Гидрокрекинг вакуумного газойля

Подсчитаем массовую теплоемкость циркулирующего газа без учета давления, так как в данном случае поправка на него мала. Подсчитаем среднюю температуру в реакторе 440^оС. По графику [10] находим значение :

для Н₂14,73 кДж/(кг•К)

для С₁3,3 кДж/(кг•К)

для С₂3,1 кДж/(кг•К)

для С₃3,05 кДж/(кг•К)

Отсюда:

кДж/кг•К

Энтальпия циркулирующего газа

кДж/кг

Находим среднюю молекулярную массу сухого газа, имеющего следующий состав (в % масс.): С₂Н₄-21,0; С₂Н₆-27,0; С₃Н₈-41; С₄Н₁₀-11,0

Определим энтальпию сухого газа при 460^оС и 7,0 МПа

кДж/кг

Энтальпия бензина:

кДж/кг

кДж/кг

Энтальпия дизельного топлива:

кДж/кг

кДж/кг

Энтальпия остатка:

кДж/кг

кДж/кг

Средняя молекулярная масса циркулирующего водородсодержащего газа:

Средняя плотность циркулирующего газа:

кг/м³

Масса циркулирующего газа определяется по следующей формуле:

(3.18)

где расход сырья, кг/ч; кратность циркуляции газа, м³/м³ сырья; плотность циркулирующего газа, кг/м³; плотность сырья, кг/м³.

кг/час.

Подсчитываем теплоту прихода и расхода.

Приходящее тепло:

кДж/ч

Уходящее тепло:

кДж/кг

Согласно справочным данным [10] 419 кДж/кг.

Так как по тепловому балансу кДж/кг, в реакторе в процессе реакции выделяется избыточное сырье, что требует дополнительного охлаждения, поэтому для процесса гидрокрекинга вакуумного газойля нефти месторождения Танатар необходимо выбрать политропический реактор с промежуточным охлаждением слоев катализатора.

Размеры реактора гидрокрекинга определяют следующим образом:

1. Определим объем катализатора в реакторе:

(3.20)

где объем сырья при 20^оС, м³/час; объемная скорость подачи сырья, час^-1.

Объем сырья при 20^оС определяют по следующей формуле:

(3.21)

где температура системы, давление в системе, МПа; расход компонента, кг/час; молекулярная масса компонента.

Если давление паров и газов выше 0,4 МПа, то формулу (3.21) необходимо ввести величину .

(3.22)

где фактор сжимаемости.

Коэффициент (фактор) сжимаемости зависит от величины приведенных параметров:

ѓ ( (3.23)

При и

м³/ч

м³/ч = м³/сек

Определим объем циркулирующего газа (фактор сжимаемости для водорода ).

м³/сек

Общий объем паров и газов:

м³/с

Находим общий объем катализатора в реакторе:

м³

Подсчитываем сечение и диаметр реактора по уравнениям:

м²

м

По стандартному ряду принимаем Д=1,8 м [13].

Общая высота катализаторного слоя в реакторе:

м

Высота цилиндрической части реактора:

м

Общая высота реактора:

м

В результате расчетов были определены основные размеры и тип реактора:

- Тип реактора политропический

- Диаметр реактора 1,8 м

- Общая высота реактора 21 м

- Высота катализаторного слоя 14,39 м

- Высота цилиндрической части 19,19 м

- Количество слоев катализатора 3 слоя

3.3 Расчет вспомогательных аппаратов

3.3.1 Расчет теплообменного аппарата

Сырье в реактор поступает через теплообменник и печь. Для определения температуры смеси, поступающей в печь необходимо рассчитать теплообменник.

Исходные данные для расчета:

Температура поступающего сырья 70^оС

Температура реакционной смеси после реактора 460^оС

Температура охлажденной реакционной смеси 200^оС

Поверхность теплообмена аппарата определяют из уравнения теплопередачи:

ф(3.24)

Откуда

где поверхность теплообмена, м²; коэффициент теплопередачи, Вт/(м²•К); средняя логарифмическая разность температур.

Тепловую нагрузку аппарата определяют, составляя тепловой баланс.

(3.25)

где тепловая нагрузка аппарата, кДж/час; массы горячего и холодного теплоносителя, кг/с или кг/час; энтальпия горячего теплоносителя при температуре входа и выхода из аппарата, кДж/кг; КПД теплообменника, практически он равен 0,95-0,97; энтальпия холодного теплоносителя при температурах входа и выхода из аппарата, кДж/кг.

Горячий теплоноситель - реакционная смесь из реактора:

кг/ч

Энтальпия горячего потока при 460 ^оС:

кДж/кг

Энтальпия горячего потока при 200^оС:

для бензина

кДж/кг

для дизельного топлива

кДж/кг

для остатка

кДж/кг

для сухого газа при 200 ^оС

кДж/кг

Тепловая нагрузка теплообменника по горячему потоку:

кДж/ч

или

=22308714,815 Вт

Тепловая нагрузка теплообменника по холодному потоку:

Энтальпия сырья при 70^оС

кДж/кг

Энтальпия водородсодержащего газа:

(3.26)

где А, В, С, Д - коэффициенты, значения табличные [14].

Для водорода:

кДж/кг

Для С₁:

кДж/кг

Для С₂:

кДж/кг

Для С₃:

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

так как

кДж/кг

Так как энтальпия паров нефтепродукта равна найдем кДж/кг.

кДж/кг

Из приложения 20 [10] t=210 ^оС.

Выберем схему теплообмена:

для прямотока

для противотока

Поэтому рассчитывается как среднеарифметическое значение.

^оС

Поверхность теплообмена, при 60Вт/(м²•К) [15]:

м²

Необходимая поверхность теплообмена 1690,054 м².

Выбираем стандартный нормализованный теплообменник по справочным данным [15]:

Поверхность теплообмена 831м²

Диаметр кожуха 1400 мм

Диаметр труб 20х2 мм

Число ходов по трубному пространству 2

Длина труб 6000 мм

Необходимое количество теплообменников:

Принимаем 2 теплообменника с поверхностью 831м².

