6. Склады сжиженных газов (СГ), легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ) под давлением, должны соответствовать требованиям действующих Правил безопасности для складов сжиженных углеводородных газов и легковоспламеняющихся жидкостей под давлением.

7. Запорные, отсекающие и предохранительные устройства, устанавливаемые на нагнетательном и всасывающем трубопроводах насоса или компрессора, должны находиться в удобной и доступной для обслуживания зоне.

8. Места расположения предохранительных клапанов должны быть оборудованы площадками, обеспечивающими удобство их обслуживания.

9. Выбор, установка и техническое обслуживание предохранительных устройств от превышения давления должны соответствовать требованиям действующих Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением, Правил разработки, изготовления и применения мембранных предохранительных устройств, ГОСТ 12.2.085 «Клапаны предохранительные» и других действующих нормативных документов.

10. Пуск установки должен производиться в строгом соответствии с технологическим регламентом. Основанием для пуска установки является приказ по предприятию, в котором устанавливаются сроки пуска и вывода на режим, а также назначаются лица, ответственные за проведение пусковых работ. На ответственных за пуск лиц возлагается организация и безопасное проведение всех предпусковых мероприятий и вывод установки на режим с обеспечением мер безопасности.

11. Перед пуском установки должна быть проверена работоспособность всех систем энергообеспечения (теплоснабжение, водоснабжение, электроснабжение, снабжение инертными газами), систем отопления и вентиляции и др., а также готовность к работе факельной системы, обслуживающей данную установку.

12. Перед пуском и после остановки оборудования с учетом особенностей процесса должна предусматриваться продувка инертным газом или водяным паром, с обязательным контролем за ее эффективностью путем проведения анализов.

13. Временно неработающие аппараты и трубопроводы перед подачей реагентов должны быть проверены на проходимость и герметичность.

14. Легкие горючие газы с содержанием водорода 60 % и более допускается сбрасывать с предохранительных клапанов на свечу в безопасное на установке место.

15. Материалы аппаратов, работающих в среде водородсодержащего газа, должны быть выбраны с учетом влияния водородной коррозии.

4.3. Специфические требования к отдельным технологическим процессам

Содержит перечень требований, относимый к отдельно взятым процессам, происходящих на НПЗ. Состоит из двух разделов: каталитических процессов и слив и налив нефтепродуктов.

1. Каталитические процессы

1.1. Работы по загрузке катализатора должны быть механизированы.

1.2. Персонал, занятый загрузкой катализатора должен быть снабжен двусторонней телефонной или громкоговорящей связью.

1.3. При загрузке, выгрузке, просеивании катализатора персонал должен пользоваться респираторами, защитными очками, рукавицами и соблюдать требования безопасности при обращении с катализатором в соответствии с техническими условиями поставщика конкретного катализатора.

1.4. По окончании операций по загрузке, выгрузке, просеиванию катализатора спецодежда должна быть очищена от катализаторной пыли и сдана в стирку. Просыпавшийся на площадку катализатор должен быть убран.

1.5. Операции по подготовке реактора к загрузке и выгрузке катализатора должны производиться в соответствии с технологическим регламентом.

1.6. Запрещается выгрузка из реактора катализатора в не регенерированном или в не пассивированном состоянии.

1.7. Вскрытие реактора должно производиться в соответствии с технологическим регламентом, техническими условиями завода-изготовителя реактора и соответствующей инструкцией предприятия.

1.8. Проверка реактора, загруженного катализатором, на герметичность должна производиться в соответствии с технологическим регламентом.

1.9. Перед регенерацией катализатора система реакторного блока должна быть освобождена от жидких нефтепродуктов и продута инертным газом до содержания горючих газов в системе не более 3,0 % об.

1.10. Пуск и эксплуатация реактора должны производиться в соответствии с инструкциями завода-изготовителя и технологическим регламентом.

1.11. Отбор проб катализатора должен производиться в соответствии с технологическим регламентом и инструкцией по отбору проб, утвержденной главным инженером предприятия.

1.12. Система реакторного блока, перед пуском и после ремонта должна быть продута инертным газом до содержания кислорода в системе не более 0,5 % об.

