н/б	0,003	0,008	1 раз в сутки
8. Массовая доля летучих соединений железа в пересчете на железо, %, н/б	0,00001	0,0005	1 раз в сутки
9. Испытание с перманганатом калия, мин, не менее	60	30	1 раз в сутки
10. Массовая доля аммиака и аминосоединений в пересчете на аммиак, %, не более	0,00001	-	1 раз в сутки
11. Массовая доля хлора, %, не более	0,0001	0,001	1 раз в сутки
12. Массовая доля серы, %, не более	0,0001	0,001	1 раз в сутки
13. Массовая доля нелетучего остатка после испарения, %, не более	0,001	0,002	1 раз в сутки
14. Удельная электрическая проводимость, См/м, не более	3·10-5	-	1 раз в сутки
15. Массовая доля этилового спирта, %, не более	0,01	-	1 раз в сутки
16. Цветность по платино-кобальтовой шкале, единицы Хазена, не более,	5	-	1 раз в сутки

Таблица 1.11 Качество рапсового масла технического

Наименование показателя	Норма для рапсового масла марок	Периодичность
	Рафинированного недезодорированного	Нерафинированного
1. Кислотное число, мг КОН/г, не более	0,40	6,0	1 раз в сутки
2. Массовая доля нежировых примесей, %, н/б	Отсутствие	0,20	1 раз в сутки
3. Массовая доля фосфора, мг/кг, не более	20	800	1 раз в сутки
- в пересчете на стеароолеолецитин, %, не более	0,05	2,0	1 раз в сутки
4. Мыло (качественная проба)	Отсутствие	Не нормируется	1 раз в сутки
5. Массовая доля влаги и летучих веществ, %, не более	0,10	0,30	1 раз в сутки
6. Массовая доля эруковой кислоты, % к сумме жирных кислот, не более	5	1 раз в сутки
7. Температура вспышки экстрак-ционного масла, °С, не ниже	225	1 раз в сутки
8. Перекисное число, ммоль активного кислорода/кг, не более	10,0	1 раз в сутки
9. Анизидиновое число, не более	Не нормируется	1 раз в сутки

После добавления проектируемого блока добавляется анализ одного компонента - это метиловых эфиров жирных кислот (FAME)

Таблица 1.13 - Качество метилового эфира

Наименование показателя	Значение показателя	Методы испытания	Периодичность
	min	max
1 Массовая доля эфиров, %	96,5	-	EH 14103:2003	1 раз в сутки
2 Плотность при 15 °С, кг/м	860	900	ЕН ИСО 12185:1996/ С1:2001	1 раз в сутки
3 Вязкость кинематическая при 40 °С, мм/с	3,5	5,0	ЕН ИСО 3104:1998/ С2:1999	1 раз в сутки
4 Температура вспышки в закрытом тигле, °С	120	-	EH ИСО 3679:2002	1 раз в сутки
5 Содержание серы, мг/кг	-	10	По ГОСТ Р ЕН ИСО 20846 или ГОСТ Р 52660	1 раз в сутки
6 Коксуемость (10% остатка после разгонки), % масс.	-	0,30	EH ИСО 10370:1995	1 раз в сутки
7 Цетановое число	51,0	-	EH ИСО 5165:1998	1 раз в сутки
8 Массовая доля сульфатной золы, %	-	0,02	ИСО 3987:1994	1 раз в сутки
9 Содержание воды, мг/кг	-	500	EH ИСО 12937:2000	1 раз в сутки
10 Содержание механических примесей, мг/кг	-	24	EH 12662:1998	1 раз в сутки
11 Коррозия медной пластинки (3 ч при 50 °С), единицы по шкале	Класс 1	EH ИСО 2160:1998	1 раз в сутки
12 Стойкость к окислению, 100 °С, ч	6,0	-	EH 14112:2003	1 раз в сутки
13 Кислотное число, мг KОН/см	-	0,50	EH 14104:2003	1 раз в сутки
14 Йодное число, г йода/100 г	-	120	EH 14111:2003	1 раз в сутки

Таблица 1.14 Реагенты и вспомогательные материалы

Наименование стадии процесса, место отбора пробы	Контролируемый продукт	Контролируемые показатели	Методы испытания	Периодичность
из автоцистерны	Моноэтаноламин технический, первый сорт	1.Массовая доля моноэтаноламина,%,	СТП 402170	по заказу
		2.Массовая доля диэтаноламина, %,		по заказу
		3.Массовая доля воды, %,		по заказу
		4.Плотность при 20 0 С, кг/м3		по заказу
		5. Цветность в единицах Хазена,		по заказу
		6. Содержание СО2% масс		по заказу
		7. Содержание Н2S % масс.		по заказу
		8. Содержание железа % масс.		по заказу

1.5 Автоматизация технологического процесса

Целью автоматизации является поддержание технологических параметров процесса согласно заданным нормам технологического регламента. Показателем эффективности процесса является качество выпускаемого продукта.