3.3.2 Расчет трубчатой печи

Основные показатели работы трубчатой печи: полезная тепловая нагрузка печи, теплонапряженность поверхности нагрева, производительность по сырью, коэффициент полезного действия, температура газов на перевале, в топке, на выходе из печи и др.

Исходные данные для расчета:

- производительность печи по сырью 92434 кг/ч

- плотность вакуумного газойля 0,9102

- плотность циркулирующего газа 0,146 кг/м³

- доля отгона 0,6

- температура на входе 210 ^оС.

- температура на выходе 440 ^оС.

- температура на перевале печей 800 ^оС.

Полезная тепловая нагрузка печи

Полезная тепловая нагрузка печи складывается из тепла, затраченного на нагрев и испарение сырья:

(3.27)

Тепло, необходимое для нагрева сырья :

(3.28)

Тепло, необходимое для испарения сырья

(3.29)

где производительность печи (по сырью), кг/ч; массовая доля отгона сырья, доли единицы; энтальпия жидкости при температурах входе и выхода ее из печи, кДж/кг; энтальпия паров при температуре выхода их из печи, кДж/кг.

Энтальпия сырья при t =210 ^oC:

для вакуумного газойля:

кДж/кг

для циркулирующего газа:

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

Энтальпия смеси:

кДж/кг

Энтальпия сырья при t = 440 ^oC:

кДж/кг

для циркулирующего газа:

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

кДж/кг

Энтальпия смеси:

кДж/кг

Тепло, необходимое для нагрева продукта:

кДж/кг

или 5116252,711 Вт

Энтальпия паров вакуумного газойля при t =440 ^оС.

кДж/кг

Энтальпия смеси:

кДж/кг

Тепло, необходимое для испарения смеси:

кДж/кг

или 8984122,63 Вт

Полезная тепловая нагрузка печи:

кДж/кг

или 14100375,341 Вт

Теплота сгорания топлива

Теплота сгорания топлива- количество тепла, выделяющегося при сгорании 1кг топлива.

Для определения низшей теплоты сгорания любого топлива можно использовать формулу Д.И. Менделеева:

(3.30)

В качестве топлива взят газ следующего состава:

С-85,15%; Н-13,24%; N₂-0,05%; S-0,67%; О₂-0,89 %

кДж/кг

Определим теоретическое количество воздуха, необходимое для сжигания 1кг газа по формуле:

(3.31)

кг/кг

Для печей с излучающими стенками коэффициент избытка воздуха =1,031,07. Принимаем =1,05. Тогда действительное количество воздуха:

кг/кг

или

м³/кг

Определим количество продуктов сгорания, образующихся при сгорании 1кг топлива:

кг/кг

кг/кг

Јкг/кг

Јкг/кг

Суммарное количество продуктов сгорания:

кг/кг

Проверка:

бкг/кг

Коэффициент полезного действия (КПД)

Коэффициент полезного действия трубчатой печи - доля тепла, полезно использованного в печи на нагрев нефтепродукта. При полном сгорании топлива КПД печи зависит от ее конструкции, от потерь тепла с уходящими дымовыми газами и через кладку печи, от коэффициента избытка воздуха.

КПД печи определяется по формуле:

(3.32)

где КПД печи; теплота сгорания топлива, кДж/кг;

потери тепла в окружающую среду через кладку печи, кДж/кг топлива;

потери тепла с уходящими дымовыми газами, кДж/кг топлива;

потери тепла неполноты сгорания топлива, кДж/кг (практически 0,5 %).

Тепловые потери в окружающую среду через кладку составляют 4-8 % от рабочей теплоты сгорания топлива. Потери тепла с дымовыми газами, уходящими из печи в дымовую трубу, зависят от коэффициента избытка воздуха и температуры этих газов. Обычно температуру уходящих дымовых газов принимают на 150-200^оС выше температуры поступающего в печь сырья, т.е.

(3.33)

где температура уходящих дымовых газов, ^оС; температура поступающего в печь сырья, ^оС.

^оС

Потери тепла с дымовыми газами определяются по графику [Приложение 36; Сард] зависимости теплоты от температуры и коэффициента избытка воздуха.

кДж/кг

Потери тепла от неполноты сгорания топлива примем 0,5%.

кДж/кг

По полученным данным рассчитаем КПД печи:

КПД печи составляет 76,9%.

Расход топлива

Расход топлива в печи вычисляют по формуле:

(3.34)

кг/ч

Расчет радиантной секции

1) Задаются температурой дымовых газов над перевальной стенкой 800^оС.

2) Определяют среднюю теплоемкость продуктов сгорания 1кг топлива при этой температуре.

(3.35)

Теплоемкость продуктов сгорания определяют по графику на рис.39 [10].

кДж/кг•К

Энтальпия продуктов сгорания:

кДж/кг

3) Приведенную температуру исходной системы определяют по формуле, но в случае работы без рециркуляции дымовых газов ее можно принять равной температуре поступающего воздуха, т.е.

4) Максимальную расчетную температуру горения определяют по формуле:

(3.36)

где КПД топки- рекомендуется принимать в пределах 0,94-0,98.

^оС

К

5) Количество тепла, воспринимаемого сырьевой смесью через радиантные трубы рассчитывают по формуле:

(3.37)

кДж/ч

или 10670283,460 Вт

6) Количество тепла, воспринимаемого сырьевой смесью через конвекционные трубы

кДж/ч

или 11136407,714 Вт

7) Энтальпия смеси на входе в радиантные трубы по формуле:

(3.38)

где энтальпия сырья при входе в печь, кДж/кг, масса сырья.

кДж/кг

По таблицам зависимости энтальпии от температуры [16] находим .

8) Средняя температура наружной поверхности радиантных труб по формуле:

(3.39)

где конечная температура нагрева сырья, ^оС; разность температур между наружной поверхностью труб и температурой сырья (.

^оС

К

9) По графикам на рис.39 (а, б) по известным и интерполяцией находят значение параметра :

Вт/м²

Общее количество тепла, вносимого в топку составляет:

кДж/ч

или 17419200,548 Вт

Предварительное значение эквивалентной абсолютно черной поверхности:

м²

10) Задаемся степенью экранирования кладки .