1.13. Перед подачей водородсодержащего газа, система должна быть не пытана азотом на герметичность при давлении, равном рабочему.

1.14. Скорость подъема и сброса давления устанавливается проектом и отражается в технологическом регламенте.

1.15. Необходимо предусматривать аварийный сброс давления из системы реакторного блока в экстремальных ситуациях. Режим аварийного сброса и действие обслуживающего персонала должны указываться в проекте и технологическом регламенте.

2.Слив и налив нефтепродуктов

2.1. Проектирование, монтаж, эксплуатация и ремонт сливо-наливных эстакад производятся в соответствии с требованиями:

Ведомственных указаний по проектированию железнодорожных сливо-наливных эстакад легковоспламеняющихся и горючих жидкостей и сжиженных углеводородных газов (ВУП СНЭ-87), утвержденными Миннефтехимпромом СССР 17.07.86;

Указаний по проектированию автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны (УП АУТН-96), утвержденными Госгортехнадзором России и Минтопэнерго России 05.98;

2.2. К сливоналивной эстакаде должен быть подведен пар для пропарки или отогревания трубопроводов и запорных устройств.

2.3. Слив-налив продуктов, смешение которых недопустимо, следует производить на индивидуальных сливоналивных эстакадах или на отдельных стояках. Допускается на общей сливоналивной железнодорожной эстакаде проведение сливоналивных операций для светлых и темных нефтепродуктов, за исключением случаев, когда эстакада относится к складу I категории.

2.4. Запрещается использовать сливоналивные эстакады для попеременных операций с несовместимыми между собой продуктами. В обоснованных случаях смена нефтепродукта допускается по письменному разрешению главного инженера (технического директора) эксплуатирующей организации после выполнения предусмотренных разрешением мероприятий, обеспечивающих безопасность.

2.5. Наливные эстакады должны быть оборудованы специальными пунктами или системой для освобождения неисправных цистерн от нефтепродуктов.

2.6. Перед сливом (наливом) нефтепродуктов необходимо удалить локомотив с территории эстакады на расстояние не менее 100 м, перекрыть стрелочный перевод, запирающийся на ключ. Ключ от стрелочного перевода должен находиться у старшего по смене на сливоналивном участке.

2.7. На железнодорожных путях и дорогах к участку слива-налива должны быть вывешены предупреждающие надписи «Стоп», «Проезд запрещен».

2.8. При подаче под слив-налив железнодорожных цистерн с легковоспламеняющимися нефтепродуктами между локомотивом и цистернами должно быть прикрытие, состоящее из одного четырехосного или двух двухосных пустых или груженных негорючими грузами вагонов (платформ).

2.9. На установках для слива-налива этилированного бензина, кроме правил, изложенных в настоящей главе, должны выполняться также требования безопасности при работе на этило-смесительной установке. Допускается на одной эстакаде размещать два коллектора для налива этилированного и неэтилированного бензинов Коллектор этилированного бензина должен быть окрашен отличительным цветом.

2.10. Оставлять цистерны, присоединенные к наливным устройствам, когда слив-налив не проводится, не допускается.

2.11. Помещения управления установок слива-налива ЛВЖ и ГЖ должны соответствовать требованиям Указаний по проектированию автоматизированных установок тактового налива светлых нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные цистерны.

2.12. Минимально допустимое число рабочих при проведении сливоналивных операций - 2 человека.

4.4. Лаборатория

Содержит перечень требований к проводимой работе, оборудованию и персоналу. Интереса в данной теме не представляет

4.5. Требования к устройству, эксплуатации и ремонту технологического оборудования и трубопроводов

Содержит требования к ремонту, устройству и эксплуатации технологического оборудования. Состоит из двух разделов: трубчатые печи и насосы.

1.Трубчатые печи

1.1. Печи должны быть оборудованы дежурными (пилотными) горелками, оснащенными запальными устройствами, индивидуальной системой топливоснабжения.

1.2. Рабочие и дежурные горелки должны быть оборудованы сигнализаторами погасания пламени, надежно регистрирующими наличие пламени форсунки.

