Технологический процесс получения бензина из товарной нефти на нефтеперерабатывающем заводе

Размещено на http://www.allbest.ru/

Областное государственное бюджетное профессиональное

образовательное учреждение

«Томский политехнический техникум»

(ОГБПОУ «ТПТ»)

Пояснительная записка

Технологический процесс получения бензина из товарной нефти на нефтеперерабатывающем заводе

Выполнила студентка:

Зыбцева С.В.______________

Руководитель

Федоренко И.В________________

Томск

2021

Содержание

Введение

1. Общие сведения о районе работ

1.1 Назначение производственного объекта

1.2 Основные марки бензина, получаемые на НПЗ

2. Технико-Технологический раздел

2.1 Состав и характеристика оборудования НПЗ

2.2 Основные Этапы нефтепереработки

2.3 Технологический процесс получения бензина

2.4 Мероприятия по сокращению потерь при нефтепереработке

2.5 Расчет параметров оборудования

3. Охрана труда и окружающей среды

3.1 Промышленная безопасность и противопожарные мероприятия

3.2 Мероприятия по охране окружающей среды

Заключение

Список литературы

Приложения

Введение

Актуальность данной темы обосновывается тем, что на сегодняшний день рост экономики и благосостояния граждан привел к росту автопарка страны, что повлекло за собой интенсивное потребление нефтепродуктов, причем нефтепродуктов высокого качества, на уровне мировых стандартов.

Как известно, самый распространённый вид топлива в России и во всем мире в целом это бензин. Реже встречается дизельное топливо. Данное топливо относится к светлым нефтепродуктам. Тем не менее, есть еще и темные нефтепродукты, не используемые в качестве автомобильного топлива, но имеющие широкое применение в народном хозяйстве - мазут, битум.

Бензин применяется как топливо для карбюраторных и инжекторных двигателей, высокоимпульсное ракетное топливо (Синтин), при производстве парафина, как растворитель, как горючий материал, сырье для нефтехимии прямогонный бензин или бензин газовый стабильный (БГС).

С развитием автоиндустрии остро встала проблема производства бензина. Прямая перегонка нефти уже не могла удовлетворить потребность в бензине, не смотря на то, что добыча нефти постоянно наращивалась. Для получения автомобильного топлива возникла потребность в более современных методах переработки нефти. Таким образом рассмотрим в данной работе процесс производства бензина, произведем расчет используемого оборудования и обоснуем актуальность его применения.

Объект исследования : нефть и продукты нефтепереработки;

Предмет исследования: бензин;

Целью данной работы является изучение процесса производства бензина.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Изучить процесс производства бензина и его свойства;

2. Определить виды бензина; арки, получаемые при нефтепереработке.

Методы работы: теоретическое изучение материалов о переработке нефтепродуктов, анализ полученных знаний, расчет параметров используемого оборудования.

Ожидаемый результат: курсовой проект на заданную тему.

1. Общие сведения о районе работ

1.1 Назначение производственного объекта

Технологические установки переработки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они являются основой всех НПЗ. Здесь вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырьё для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Установки первичной перегонки нефти получили название трубчатых. Соответственно, если установка рассчитана на перегонку нефти с отбором только светлых дистиллятов (бензин, керосин, дизельное топливо), кипящих до 350 °С, то ее называют атмосферной трубчатой (AT) установкой. Если установка рассчитана на перегонку только мазута под вакуумом, она называется вакуумной трубчатой (ВТ) установкой. В общем же случае, когда установка предназначена для полной, глубокой перегонки нефти, ее называют атмосферно-вакуумной трубчатой (АВТ) установкой. При комбинировании ее с блоком глубокого обессоливания нефти установку называют ЭЛОУ-АВТ .

Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ - AT, ЭЛОУ -АВТ, ЭЛОУ-АВТ-вторичная перегонка и т.д.

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому - варианты переработки нефти.

На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка).