По графику [10] определяют величину

11) Эквивалентная плоская поверхность

м²

12) Площадь заэкранированной плоской поверхности заменяющей трубы:

м²

Фактор определяют по графику [10]. При однорядном экране и расстоянии между трубами 2d фактор формы

13) Поверхность радиантных труб:

м²

14) Проводим проверочный расчет радиантной секции. Величина неэкранированной поверхности по формуле:

м²

15) Уточненное значение абсолютно черной поверхности по формуле:

(3.40)

где степень черноты поглощающей среды, зависит от концентрации трехатомных газов в продуктах сгорания топлива; приближенно для данного топлива можно подсчитать:

принимается равной 0,8-0,85; и соответственно степень черноты экрана и кладки печи; рекомендуется коэффициент.

Коэффициент определяется по уравнению:

(3.41)

где угловой коэффициент взаимного излучения поверхностей экрана и кладки, определяется в зависимости от отношения ;

если то ; если то ;

суммарная поверхность экрана и кладки, м².

т.е.

Значение абсолютно черной поверхности:

м²

16) Коэффициент теплоотдачи свободной конвекцией от дымовых газов к радиантным трубам по формуле:

(3.42)

Вт/(м²•^оС)

17) Температурная поправка теплопередачи в топке определяется по формуле:

(3.43)

где поверхность радиантных труб, м²; максимальная температура горения, ; средняя температура экрана, ; постоянная излучения абсолютно черного тела; Вт/(м²•К).

18) Аргумент излучения определяется по формуле:

(3.44)

19) Характеристика излучения может быть найдена по графику на рисунке 43[10] в зависимости от найденного аргумента излучения; .

20) Уточненное значение температуры дымовых газов на перевале по формуле:

(3.45)

^оС

Результат между найденной температурой дымовых газов на перевале и принятой небольшая, т.е. равняя 5,15^оС, поэтому результат вычислении можно считать окончательным.

21) Коэффициент прямой отдачи определяют по формуле:

(3.46)

где приведенная температура исходной смеси, ^оС.

22) Количество тепла, полученного радиантными трубами

кДж/час

или Вт.

23) Тепловая напряженность радиантных труб по формуле:

(3.47)

Вт/м²

или кДж/м²_.

24) Число труб в радиантной камере.

Полезная поверхность одной трубы определяется по формуле:

(3.48)

где диаметр труб, м.

Диаметр трубы определяется по приложению 41[10], в зависимости от необходимого сечения труб, определяемого по формуле:

(3.49)

где производительность печи, кг/час; плотность сырья; скорость протекания продукта по трубам, м/с.

Скорость протекания по трубам 3-10м/с для паров и газов, находящихся под давлением.

м²

Этому значению сечения соответствуют трубы с диаметром d = 152x12мм.

По полученным значениям и выбираем марку печи из приложения 42[10].

кДж/час

кДж/м²

Этим значениям соответствуют печи типа ГН2.

Количество труб в радиантной камере:

м²

Принимаем 76 труб в радиантной камере.

3.4 Выбор основных и вспомогательных аппаратов

Реактор гидрокрекинга представляет собой цилиндрический аппарат со сферическими днищами. Реактор имеет диаметр 2600мм, высоту цилиндрической части 11000мм. Стенка выполнена из стали 12ХМ и имеет внутреннюю защитную футеровку из торкрет-бетона. Ввод газопродуктовой смеси осуществляется через штуцер в верхнем днище со специальным распределительным устройством. Вывод продуктов реакции - через штуцер в нижнем днище, снабженный специальной сеткой для задержки катализатора.

Ввиду высокого теплового эффекта реакции необходимо вводить хладагент непосредственно в реактор. По этой причине катализатор не укладывается сплошным слоем, а располагается на 2-4 специальных решетках с промежутками между остальными слоями. Под решетки через специальные распределители вводится хладагент. Под решетки через специальные распределители вводится хладагент.

Теплообменные аппараты выбирают по поверхности теплообмена и по величине условного давления. На аппараты теплообменные кожухотрубчатые стальные с поверхностью теплообмена до 5000м² на условное давление до 6,4МПа для охлаждения и нагрева жидких и газообразных сред и при температуре от -60 до +600^оС разработан ГОСТ 9929-77. ГОСТом предусмотрено четыре типа теплообменников: Н-с неподвижными трубными решетками; К-с температурным конденсатором на кожухе; П-с плавающей головкой; У-с U-образными теплообменными трубками. Теплообменные аппараты типа Н используют при незначительной разности температур корпуса и пучка труб (не более 30-40^оС); при большей разности температур применяют теплообменники типа К, П, У. Кроме того, теплообменники с жестоко закрепленными трубными решетками типов Н и К рекомендуется применять в тех случаях, когда не требуется механическая чистка со стороны межтрубного пространства. Когда по условиям работы такая чистка требуется, то рекомендуется использовать теплообменники типов П и У. При этом трубы в трубных решетках следует размещать по квадрату, что значительно облегчает чистку наружной поверхности труб.

Печи типа ГН - коробчатые с верхним отводом дымовых газов, горизонтальным настенным или центральным трубным экраном и объемно- настильного сжигания комбинированного топлива (вариант I) или настильного сжигания газового топлива на фронтальные стены (вариантII).

При исполнении печи по варианту I горелки расположены в два ряда на фронтальных стенах под углом 45^оС. По оси печи расположена настильная стена, на которую направлены горящие факелы. Печь ГН2 имеет две камеры радиации и применяется для процессов, требующих «мягкий» режим нагрева (установка замедленного коксования, крекинг- процессы. По варианту II горелки расположены ярусами на фронтальных стенах, а двухрядный горизонтальный экран - по оси печи. Данный тип печи предназначен для реконструкции существующих печей беспламенного горения, а также в процессах средней производительности, обеспеченных газовым топливом, в том числе с большим процентом водорода.