1.3. На трубопроводах газообразного топлива к основным горелкам должны быть установлены предохранительно-запорные клапана (ПЗК), дополнительно к общему отсекающему устройству на печи, срабатывающих при снижении давления газа ниже допустимого.

1.4. На линиях подачи жидкого топлива и топливного газа к основным и дежурным горелкам должны быть установлены автоматические запорные органы, срабатывающие в системе блокировок.

1.5. Для многофакельных печей на трубопроводах газообразного и жидкого топлива должны быть установлены автономные регулирующие органы, для обеспечения безопасности в режиме пуска.

1.6. При размещении печей вне зданий запорные органы на общих трубопроводах жидкого и газообразного топлива должны быть расположены в безопасном месте на расстоянии не ближе 10 м от печи.

1.7. Перед пуском печи необходимо убедиться в отсутствии каких-либо предметов в камере сгорания, дымоходах-боровах, все люки и лазы должны быть закрыты.

1.8. В период розжига печи должны быть включены все приборы контроля предусмотренные технологическим регламентом и вся сигнализация.

1.9. Перед розжигом печи, работающей на газе, необходимо проверить плотность закрытия рабочих и контрольных вентилей на всех горелках, сбросить конденсат из топливной линии. Система подачи газа должна исключать попадание конденсата в горелки.

1.10. Розжигу дежурных горелок должна предшествовать продувка топочного пространства паром, а линии подачи газообразного топлива инертным газом на свечу. Продувку топочного пространства считая с момента открытия последней задвижки до момента появления пара из дымовой трубы следует вести в течении времени, предусмотренного регламентом, но не менее 15 мин, а для многокамерных печей продувка камер сгорания не менее 20 мин.

1.11. Розжиг печи должен начинаться с розжига дежурных горелок. В том случае, если дежурная горелка (горелки) не разожглась (разожглись) с трех попыток, следует повторить продувку топочного пространства согласно п. 5.3.5.

1.12. Розжиг основных горелок должен осуществляться при работающих дежурных горелках, минимальной регламентированной циркуляции сырья в змеевике и регламентированных значениях подачи топлива.

1.13. Трубопроводы подачи топлива ко всем неработающим (в том числе и временно неработающим) горелкам должны быть отглушены.

1.14. Печи должны быть оборудованы средствами автоматической подачи водяного пара в топочное пространство и в змеевики при прогаре труб, а также средствами автоматического отключения подачи сырья и топлива при авариях в системах змеевиков.

1.15. Топливный газ для освобождения от жидкой фазы, влаги и механических примесей перед подачей в горелку должен предварительно пройти сепаратор, подогреватель и фильтры.

1.16. Жидкое топливо для обеспечения необходимой вязкости и освобождения от механических примесей перед подачей в форсунку должно предварительно пройти подогреватель и фильтры.

1.17. В период пуска должны быть включены следующие блокировки: закрытие автоматических запорных органов дежурных горелок при понижении давления в линии топливного газа; закрытие газовых автоматических запорных органов основных горелок при повышении или понижении давления в линиях топливного газа к основным горелкам, а также при прекращении подачи в змеевик циркулирующего газа или сырья; закрытие на жидком топливе автоматических запорных органов при прекращении подачи в змеевик циркулирующего газа или сырья.

1.18. Система блокировок и сигнализации должна обеспечивать отключение подачи топлива к дежурным и основным горелкам при:

-отклонениях параметров подачи топлива от регламентированных;

-падении объема циркуляции сырья через змеевик печи ниже допустимого;

-превышении предельно допустимой температуры сырья на выходе из печи;

-срабатывании прибора погасания пламени.

1.19. Все приборы, контролирующие работу печи, должны быть регистрирующими.

1.20. Система противоаварийной автоматической защиты должна быть снабжена противоаварийной сигнализацией параметров и сигнализацией срабатывания исполнительных органов.