Системы управления CENTUM CS3000 представляют собой измерительно вычислительные комплексы, предназначенные для измерения аналоговых выходных сигналов датчиков в виде напряжения и силы постоянного тока; выходных сигналов термопар и термо-преобразователей сопротивления, а также приёма и обработки дискретных сигналов, выработки управляющих аналоговых и дискретных сигналов, и применяются для автоматизации управления производственными процессами в различных отраслях промышленности.

Основным принципом концепции системы CENTUM CS3000 для автоматизации промышленного производства является функциональная, структурная и информационная интеграция.

Функциональная интеграция означает, что одни и те же изделия и концептуальные решения используются одинаково для логического управления, регулирования и наблюдения.

Структурная интеграция означает, что все станции от маленьких контроллеров, тесно связанных с процессом, до мощных операторских станций для централизованного управления являются частями системы, которая постепенно расширяется от автоматизации отдельных технологических зон до автоматизации всего предприятия.

Информационная интеграция означает, что система автоматизации рассматривается как интегрированная часть общей вычислительной среды на предприятии. Таким образом, информацию можно легко разделить и распределить между всеми рабочими системами.

Для достижения показателя эффективности процесса необходимо поддерживать нормы технологического процесса, предусмотренные регламентом.

Автоматизация блока получения метилового эфира рапсового масла представлена на чертеже ДП 18.02.09.413.01. СЗ

Регулируемые параметры:

-Расход метанола из Е2 в Р1, регулирующий клапан (поз. 2-4)

-Расход водно-щелочного раствора NaOH в Р1, регулирующий клапан (поз. 3-4)

-Расход продуктовой смеси из Р1 в К1, регулирующий клапан (поз. 7-4)

-Расход стабильного дизельного топливо в рубашку Р1, регулирующий клапан (поз.5-4)

-Расход стабильного дизельного топливо в теплообменник АТ1, регулирующий клапан (поз.9-4)

-Расход стабильного дизельного топливо в теплообменник АТ3, регулирующий клапан (поз.16-4)

-Расход орошения из Е4 в К1, регулирующий клапан (поз. 11-4)

-Расход метилового эфира на узел смешения гидроочистки (поз.18-4)

-Расход глицерина для поддержания температуры куба колонны К1, регулирующий клапан (поз.14-4)

-Расход первичного глицерина на доочистку, регулирующий клапан (поз. 20-4)

Контролируемые параметры:

-Расход рапсового масла из Е1 в Р1 (поз.1-1)

-Температура в реакторе смешения Р1 (поз.4-1)

-Уровень в реакторе смешения Р1 (поз.6-1)

-Уровень в Е1 (поз.21-1)

-Уровень в Е2 (поз. 22-1)

-Уровень в Е3 (поз.23-1)

-Давление в К1 (поз.24-1)

-Температура продуктовой смеси в К1 (поз. 8-1)

-Температура верха К1 (поз. 10-1)

-Температура средней части К1 (поз.12-1)

-Температура низа К1 (поз.13-1)

-Уровень в Е4 (поз. 17-1)

-Уровень в Е5 (поз.19-1)

-Температура глицерина для подогрева куба К1 (поз.15-1)

При нарушении норм технологического режима срабатывает световая и звуковая сигнализация.

-Уровень в Р1 (поз.6-1)

-Уровень в Е4 (поз.17-1)

-Уровень в Е5 (поз.19-1)

-Уровень в Е1 (поз.21-1)

-Уровень в Е2 (поз.22-1)

-Уровень в Е3 (поз.23-1 )

Техническая характеристика средств автоматизации представлена в приложении А «Спецификация средств автоматизации».

1.6 Охрана труда и окружающей среды

Технологический процесс данной установки характеризуется высокими рабочими параметрами (давление до 5,0 МПа и температура до 425 оС). Используемые продукты, относящиеся к 2…4 классам опасности, имеют температуру самовоспламенения ниже рабочей, поэтому утечки нефтепродуктов могут привести к пожарам. Взрывоопасные смеси, образующиеся парами нефтепродуктов и водородсодержащим, углеводородным газами, с атмосферным кислородом в результате недостаточной подготовки аппаратов к пуску после ремонта или в результате наличия опасной концентрации кислорода в техническом азоте при проведении продувки технологических систем, могут быть причиной разрушения аппаратов.