4. Технико-экономические показатели

В данной части дипломного проекта производится расчет основных технико-экономических показателей установки с обоснованием экономической эффективности капитальных вложений и производства в целом. В число показателей включаются годовая проектируемая мощность, среднегодовая численность и заработная плата основного производственного персонала и инженерно технических работников, производительность труда, единовременные затраты на осуществление проекта, стоимость вводимых основных фондов, оборотных средств, себестоимости продукции, годовой объем прибыли и уровень рентабельности производства.

В расчетах используются соответствующие нормативные, проектные, бухгалтерские, статистические данные, результаты технологической практики на аналогичной заводской установке.

Средний баланс рабочего времени при средней продолжительности месяца составляет:

ч

Число бригад необходимых для обеспечения бесперебойной работы цеха:

бр.

где - среднемесячная норма рабочего времени.

По числу бригад составляем график сменности, в проекте сменооборот составляет 12 дней.

Длительность смены 8 ч. Для ведения процесса и обеспечения отдыха персонала проектируется следующий график сменности:

1 смена с 8⁰⁰ - 16⁰⁰ ч.

2 смена с 16⁰⁰ - 24⁰⁰ ч.

3 смена с 0⁰⁰ - 8⁰⁰ ч.

Таблица 4.1 Сметная стоимость зданий и сооружений

№ п.п.	Наименование	V, м3	Стоимость строительства	Стоим. сан-тех и электр. работ 45%, тыс. тг.	Сметная стоимость, тыс. тг.	Амортиз. отчисления тг.
			1м3 тг	Общая стоимость, тыс. тг.
	Здания						2,5 %
1	Компрессорная станция	216,0	5000	1080,00	486,00	1566,00	39150
2	Насосная станция	108,0	5000	540,00	243,00	783,00	19575
3	Операторная		5000	540,00	243,00	783,00	19575
	Сооружения	108,0					4,5 %
4	Площади и проезды	62,3	6000	37,38	168,21	542,01	24390
5	Канализационные сети		500	36,00	16,20	52,20	2349
6	Технологические коммуникации	72,0	1000	360,00	162,00	522,00	23490
7	Водопроводные сети	36044,0	500	22,00	9,90	31,90	1436
	Всего				4280,11		129965

Таблица 4.2 Капитальные вложения на строительство

Наименование	Капитальные затраты
	?, тг	% к итогу
Объекты основного назначения: здания сооружения оборудования	3132000 1148110 325287998	1,3 0,7 88
Итого по основному производству	329568108	90 %
Внеобъемные капитальные затраты	32956810	10 %
Всего полная стоимость строительства	362524918	100

Таблица 4.3 График сменности

Дни бригад	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
1	3	3	3	В	2	2	2	В	1	1	1	В	3	3	3	В	2	2	2	В	1	1	1	В	3	3	3	В	2	2
2	1	1	В	3	3	3	В	2	2	2	В	1	1	1	В	3	3	3	В	2	2	2	В	1	1	1	В	3	3	3
3	2	В	1	1	1	В	3	3	3	В	2	2	2	В	1	1	1	В	3	3	3	В	2	2	2	В	1	1	1	В
4	В	2	2	2	В	1	1	1	В	3	3	3	В	2	2	2	В	1	1	1	В	3	3	3	В	2	2	2	В	1

Таблица 4.4 Баланс рабочего времени одного среднесписочного рабочего

№ п.п.	Наименование статей	Непрерывное производство по графику	Непрерывное производство 8 час. раб. день 5 дневная неделя
1	Календарное число дней в году	365	365
2	Нерабочие дни а) выходные дни по календарю б) выходные дни по графику в) выходные субботние дни г) праздничные дни	- 90 - -	52 - 52 9
3	Номинальный фонд рабочего времени	275	252
4	Плановые невыходы а) очередной трудовой отпуск б) выходные за выслугу лет в) выполнение общественных обязанностей г) неявки по болезни	24 2 1 15	24 2 1 15
5	Эффективный фонд времени	233	210
6	Коэффициент перехода	1,18	1,2

Таблица 4.5 Расчет заработной платы ОПР

№ п.п	Наим статей	длит. смен	тариф разряд	тарифн. час ставки	Проек-е кол-во	Тэф, смена, ч	V З.П.	ФЗП по тарифу, тг.	Доплата до сти-го фонда	Итого осн. З.П.	Доплата район. коэф. %	Итого З.П. с район. коэф.	Дополнит-я З.П. 10 %	Всего годовой фонд З.П. тг
									% к тариф.фонду	?, тн
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16
1	Апп-к абс-ки	8	5	148	4	1864	7456	1103488	35 %	386220	1489708	223456	1713164	171316	1884480
2	Опер-р техн. уст-ки	8	6	172	1	1680	1680	288960	35 %	101136	390096	58514	448610	44861	49347
3	Маш. тех. уст.	8	6	172	1	1680	1680	288960	35 %	101136	390096	58514	448610	44861	49347
4	Апп-к оч-ки газа	8	5	148	4	1864	7456	1103488	35 %	386220	1489708	223456	1713164	171316	1884480
5	Машинист газодувных машин	8	5	148	4	1864	7456	1103488	35 %	386220	1489708	223456	1713164	171316	1884480
	Итого				14										6640382

Таблица 4.6 Расчет численности работающих

№	Наименование профессий	Кол-во чел-к в смену	Кол-во смен в сутки	Явочное кол-во в сутки	Коэфф-т перехода	Списочное кол-во в сутки	Взято в произв.
	2	3	4	5	6	7	8
	I Основные производственные рабочие
1	Аппаратчик абсорбции	1	3	3	1,18	3,54	4
2	Оператор технической установки	1	1	1	1,18	1,18	1
3	Машинист технической установки	1	1	1	1,18	1,18	1
4	Аппаратчик очистки газа	1	3	3	1,18	3,54	4
5	Машинист газодувных машин	1	3	3	1,18	3,54	4
	Итого						14