1.21. При эксплуатации трубчатой нагревательной печи необходимо следить за показаниями контрольно-измерительных приборов, вести визуальный контроль за состоянием труб змеевика, трубных подвесок и кладки печи. При наличии отдулин на трубах, их прогаре, деформации кладки или подвесок, пропуске ретурбентов потушить горелки, прекратить подачу в печь продукта, подать в топку пар и продуть трубы паром или инертным газом по ходу продукта. Дверцы камер во время работы печи должны быть закрыты. Необходимо вести наблюдение за установленным режимом горения, горелки должны быть равномерно нагружены, факел должен иметь одинаковые размеры, не бить в перевальную стенку и не касаться труб потолочного и подового экранов.

1.22. Подача пара в топочное пространство должна включаться автоматически при прогаре змеевика характеризующимся:

-падением давления в сырьевом змеевике;

-повышении температуры над перевальной стеной;

-изменением содержания кислорода в дымовых газах на выходе из печи против регламентированного.

Параметры срабатывания блокировки по аварийному включению подачи пара в змеевик определяются проектом.

1.23. Электроснабжение систем ПАЗ и исполнительных механизмов печи относится к особой группе I категории надежности.

1.24. Подготовка к ремонту и проведение ремонтных работ в печи являются газоопасными работами и должны выполняться в соответствии с требованиями Типовой инструкции по организации безопасного проведения газоопасных работ.

1.25. Производственные объекты должны быть защищены от грозовой деятельности. Все взрывопожароопасные объекты должны быть защищены от заноса высоких потенциалов и оборудованы устройствами, предотвращающими накопление зарядов статического электричества.

1.26. Подготовка к ремонту печи и установленного на ней оборудования должны выполняться в строгом соответствии с технологическим регламентом.

2.Насосы

2.1.Для перекачки жидкостей I и II класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76 «Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности» следует применять герметичные, мембранные или центробежные насосы с двойным торцевым уплотнением.

2.2. Удаление остатков продуктов из трубопроводов, насосов и другого оборудования, расположенного в насосной должно производиться по закрытым коммуникациям за пределы насосной; жидких - в специально предназначенную емкость, а паров и газов - на факел.

2.3. В открытых насосных должен быть предусмотрен обогрев полов. Обогревающие пол змеевики должны обеспечивать на поверхности пола насосной температуру не ниже +5 °С при средней температуре наиболее холодной пятидневки (расчетная температура отопления).

2.4. Установка насосов, перекачивающих высоковязкие, обводненные или застывающие при температуре наружного воздуха продукты, на открытых площадках требует обоснования и соблюдения условий, обеспечивающих непрерывность работы, теплоизоляцию или обогрев насосов и трубопроводов, наличия систем продувки или промывки насосов и трубопроводов.

2.5. Корпусы насосов, перекачивающих легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, должны быть заземлены, независимо от заземления электродвигателей, находящихся на одной раме с насосами.

2.6. Пускать в работу и эксплуатировать центробежные насосы при отсутствии ограждения на муфте сцепления их с двигателем запрещается.

2.7. Пуск паровых насосов должен осуществляться после предварительного сброса конденсата пара и прогрева паровых цилиндров. При этом задвижка на нагнетательном трубопроводе насоса должна быть открыта.

2.8. В насосных на трубопроводах должно быть указано направление движения потоков, на оборудовании - номера позиций по технологической схеме, а на двигателях - направление вращения ротора.

2.9. Насосное оборудование, полы и лотки насосных необходимо содержать в чистоте. Сточные воды после мытья полов и лотков, содержащие кислоты, щелочи, селективные растворители, этиловую жидкость и другие едкие и вредные вещества, должны накапливаться в специальной емкости и перед спуском в канализацию обезвреживаться в строгом соответствии с технологическим регламентом.

4.6 Требования к устройству и содержанию территории предприятия, зданий и сооружений

Содержит требования к заполненности территории зданиями, документации на строительство и проведение работ и требования к самим зданиям. Не несет важной информации по теме курсовой работы.

4.7 Требования к вспомогательным системам и объектам

Содержит требования к система водоснабжения, электроснабжения, канализации и алгоритму их ремонта.

1.1 Сети канализации и водоснабжения подлежат периодическому осмотру и очистке. Осмотр и очистка водопроводных и канализационных труб, колодцев, лотков, гидрозатворов должны производиться по графику с соблюдением правил производства газоопасных работ.