Разгерметизация оборудования, используемого на установке, может создать газоопасную для обслуживающего персонала обстановку с последующим загоранием или взрывом.

Причиной разгерметизации оборудования может быть ослабление крепежа фланцевых соединений аппаратов, трубопроводов, ослабление сальниковых уплотнений, разрушение торцевых уплотнений насосов, срабатывание предохранительных клапанов в атмосферу из-за превышения рабочего давления в аппаратах, нарушение эксплуатационных норм. Газовая и взрывопожарная обстановка возможна в производственных помещениях при неработающей или недостаточно эффективной вентиляции.

Источниками воспламенения нефтепродуктов, их паров, газов могут быть технологические печи, неизолированные участки трубопроводов и аппаратов с высокой температурой, электрооборудование, не соответствующие требованиям ПУЭ в условиях нефтеперерабатывающих производств, отсутствие молниезащиты и защиты от статического электричества, а также неправильная работа с открытым огнем (огневые работы).

Основными причинами возникновения опасных ситуаций на установке являются:

-несоблюдение «Норм технологического режима», предусмотренных регламентом;

-несоблюдение установленной последовательности пуска и остановки установки, отдельных видов оборудования;

-несоблюдение обслуживающим или ремонтным персоналом правил проведения подготовительных работ.

Факторы травматизма обслуживающего и ремонтного персонала обусловлены особенностями производства и используемого оборудования:

-возникновение взрывоопасных концентраций газови пожаров при разгерметизации оборудования и трубопроводов;

-ожоги работающих водяным паром или пламенем при неправильной эксплуатации печей, при соприкосновении с горячими частями трубопроводов и оборудования;

-отравление работающих парами нефтепродуктов;

-травмирование вращающимися частями насосов, вентиляторов;

-поражение электротоком в случае выхода из строя заземления токоведущих частей электрооборудования;

- возможность падения при обслуживании аппаратов, расположенных на высоте, в случае отсутствия или поломки ограждения.

Основные мероприятия обеспечивающие минимальный уровень опасности технологического процесса:

- к обслуживанию установки допускаются лица, достигшие 18-летнего возраста, годные по состоянию здоровья, имеющие профессиональную подготовку или прошедшие обучение на рабочем месте по выполнению безопасных приемов труда, сдавшие экзамен квалификационной комиссии и допущенные к самостоятельной работе по результатам проверки знаний правил техники безопасности и охраны труда;

- безопасная работа установки зависит от строгого соблюдения обслуживающим персоналом технологического режима в соответствии с нормами технологического регламента, соблюдения требования и правил техники безопасности, газовой и пожарной безопасности;

- ведение технологического процесса разрешается только на исправном оборудовании, исправных коммуникациях, запорной и регулирующей арматуре;

- систематически следить за исправностью приборов КИП, систем сигнализации и автоматических блокировок;

- эксплуатация оборудования и трубопроводов при наличии нарушений условий безопасности не разрешается. Не допускается наличия пропусков нефтепродуктов во фланцевые и другие неплотности. Устранение пропусков вести на отключеном аппарате, подготовленным к ремонту, согласно инструкциям, устранение пропусков на действующих трубопроводах и оборудовании запрещено;

- электрооборудование, электропроводка и осветительная арматура на установке должна применяться в соответствии с требованиями “Правил устройства электроустановок”.

- в помещениях, где возможно выделение горючих газов, а также паров легковоспламеняющихся жидкостей, следует устанавливать автоматические газоанализаторы или сигнализаторы довзрывных концентраций углеводородов в воздушной среде;

- во избежание ожогов теплоизоляция всех аппаратов и трубопроводов с температурой выше 60оС должна быть в исправности;

- систематически контролировать работу предохранительных клапанов, каждые 30 минут проверять работоспособность входных и выходных коллекторов секций воздушных холодильников.

Для обеспечения противопожарной защиты установки предусмотрены следующие средства:

- колонные аппараты оснащены водяными сухотрубами с подачей воды от системы противопожарной воды высокого давления;

- для защиты конструкций и аппаратов от перегрева в случае пожара - установлены лафетные стволы со стационарным подключением к водопроводной сети;

- для предотвращения проникновения к печам или их отдельным элементам «облака» взрывоопасной парогазовоздушной смеси предусмотрена наружная паровая завеса, а также подача пара непосредственно в камеры сгорания. Включение подачи пара на паровые завесы и в камеры сгорания осуществляется с помощью кнопочных пускателей как по месту, так и дистанционно со щита в операторной.