Таблица 4.7 Расчет калькуляции себестоимости продукции

№ п.п.	Наименование статей	Единицы измерения	Норма расх.	Годовой расход, тыс.тг	Затраты за 1 т	Общая сумма, тыс.тг
1	Сырье и металлы			650	1200	780000
	Итого					780000
2	Вспомогательные материалы, кат-р	т		21	975998	204959
	Итого					216959
3	Энергетические затраты: эл. энергия сжатый воздух вода в.п.	кВт/ч. м3 м3 кол.	19,9 2,4 1,9 2,0	11940 1440 1140 1200	5,3 903 3200 80	6328 130032 36480 9600
	Итого					51076
	Всего					27583,5

Таблица 4.8 Расчет годового производства установки гидрокрекинга

№ п.п.	Наименование статей затрат	Сумма, тыс. тг
1	Сырье и материалы	7800000
2	Вспомогательные материалы	21695,958
3	Энергетические затраты	5107,602
4	Заработная плата ОПР	10930,38
5	Отчисления ФОТ (26 %)	2841,8
6	Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (37 % Т №2)	120356
7	Расходы на подготовку и освоение новой техники (10 %)	12036
8	Затраты на внутризаводские перекачки (5 %)	6620
9	Цеховые расходы (5% от 3:7)	7895
10	Цеховая себестоимость (? 1:9)	967481
11	Общезаводские расходы (10 % 3:8)	15798
12	Внепроизводственные расходы (30 т на каждую т сырья)	30000
13	Производственная себестоимость продукции (? 10)	1013270
14	Производственная себестоимость единицы продукции	1014
15	Полная себестоимость единицы продукции с учетом себестоимости продукции предыдущих цехов	21014

Прибыль:

, тг

Рентабельность продукции:

%

Срок окупаемости

, лет.

Производительность труда:

;

где - капиталовложения; V - Объем произведенной продукции; N - количество работающих.

тг.

тыс. тг.

%

лет.

Удельные капиталовложения

Таблица 4.9 Технико-экономические показатели установки гидрокрекинга

№	Наименование	Единицы измерения	Показатели
1	Годовая проектируемая мощность	тыс. тг	650
2	Капитальные вложения	тыс. тг	362524,92
3	Удельные капитальные вложения	тг/т	557,73
4	Состав работающих: а) ОПР б) ИТР	человек человек	14 5
5	Годовой фонд заработной платы: а) ОПР б) ИТЖ	тг тг	6640328 4290000
6	Производительность труда	т/чел.	34210,53
7	Себестоимость единицы продукции	тг	21014
8	Прибыль	тыс. тг	141960
9	Рентабельность	%	12,3
10	Срок окупаемости	лет	2,6
11	Коэффициент эффективности капитальных вложений	-	0,4

5. Охрана труда и окружающей среды

Быстрые темпы роста нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности делают исключительно важной задачу охраны внешней среды от загрязнений вредными выбросами НПЗ. Поэтому в ходе разработки проектов следует предусматривать комплекс мероприятий, призванных сократить потери нефтепродуктов и реагентов, вредные выбросы в атмосферу, воду, почву.

5.1 Источники вредных выбросов в атмосферу

Основными вредными веществами, выбрасываемыми в атмосферу на НПЗ, являются углеводороды, сернистый газ, сероводород, окись углерода, аммиак, фенол, окислы азота и т. д. Установка гидрокрекинга вакуумного газойля относится к числу наиболее крупных источников загрязнения атмосферы. нефть танатар гидрокрекинг месторождение

На технологической установке гидрокрекинга имеются как неорганизованные, так и организованные источники выбросов. Причиной выделения в атмосферу углеводородов, сероводорода, аммиака, фенолов является несовершенство технологического процесса, недостаточно высокий технический уровень оборудования, нарушения режима эксплуатации. Вредные вещества выделяются через неплотности в насосно-компрессорном оборудовании и арматуре, из открытых лотков, не закрытых воздушников отдельных аппаратов.

При использовании в качестве топлива нефтезаводских печей и заводских ТЭЦ неочищенного газа и сернистого мазута в атмосферу выделяются сернистый ангидрид и окислы азота. Поскольку зимой увеличивается количество сжигаемого топлива, в этот период заметно возрастает загрязнение атмосферы сернистым ангидридом и окислами азота.

5.2 Проектные решения по уменьшению загрязнения атмосферы

На основании результатов многолетних исследований определены направления борьбы с загрязнением атмосферы вредными выбросами НПЗ. В проектах строительства новых и реконструкции действующих предприятий предусматривается комплекс мероприятий по снижению выбросов в атмосферу углеводородов, сероводорода, окислов серы и азота, окиси углерода и других вредных веществ.

С целью значительного сокращения потерь углеводородов хранение нефти и легкокипящих продуктов на товарно-сырьевых базах НПЗ предусматривается в настоящее время только в резервуарах с понтонами и плавающими крышами. В промежуточных парках технологических установок заметное снижение выбросов достигается применением газоуравнительных систем. Для предотвращения контакта некоторых продуктов с кислородом воздуха хранение этих продуктов организуется под азотной «подушкой».

Весьма эффективным мероприятием, предотвращающим выбросы вредных веществ в атмосферу, является проектирование комбинированных установок и установок, работающих по схеме прямого питания. В проектах следует в максимально возможной степени предусматривать подачу продуктов с одной установки на другую, минуя промежуточные резервуарные парки, через буферные емкости, снабженные «подушкой» инертного или углеводородного газа.

Сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу с градирен оборотного водоснабжения достигается путем ликвидации источников поступления этих веществ в оборотную воду. В проектах предусматривается широкое внедрение воздушного охлаждения, герметизация трубных пучков и крышек водяных холодильников, ликвидация узлов охлаждения продуктов непосредственным смешением. При проектировании вакуумных систем следует избегать применения барометрических конденсаторов смешения, что позволяет отказаться от эксплуатации третьей системы оборотного водоснабжения, которая является крупным источником выделения в атмосферу паров углеводородов и сероводорода.