1.2 Температура производственных сточных вод при сбросе в канализацию не должна превышать 40 °С. Допускается сброс небольших количеств воды с более высокой температурой в коллекторы, имеющие постоянный расход воды с таким расчетом, чтобы температура общего стока не превышала 45 °С.

1.3 Не допускается сброс в промышленную канализацию различных потоков сточных вод, смешение которых может привести к реакциям, сопровождающимся выделением тепла, образованием горючих и вредных газов, а также твердых осадков.

1.4 Заглубленные насосные станции должны оснащаться автоматическим газоанализатором довзрывных концентраций с выводом сигнала на пульт управления (в операторную).

1.5 Насосные станции химически загрязненных сточных вод должны располагаться в отдельно стоящих зданиях, приемный резервуар должен располагаться вне здания насосной станции, электрооборудование насосных станций должно быть во взрывозащищенном исполнении. К зданию насосной станции запрещается пристраивать бытовые и вспомогательные помещения.

1.6 Сточные воды, не соответствующие по составу требованиям к стокам, подаваемым в сеть промышленной канализации, подвергаются обработке на локальных очистных сооружениях.

1.7 Периодичность и порядок очистки нефтеловушек должны быть установлены технологическим регламентом.

1.8 На сетях водоснабжения и канализации запрещается, как правило, устанавливать запорную арматуру в колодцах.

1.9 Нефтеловушки и чаши градирен должны иметь ограждения по периметру из несгораемых материалов высотой не менее 1 м.



4.8 Требования безопасности при обслуживании производств

Содержит требования безопасности при обслуживания производств.

1.1. Запрещается эксплуатация объектов с неисправными системами пожаротушения



5. Экологическая часть

5.1 Общие сведения

Методы переработки нефти делятся на первичные и вторичные. Первичные представляют собой физические методы разделения нефти, основанные на разных температурных интервалах кипения отдельных фракций нефти, т. е. это прямая перегонка нефти. Вторичные - это химические методы, предусматривающие полное преобразование нефтяного сырья в результате глубоких структурных превращений углеводородов под воздействием повышенных температур и давления с использованием катализаторов. Это различные виды крекинга и риформинга нефтепродуктов.

Современные нефтеперерабатывающие заводы отличаются большой единичной мощностью установок, углублением процессов отбора нефтепродуктов и их каталитической переработкой. Переработка нефти ведется по двум основным направлениям - на установках топливного и масляного блоков, где получают различные виды моторных топлив и масел, а также парафина, церезина, битумов. Кроме того, современные заводы включают производства химического блока, предназначенные для получения синтетических жирных кислот, синтетических масел, присадок, диэмульгаторов, серной кислоты, серы, различных углеводородов и др.

Существующие нефтеперерабатывающие заводы рассчитаны на переработку миллионов тонн нефти и поэтому являются интенсивными источниками загрязнения окружающей среды. Зона загрязнения воздуха мощных нефтеперерабатывающих заводов простирается на расстояние 20 и более километров. Количество выделяющихся вредных веществ определяется мощностью НПЗ и составляет (процент от мощности предприятия): углеводороды 1,5 -2,8; сероводород 0,0025 - 0,0035 на 1% серы в нефти; оксид углерода 30 - 40 % от массы сжигаемого топлива; сернистый ангидрид 200 % от массы серы в сжигаемом топливе. Большая часть потерь углеводородов поступает в атмосферу (75 %), в воду (20 %) и в почву (5%).

Источники выделения вредных веществ в нефтеперерабатывающей промышленности - это технологические установки, аппараты, агрегаты, трубы, вентиляционные шахты, дыхательные клапаны резервуаров, открытые поверхности очистных сооружений.

5.2 Влияние нефтеперерабатывающих предприятий на атмосферу

Нефтеперерабатывающие предприятия оказывают отрицательное воздействие на все оболочки биосферы: воздушную, водную и твердую. Выделяющиеся в процессе переработки нефти выбросы влияют на состояние атмосферы; сточные воды попадают в природные воды и загрязняют гидросферу Земли; отходы производства, шламы прямо или косвенно наносят ущерб почвенному покрову

Основными вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу на нефтеперерабатывающих предприятиях, являются углеводороды, сернистый газ, сероводород, окись углерода, аммиак, фенол, окислы азота и т.д. К числу наиболее крупных источников загрязнения атмосферы относятся:

- резервуары, в которых хранятся нефть, нефтепродукты, различные токсичные легкокипящие жидкости;

- очистные сооружения; некоторые технологические установки (АВТ, каталитический крекинг, производство битумов и др.);

- факельные системы.