1.2 Основные марки бензина, получаемые на НПЗ

бензин нефтеперерабатывающий завод

Не секрет, бензиновое горючее производят из нефти. Однако, прежде чем стать полноценным топливом, нефть перерабатывается на специализированных заводах. Также конечный продукт обязательно должен соответствовать экологическим стандартам безопасности и качества. Для того, чтобы получаемый продукт соответствовал всем стандартам и нормам качества его очищают и присаживают специальными добавками. В результате такого очищения, продукт приобретает горючесть, испаряемость, нужную детонационную стойкость, окислительную активность и минимум токсинов в выхлопе.

Известно, что для каждой марки топлива существует свой ГОСТ, отходить от которого производители не имеют права. Все бензины являются неэтилированными (без добавления металлсодержащих присадок).

Ниже предлагаем рассмотреть основные марки бензина на сегодняшний день, производимые на НПЗ, согласно утвержденным ГОСТ Р 51105-97 и ГОСТ Р 51866-2002 (с изменениями):

· АИ 80. Используется в качестве топлива для грузового транспорта;

· АИ 92. Пока еще самый «ходовой» вид горючего для легковых машин;

· АИ 95. Премиальная марка;

· АИ 98. Высокооктановое топливо для автомобилей с изменяемой фазой газораспределения и турбонаддувом;

· АИ 100. Бензин с наивысшими антидетонационными характеристиками. Изначально разрабатывался для гоночных суперкаров. Применяется редко, но присутствует на многих заправках;

· Кроме того, есть брендированные (премиальные) виды топлива

Таковы основные марки бензинов, которые можно найти на современных заправках, и сфера их применения.

Основные пункты различия

Как мы знаем, помимо области применения, бензины различаются по экологическому классу: от К2 до К5 (топливо ниже 5 класса в России запрещено, но мера часто нарушается), химическому составу, детонационной стойкости (октановое число) и физическим свойствам.

Предлагаем изучить таблицу характеристик основных современных марок бензина.

Таблица 1. Характеристика основных марок бензина

Как вы могли заметить , марка бензина АИ 92 по ГОСТ сильнее перекликается с АИ 80, а АИ 95 - с АИ 98. Дело в том, что цифры в маркировке означают октановое число или детонационную стойкость топлива. Об этом более подробно скажем ниже.

Аббревиатура «АИ» означает, что октановое число было установлено исследовательским методом. Он предполагает тестирование смеси при средних нагрузках мотора.

Как вы уже должны были понять, цифры в маркировке бензина сортируют марки бензина не по годам, а по степени сжатия, после которого происходит детонация. Чем выше ОЧ, тем активнее бензиновая смесь сопротивляется детонации (отсрочка по времени между искрой и взрывом).

Соответственно движки, которым нужно высокооктановое горючее, не должны быть заправлены низкооктановым, и наоборот. В противном случае это приведет к повышенному износу агрегатов, образованию нагара, сильному расходу топлива и другим негативным последствиям.

Бензин, который получается после перегонки нефти, имеет ОЧ на уровне 60 единиц. Поднять число помогают спиртовые и эфирные присадки (оксигенаты). Их еще называют антидетонаторами.

2. Технико-технологический раздел

2.1 Состав и характеристика оборудования НПЗ

Как сказано выше, нефтепродукты получают из сырой нефти путем её переработки. Происходит этот процесс на нефтеперерабатывающих заводах с помощью специального оборудования для нефтяного сырья и попутного газа.

Процесс переработки делится на первичный и вторичный. Какое оборудование для нефтепереработки используется на нефтехимических предприятиях, занимающихся производством нефтепродуктов более детально рассмотрим ниже.