Чтобы ликвидировать или значительно сократить вредные выбросы нефтеловушек, нефтеотделителей и других устройств канализационных систем, в проектах предусматривается внедрение систем закрытого дренажа, герметизация колодцев, сооружение нефтеловушек закрытого типа. Необходимо, чтобы в проектах НПЗ учитывалась очистка нефтеловушек, ликвидация накапливающихся в них остатков. С этой целью проектируются специальные установки по сжиганию шламов.

С целью сокращения потерь продуктов при сливе следует применять только освоенные серийно установки герметизированного слива нефтепродуктов. Переход на полностью герметизированный налив нефтепродуктов и легкокипящих веществ в ближайшее время неосуществим в связи с отсутствием серийного выпуска технических средств для этой цели. Поэтому в проектах необходимо предусматривать комплекс организационно-технических мероприятий, позволяющих снизить потери при наливе -- внедрение ограничителей налива, телескопических стояков, организацию налива продуктов в слой жидкости, а не открытой струей.

Для сокращения вредных выбросов от горящих факелов в проектах применяется комплекс мероприятий, которые: 1) предотвращают сброс на факел; 2) позволяют в максимально возможной степени утилизировать сброшенные в факельную систему пары и газы; 3) улучшают условия сгорания на факеле.

Для предотвращения частого сброса на факел установочное давление предохранительных клапанов и, соответственно, расчетное давление аппаратов принимается на 15--20% выше рабочего, технологического давления. В проектах детально прорабатываются мероприятия по увязке газового баланса с тем, чтобы получаемые в технологических процессах углеводородные газы использовались как топливо, а не сжигались бесполезно на факелах.

Чтобы улучшить условия эксплуатации факельных труб, применяется бездымное сжигание газа, а также системы автоматизированного зажигания факела.

Для снижения выброса сернистого ангидрида при сжигании топлива в проектах НПЗ и НХЗ необходимо предусматривать следующие мероприятия: полное использование сухого газа для топливных нужд; очистку сухих газов от серы; приготовление для собственных нужд НПЗ малосернистого мазута; объединение дымопроводов от всех печей установки с целью строительства на установке одной высокой дымовой трубы взамен множества мелких труб.

Сокращению вредных выбросов в атмосферу на технологических установках способствуют: применение укрупненных и комбинированных установок, что позволяет уменьшить число единиц оборудования; использование в проектах насосов с торцовыми уплотнениями и бессальниковых герметичных электронасосов; применение более совершенных конструкций теплообменного оборудования. С целью сокращения потерь в проектах стремятся широко использовать поршневые компрессоры без смазки, центробежные машины. Разработаны новые конструкции компрессоров, которыми оснащаются проектируемые газофракционирующие установки. Этими же машинами заменяются устаревшие газомоторные компрессоры на реконструируемых установках.

5.3 Сточные воды

Производственные сточные воды, согласно «Норм технологического проектирования производственного водоснабжения, канализации и очистки сточных вод предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. ВНТП 25--79», в свою очередь делятся на две группы, в основном, по признаку возможности их повторного использования. В канализационной технике эти группы стоков именуются стоками первой системы канализации и стоками второй системы канализации.

Стоки ЭЛОУ (рН = 7,5-7,8) образуются при электрообессоливании сырой нефти, за счет непосредственного контакта нефти с водой, загрязнения и сброса последней. Количество стоков на 1 т перерабатываемой нефти составляет 0,1- 0,18 м³. Характеристика загрязненности стока (в мг/л):

Взвешенные вещества?1000

Общее солесодержание ?50000

Нефтепродукты?10000

Поверхностно-активные вещества 80-100

Фенолы 15-20

БПК_полн300-500

Величина БПК_полн -- биохимическая потребность стока в кислороде за 20 дней, показатель, характеризующий загрязненность стока биологически окисляемыми органическими веществами.

Хозяйственно-фекальные сточные воды образуются в санузлах, душевых, бытовых помещениях, прачечных и столовых.

После очистки они сбрасываются в водоем.

На НПЗ, как правило, проектируются четыре системы канализации.

I. Первая система канализации служит для сбора, отведения и очистки производственно-ливневых сточных вод. Данные стоки подвергаются последовательно механической, физико-химической и биохимической очистке с последующим фильтрованием.

В составе механической очистки стоков предусматриваются:

песколовки для задержания грубых минеральных примесей;

нефтеловушки для извлечения основной массы нефтепродуктов и осаждения более мелких минеральных примесей; 3) отстойники для дальнейшего отделения нефти и осаждающихся взвесей.

Физико-механическая очистка осуществляется на напорных флотационных установках, с обработкой стоков коагулянтом и флокулянтом, для удаления эмульгированных нефтепродуктов.

В аэротенках-смесителях проводится биохимическая доочистка стоков в смеси с биогенными добавками, необходимыми для нормальной жизнедеятельности микроорганизмов (активный ил), участвующих в процессе очистки.

Процесс биохимической очистки является искусственно интенсифицированным процессом самоочищения естественных водоемов. Очищенные таким образом стоки используются после фильтрования для производственного водоснабжения предприятия в смеси- с ливневыми водами. Уловленные в процессе очистки стоков нефтепродукты возвращаются на переработку.

II. Вторая система канализации служит для сбора, отведения и очистки производственных сточных вод, повторное использование которых даже после очистки (ныне доступными методами), как правило, не представляется возможным. Выше было показано, что данные сточные воды являются суммой разнообразных по загрязнениям стоков. Технология механической и физико-химической очистки каждого вида стока различна. Поэтому вторая система канализации в свою очередь делится на следующие подсистемы: стоков ЭЛОУ; концентрированных сернисто-щелочных стоков; стоков, загрязненных неорганическими кислотами; стоков, загрязненных синтетическими жирными кислотами, и другие подсистемы, определяемые наличием специфических видов стоков.

Стоки ЭЛОУ подвергаются очистке, по технологии аналогичной очистке стоков первой системы, с той лишь разницей, что биохимическая очистка осуществляется, как правило, в две ступени. Биохимическая очистка стоков ЭЛОУ проходится в смеси с остальными стоками второй системы, предварительно очищенными на собственных механических или физико-химических очистных сооружениях. Кроме того, на биохимическую очистку стоков второй системы в качестве биогенной добавки может быть подана необходимая для этой цели часть механически очищенных и обеззараженных хозяйственно-фекальных стоков.