Мощные предприятия нефтепереработки имеют стабильно высокое содержание загрязняющих веществ вблизи источника, очень медленно снижающееся по мере удаления от него. Наиболее опасная обстановка возникает в аварийных ситуациях.

В результате деятельности нефтеперерабатывающих предприятий в атмосферу осуществляется выброс в больших количествах углеводородов, угарного газа, углекислого газа, различных сернистых соединений, оксидов азота, твердых веществ.

Эмиссия в атмосферу газов: СО2, СО, СН4, С2Н6, оксидов азота - приводит к появлению «парникового эффекта». Таким образом, нефтеперерабатывающие предприятия входят в число виновников глобального потепления климата.

Выбросы оксидов азота, углеводородов способствуют образованию тропосферного озона в результате фотохимических реакций. Тропосферный озон является одним из парниковых газов. Кроме того, образующийся фотохимический смог является очень токсичным.

Под действием выбросов происходит разрушение стратосферного озона. Стратосферный озон поглощает жесткое ультрафиолетовое излучение, которое вредно для всего живого. Увеличивающаяся озоновая дыра ведет к онкологическим заболеваниям, развитию катаракты, подавляет фотосинтез растений.

Еще одна проблема, связанная с атмосферными выбросами, - кислотные дожди. Нефтеперерабатывающие предприятия, несомненно, осуществляют свой вклад в усложнение этой проблемы. Это связано с тем, что источниками кислотных дождей служат газы, содержащие серу и азот; наиболее важные из них: SO2, NOx, H2S.

Таким образом, воздействие нефтеперерабатывающих предприятий на атмосферу является одной из причин глобальных экологических проблем.

5.3 Воздействие сточных вод нефтеперерабатывающих предприятий на гидросферу

Состав сточных вод нефтеперерабатывающих предприятий различных профилей по основным показателям отличается незначительно.

Количество сбросных вод в расчете на 1 т перерабатываемой нефти может достигать 70-100 м3. Однако большая их часть (90-95%) пребывает в обороте, так как проходит соответствующую очистку. Поэтому количество собственно сточных вод на предприятиях составляет обычно 1,6-3 м3 на 1 т нефти.

Сточные воды НПП отводят по двум системам канализации. В первую систему включают маломинерализованные стоки и дождевые воды. После очистки эти сточные воды возвращаются для повторного использования. Избыток воды (во время ливней) направляют в аварийные накопители и после очистки сбрасывают в водоем.

Во вторую систему канализации входят несколько (от 5 до 7) сетей, транспортирующих сточные воды от отдельных цехов и установок. Эти воды сильно минерализованы, загрязнены токсичными веществами и в обороте не используются. При необходимости они могут подвергаться локальной очистке от специфических загрязнений.

Стоки нефтеперерабатывающих предприятий отличаются более сложным составом, чем сама нефть и продукты ее переработки, и включают разнообразные токсические соединения, в том числе пропан, бутан, этилен, фенол, бензол и другие углеводороды. Эти стоки, попадая в природные воды, оказывают отрицательное влияние на гидробионтов и водных растений.

Сказывается прямое токсическое воздействие компонентов сточных вод на гидробионтов.

Увеличение содержания углеводородов в воде ведет к снижению содержания кислорода, что затрудняет дыхание водных организмов, нарушает процессы окисления.

Внедрение химических веществ, содержащих полициклические ароматические углеводороды, изменяет вкус съедобных организмов, кроме того, это опасно, так как подобные вещества являются канцерогенными.

Эффект долгосрочных воздействий непосредственно не обнаруживается и обычно носит кумулятивный характер. Эти эффекты могут быть вызваны периодическим введением веществ с большим временем «жизни» или непрерывным введением устойчивых либо неустойчивых веществ; они зависят от реакционной способности этих веществ.