Концентрированные сернисто-щелочные стоки обрабатываются на установках по обезвреживанию или регенерации щелочи и далее проходят биохимическую очистку в смеси с остальными стоками второй системы.

Стоки, загрязненные неорганическими кислотами, подвергаются нейтрализации, после чего также в смеси с другими стоками своей системы поступают на биохимическую очистку.

Стоки СЖК проходят механическую очистку в продуктоловушках, затем нейтрализуются и далее направляются на совместную биохимическую очистку стоков второй системы.

Очищенные сточные воды второй системы сбрасываются в водоем с соблюдением «Правил охраны поверхностных вод от загрязнений сточными водами».

Нередко эти «Правила» обусловливают необходимость дополнительной очистки сточных вод. В таких случаях применяется либо фильтрование, либо флотация стоков с дальнейшим их пребыванием в биологических прудах в течение 5--10 суток.

Проектами ряда новых заводов предусмотрены установки термического обезвреживания стоков (УТОС). На данных установках стоки ЭЛОУ после, механической и физико-химической очистки подвергают упарке с повторным Использованием конденсата и утилизацией полученных солей. В настоящее время имеются проектные разработки схем «бессточных заводов».

Третья система канализации служит для сбора, отведения и аккумулирования ливневых и талых вод с незастроенных территорий. После отстаивания в прудах-накопителях ливневые воды смешиваются с очищенными сточными водами первой системы и подаются на производственное водоснабжение предприятия.

Четвертая система канализации служит для сбора, отведения и очистки хозяйственно-фекальных сточных вод. После очистки данные стоки сбрасываются в водоем. Повторному их использованию препятствуют санитарно-гигиенические требования.

5.4 Предельно допустимые и временно согласованные выбросы

В целях усиления защиты атмосферы от загрязнений, улучшения контроля за вредными выбросами ведется работа по установлению для каждого промышленного предприятия предельно допустимых выбросов вредных веществ (ПДВ).

Предельно допустимый выброс является научно-техническим нормативом, устанавливаемым для каждого конкретного источника загрязнения атмосферы при условии, что выбросы вредных веществ от него и всей совокупности источников города или другого населенного пункта не создадут приземных концентраций, превышающих установленные нормативы качества воздуха. В тех случаях, когда на предприятии величина ПДВ по объективным причинам не может быть достигнута в настоящее время, по согласованию с органами Госкомгидромета планируется поэтапное, с указанием продолжительности каждого этапа снижение выбросов до величин, обеспечивающих соблюдение ПДВ. На этот период для предприятий устанавливаются величины временно согласованных выбросов (ВСВ).

Величины ПДВ и ВСВ устанавливаются в т/год, а контрольные значения -- в г/с. Контрольные значения ПДВ и ВСВ не должны быть превышены в любой двадцатиминутный интервал.

ПДВ и ВСВ, как правило, устанавливаются для каждого источника загрязнений отдельно. Однако, учитывая специфику НПЗ, характеризующихся большим числом мелких выбросов в атмосферу одного и того же ингредиента, рассредоточенных на площадке предприятия, допускается установление ПДВ (ВСВ) подобных ингредиентов для основных источников загрязнения воздушного бассейна и суммарного ПДВ (ВСВ) для предприятия в целом. При наличии на НПЗ производств с крупными выбросами в атмосферу неспецифичных для всего завода веществ для них устанавливаются отдельные величины ПДВ (ВСВ),

Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными выбросами определены в ГОСТ 17.2.3.02--78.

Проведение работ по установлению ПДВ (ВСВ) на предприятиях возглавляется ведомственными головными организациями, функции которых обычно поручаются проектным институтам -- генеральным проектировщикам предприятий. В работе участвуют также отраслевые научно-исследовательские институты и сами предприятия.

Для вновь проектируемых предприятий расчетные значения ПДВ устанавливаются проектирующей организацией на всех стадиях проектирования (обосновывающие материалы, проект; рабочие чертежи) по проектным данным. Если после установления ПДВ (ВСВ) для предприятия принимается решение о строительстве на нем новых объектов или о реконструкции отдельных цехов, то в объеме разрабатываемой технологической документации должны быть представлены материалы о вредных выбросах нового производства, причем величина этих выбросов не должна приводить к превышению ПДВ.

5.5 Мероприятия безопасности и зашита труда в ходе производства

Требования к безопасности при пуске, остановке и переключении на резервном оборудование с точки зрения безопасности поведения технологического процесса, во избежание возможной аварии, взрыва и пожара надо обратить особое внимании:

1) При пуске установки

- осмотр оборудования, узлов и трубопроводов;

- проверка герметичности системы;

- переключение режим системы на режим автоуправления о

2) При остановке установки;

- переключить режим автоуправления системы на режим ручного управления;

- отсечка подачи сырья и материала в систему;

- продуть систему инертным газом.

При возникновении отказа оборудования, наличие изменения его рабочих параметров или при контроле работоспособности резервного оборудования (установки дублера) (насоса) следует переключить «рабочий режим» оборудования на «резервный режим». После проверки технического состояния резервного оборудования, также после убеждения в отсутствии неисправности, исправности контрольной, показывающей, блокирующей и предохранительной системы запустить оборудование по РЭ.

5.6 Требования к безопасности предотвращения взрыва в ходе технологического процесса

Для оборудования под давлением и в тех местах, где понадобятся предохранительные клапаны, предусмотрены пружинистые клапаны.

Применяются закрытые экранирующие электронасосы, типа обратной циркуляции, что позволяет максимально уменьшить возможность опасности;

При проведении спуска на факел следует предотвратить вытекание жидкости вместе с газом от сепаратора.

В установке предусмотрены сигнализаторы горючего газа и токсичного газа.

Предусмотрен еще отсекатель дистанционного управления для управления системой аварийного спуска (сброса).

При компоновке технологического оборудования учитывали требования к соответствующему расстоянию (в зоне установки предусмотрены пожарный канал, канал для осмотра ремонта, план эвакуации и т.д.), что обеспечена безопасность и ограничена область расправления опасности при аварийной ситуации.

Средства безопасности при выполнении операции:

1) Операция на установке должна быть выполнена плавно и аккуратно, при регулировке эксплуатационных параметров должно быть нормальной, зато возможно приводится к резкому колебанию;

2) В ходе производства следует решительно выполнить технологический процесс операции, регулировка эксплуатационных параметров должна быть быстро, точно и нормально;

3) При обнаружении явлений как течение, струй, попадание, утечка рабочей среды оборудования и трубопроводов следует немедленно применять меры для устранения, также подготовить защитные средства безопасности, и немедленно сообщить начальнику смены или другому связанным персоналом.

4) Периодически обходить и проверять установку, при обнаружении замечания же устранить его;

5) Во время работы должны носить спецодежду, рабочие сапоги и индивидуальные защитные средства;

6) Подогрев и пуск паровых труб относятся к опасной работе, следует обратить внимание на предотвращение от ожога, надо выполнить следующие работы: слив кондиционной жидкости, слив некондиционной жидкости, подогрев трубопроводов и т.д. должно произвести такие работы по РЭ завода, чтобы явления водоудара при перекачке парк;

7) Персонал, прошедший специальную подготовку, допускается работать с оборудованием трубопроводов по РЭ и РО;

8) На установке следует строго соблюдать схему контроля и анализа качества сточной воды, технических стоков и воздуха в помещении и зоне установки;

9) Использование такого инструмента для проведения ремонтной работы, что возможно образовать искру (огонь), категорически запрещается;

10) Электрооборудование и оборудование освещения выполнены из взрывоопасного исполнения, при проведении ремонтной работы вечером использованы взрывобезопасные осветители с батарейками для освещения;

11) Изоляционный слой на оборудовании и всех трубопроводов, температура которых более 60С, должен быть исправлен во избежание ожога;

12) Персонал, прошедший специальную подготовку и экзамен, допускается работать на установке при соблюдении руководства по технике безопасности. Внимание: на установке должны, взвешены следующие маркировки: «Стоп! Проверяйте наличие противогаза или нет?», «Наденьте на себя противогаз при наличии утечки нефти и газа из бассейна!», «Наденьте на себя кислородную маску при наличии утечки нефти и газа!», «Вот план эвакуации» и т.д.

В случае маленького объема утечки жидкостной технологической среды, допускается промыть, ее большим объемом свежей водой, затем произвести отвод использованной воды в производственную канализацию. Надо обратить внимание на то, что при устранении утечки технологической среды должно носить дыхательный аппарат.

При наличии утечки технологической среды (включая газ, топливный газ и т.д.) с большим объемом, следует отключить соответствующие технологические процессы, как можно быстрее уменьшить объем утечки, при необходимости даже остановить установку. Метод сбора и получения опасных сред при остановке установки.

Газообразный сернистый водород, который находится в технологическом оборудовании и трубопроводах при остановке установки, должен производить спуск через герметичный трубопровод на факел и после сжигания там выбрасывается в атмосферу, затем продувать оборудование и трубопроводы азотом.

В случае остановки установки для проведения осмотра и ремонта следует произвести получение разведенного раствора в емкость получение раствора в качестве добавляемого раствора. Причем произвести сбор малозарженного масла и подучу его систему обработки малозагрязненного масла завода. Вода, использованная, для промывки оборудования с маслом и площадки при проведении осмотра и ремонта после остановки установки следует передаваться в трубопроводы производственных стоков.

Техника безопасности по транспортировке, хранению и подачи сырья, продукции и технологической среды на установке.

Для транспортировки сырья, продукции и технологической среды предусмотрены герметичные технологические трубопроводы.

Для транспортировки выхлопного конденсатов пара от установки тоже предусмотрены герметичные трубопроводы.

5.7 Меры по защите труда

Строго выполнить ГОСТ по бесплатному распределению работникам индивидуальных средств как спецодежды, сапоги и других, для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, данный стандарт утвержден министерством труда и социального развития РК от 26.12.1997г.

Внимание: кроме общей индивидуальной защиты труда обратите внимание еще на следующие:

1) Необходимо подготовить все предохранительные и пожарные средства, они должны быть в безопасном месте и удобно для их использования.

2) В установленной опасной зоне наличие огня строго запрещается, при необходимости использования, то необходимо удовлетворять условия: пройти анализ по безопасности и получить разрешение на использование «пропуск огня».

3) Во время устранения неисправности в густо засеянной зоне пара углеводородов рабочие должны носить дыхательные аппараты, причем есть специальные люди следить за ними и защищать их.

4) Аварийное освещение должно быть исправным. При возникновении аварии установки освещение будет автоматически включено.

5) В зоне должна, предусмотрена грозозащита, для оборудования предусмотрена статистическое заземление, все электрооборудование выполнено из взрывозащитного исполнения во избежание образования искры статического электричества в ходе производства.

Заключение

В данном дипломном проекте разработана установка гидрокрекинга вакуумного газойля с проектной мощностью 650 тыс. т/год.

Сырьем для данной установки является нефть месторождения Танатар.

На основании технологического расчета рассчитаны и подобраны основные и вспомогательные оборудования, технологический режим установки.

Габаритные размеры политропического реактора: диаметр реактора D = 1,8 м; общая высота реактора 21 м.

Размеры стандартный нормализованного теплообменника: диаметр кожуха 1400 мм; диаметр труб 20х2 мм; длина труб 6000 мм

Трубчатая печь типа ГН2.

Разработана система автоматизации и контроля, позволяющая осуществлять работу объекта в нормальном технологическом режиме без постоянного присутствия обслуживающего персонала непосредственно у технологического оборудования и защиту технологического оборудования при аварийных ситуациях.

Подтверждена целесообразность проекта данной установки на основании технико-экономических показателей. Срок окупаемости данного проекта составляет 2 года 6 месяцев.

Размещено на Allbest.ru