Рыбы накапливают значительные количества токсичных веществ, которые, продвигаясь по пищевым цепям, могут дойти до человека.

Таким образом, одним из важнейших аспектов защиты экологической чистоты гидросферы предприятиями нефтеперерабатывающей промышленности является вопрос совершенствования структуры водопотребления и водосброса.

5.4 Загрязнение литосферы нефтеперерабатывающими предприятиями

Технологическое загрязнение почвы нефтью и нефтепродуктами является крайне опасным явлением, угрожающим флоре, фауне и здоровью населения. Кроме того, существует пожароопасность твердых нефтесодержащих отходов. В результате эксплуатации предприятий происходит загрязнение грунтов и подземных вод. Это приводит к безвозвратным потерям дорогостоящих дефицитных нефтепродуктов. Попадая в грунтовые воды, нефтепродукты могут совместно с ними выходить на поверхность и стать причиной опасной ситуации.

На типовом предприятии, перерабатывающем 15-16 тыс. т нефти в сутки, только в технологических процессах глубокого обезвоживания и обессоливания нефти выделяется около 26-30 т твердых солей и твердых механических примесей в виде нефтешламов, содержащих в своем составе до 30% углеводородных систем - нефти и нефтепродуктов и 30-50% воды. Таким образом, НПП "поставляют" более 100 т в сутки (около 4000 т в год) твердых или пастообразных нефтесодержащих пожароопасных отходов.

К числу твердых отходов на предприятиях нефтеперерабатывающей промышленности, загрязняющих литосферу, в том числе пожароопасными компонентами, относятся: различные химические продукты; адсорбенты, не подлежащие регенерации; зола и твердые продукты, получающиеся при термической обработке сточных вод; различные осадки; смолы; пыль, образующаяся при очистке выбросов, и др.

В нефтеперерабатывающей промышленности одними из основных твердых отходов являются кислые гудроны, образующиеся в процессах сернокислотной очистки ряда нефтепродуктов (масел, парафинов, керосиногазойлевых фракций и др.). В России ежегодно получают около 300 тыс. т кислых гудронов. Степень их использования не превышает 25%. Является важным вопрос утилизации отходов нефтеперерабатывающих предприятий.



Заключение.

В ходе курсового проектирования был рассмотрен процесс каталитического риформинга с «псевдоожиненным» и стационарным слоями, выявлены и установлены особенности, проведен анализ эффективности данных процессов и составлены схемы модернизации.

В общей части был рассмотрен сам процесс, установлена природа его реакций, используемые катализаторы и главные их различия при разных типах установок, получаемых продуктов. Установлен принцип работы установки.

В технологической части были затронуты основные параметры процесса, определены различия в порядке эксплуатации и разнице в оборудовании при использовании разных катализаторов. Были определены: технологические параметры для функционирования установки с «псевдоожиженным» слоем катализатора, условия и механизм регенерации катализатора.

В специальной части были разобраны способы модернизации основных рабочих установок, их преимущества и недостатки. Наиболее экономичным оказался циклХ (CycleX), но он лишь увеличивает выход водорода и незначительно повышает качество риформата. Дуалформинг требует более значительных затрат, происходит незначительная замена оборудования, выход продуктов и их качество (ОЧ) улучшается. Октанайзинг из всех процессов является самым затратным, замене подлежит значительная часть оборудования, выход продуктов и их качество заметно улучшаются.

Далее были затронуты экологически аспекты производства и нормы по охране труда и промышленной безопасности. Требования, предъявляемые к персоналу, их квалификации и алгоритмы действия в случае возникновения ЧП и их предотвращения. Нормы эксплуатации установок, условия хранения сырья, работа с токсичным веществами, правила пожарной безопасности и защиты атмосферы, гидросферы, литосферы от возможных загязнений.

Литература

1. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке

2. М.: Химия, 1981

3. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа

4. Учебное пособие для вузов. Уфа: Гилем, 2002

5. Балканова Т.В. Нефть и нефтепродукты. Библиографический указатель

6. ИрГТУ; Сост.Т.В. Балканова. - Иркутск: Библиотека ИрГТУ, 2004

7. Бойко Е.В. Химия нефти и топлив

8. Учебное пособие. - Ульяновск: Ульяновский гос. техн. ун-т, 2007

9. Матвеев С.Н. - Справочная книга по добыче нефти

10. НГДУ «Комсомольскнефть», 2001г

11. Капустин В.М. Технология переработки нефти, 2007

12. Вержичинская С.В. Дигуров Н.Г. Химия и технология нефти и газа, М.: Форум, 2017

13. 2. Данилов М.А.Книга для чтения по переработке нефти и газа, Химиздат, 2017

14. 3.Гайле А.А., Сомов В.Е. «Процессы разделения и очистки продуктов переработки нефти и газа», Химиздат, 2017

15. https://studfiles.net

16. https://studwood.ru

17. http://proofoil.ru

18. http://net.knigi-x.ruэ

19. http://earchive.tpu.ru

20. https://en.wikipedia.org

21. http://oplib.ru

22. http://chertezhi.ru

Приложение А

Рисунок - 1 Схема установки каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора.

1,11,24 - компрессоры

2- абсорбер

3-колонна очистки от сероводорода;

4- сепаратор

5,12,13,25,26,29,36,36 - насосы

6 - конденсатор-холодильник

7 - отпарная колонна

8,22,23 - газосепараторы

9,20,30,31 - теплообменники

10 - кипятильник

14,21 - холодильники

15 - реактор гидроочистки

16 - многосекционная печь

17,18,19 - реакторы платформинга

27 - фракционирующий абсорбер

28 - трубчатая печь

32 - аппарат воздушного охлаждения

33 - приемник

34 - стабилизационная колонна (стабилизатор)



Приложение Б

Рисунок - 2 Установка каталитического риформинга с подвижным слоем катализатора.

1 - секция регенерации

2,3,4 - реакторы платформинга

5,11,16,21 - насосы

6,14 - теплообменники

7 - многосекционная печь

8 - холодильники

9,12 - газосепараторы низкого и высокого давления

10,15 - компресоры

17 - трубчатая печь

18 - стабилизационная колонна (стабилизатор)

19 - аппарат воздушного охлаждения

20 - газосепаратор.



Приложение В

рисунок - 3 упрощенная схема процесса октанайзинга.

I - стабильный гидрогенизат

II - циркулирующий ВСГ

III - балансовый ВСГ

IV - реформат на стабилизацию

V - ВСГ для транспортировки катализатора

VI - инертный газ

VII - воздух

VIII - хлорорганическое соединение

1 - зона предварительного выжига кокса

2 - зона окончательного выжига

3 - зона оксихлорирования

4 - зона сушки.

Н-1 насосы

Т-1 теплообменник

Р-1,2,3 реакторы

Р-4 регенератор

ЦК-1,2 циркуляционный компрессор

АВО-1 холодильник

С-1 сепаратор низкого давления



Приложение Г

рисунок - 4 Принципиальная схема процесса дуалформинга.

I - стабильный гидрогенизат

II - циркулирующий ВСГ

III - балансовый ВСГ

IV - реформат на стабилизацию

V - ВСГ для транспортировки катализатора

VI - инертный газ

VII - воздух

VIII - хлорорганическое соединение.

Р-1,2,3 реакторы

Н-1,2 насосы

П-1,2 печи

Р-4 реактор с движущимся слоем катализатора

Р-5 регенератор

С-1 сепаратор

ЦК-1 циркуляционный компрессор

АВО-1 холодильник



Приложение Д

рисунок - 5 Упрощенная схема установки цикл Х (CycleX)

I - стабильный гидрогенизат

II - циркулирующий ВСР

III - балансовый ВСГ

IV - реформат на стабилизацию

V - закоксованный катализатор

VI - регенерированный катализатор

Р-1,2,3 реакторы с неподвижным слоем катализатора

Р-4 подвижный слой катализатора

П-1,2 печи

Р-5 регенератор

Н-1,2 насосы

Т-1 теплообменник

ЦК-1 циркуляционный компрессор

С-1 сепаратор

Размещено на Allbest.ru