Основным технологическим оборудованием установки по первичной переработке нефти является:

1.Ректификационная колонна К-1 (отпарная или эвапарационная). Предназначена для отделения легких фракции бензина из нефти;

2.Ректификационная колонна К-2. Предназначена для разделения отбензиненной нефти на фракции тяжелого бензина, керосина, дизельного топлива, легроина и мазута;

3.Нагревательная печь П-1. Служит для нагревания нефти с температурой 190-200 0 С до температуры 360-370 0 С;

4.Теплообменники. Служат для нагревания нефти до температуры 190-200 0 С за счет тепла отходящих фракции из колонны К-2, в зависимости технологических схем количество теплообмеников бывает от 8 до 24 штук, в зависимости от конструкции применяют теплообменники типа «труба в трубе», кожухотрубчатые или пластинчатые.

5.Насосы подачи сырья на установку. Применяются как правило центробежные консольного типа с двойным торцовым уплотнением или центробежные герметичные насосы.

6.Насосы подачи отбензиненной нефти через нагревательную печь П-1 в колонну К-2.

7.Насосы подачи «острого» орошения бензином в К-1 и откачки «легкого» бензина с установки.

8.Насосы подачи «острого» орошения бензином в К-2 и откачки «тяжелого» бензина с установки.

9.Насосы подачи циркуляционного орошения керосина К-2.

10.Насосы подачи циркуляционного орошения диз. топлива К-2.

11.Насосы вывода фракции керосина с установки.

12.Насосы вывода фракции диз. топлива с установки.

13.Насосы вывода мазута с установки.

14.Аппараты воздушного охлаждения (АВЗ, АВГ, АВО и т.п.), служат для конденсации паров бензина поступающих из колонн К-1 и К-2.

15.Емкостное оборудование, служащее для промежуточного сбора нефтипродуктов.

16.Электродегидраторы. Входят в состав ЭЛОУ, служат для отделения воды и солей от нефти.

Путем точного контроля температуры, давления, а также потоков жидкостей и паров разработаны методы сверхтонкого фракционирования. Эти колонны достигают высоты 60 м и выше и позволяют разделять химические соединения, т. кип. которых отличается менее чем на 6?С. Они изолированы от внешних атмосферных воздействий, а все этапы дистилляции автоматически контролируются. Процессы в некоторых таких колоннах происходят в условиях высоких давлений, в других - при давлениях, близких к атмосферному; аналогично температуры изменяются от экстремально высоких до значений ниже - 18?С.

Ректификационная колонна предназначена для разделения сырья (нефти) на фракции для получения прямогонного бензина, фракций керосина и дизельного топлива, мазута, способом многократного испарения-конденсации (ректификации).

Ректификационная колонна представляет собой аппарат колонного типа. Диаметр, высота, конструктивные размеры аппарата определяются расчетом исходя из объема переработки сырья. Внутри колонны находятся контактные устройства (тарелки), тип и количество, которых определены расчетом. По конструктивному исполнению бывают: клапанные, ситчатые, колпачковые, желобчатые, S-образные.

Рис 1 - Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ-АВТ:

1 - резервуар с нефтью;

2 - электродегидраторы;

3, 4 и 5 - отбензинивающая, атмосферная и вакуумная колонны;

6 - стриппинги; 7 и 8 - колонны стабилизации и вторичной перегонки;

9, 10 - атмосферная и вакуумная печи;

Для сбора жидкости колонна оборудуется «карманами». Для ввода циркуляционных орошении, «острого» орошения, подачи пара вниз колонны применяются распределители жидкости, такие как: перфорированная плита, плита с патрубками, плита с наклонными отражателями и напорный маточник-распределитель. Выбор типа распределителя зависит от диаметра колонны, типа насадки, расхода орошения и других факторов. Ниже приведена принципиальная технологическая схема ЭЛОУ- АВТ.

2.2 Основные этапы нефтепереработки

Технологические процессы, при помощи которых осуществляется переработка нефти на НПЗ, условно можно разделить на первичные и вторичные.

К первичным относится первичная переработка нефти: обессоливание и обезвоживание, атмосферная и атмосферно-вакуумная перегонка; вторичная перегонка бензинов, дизельных и масляных фракций.

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции.
В сырой нефти содержатся соли, которые вызывают быструю коррозию технологической аппаратуры. Чтобы удалить соли нефть смешивают с водой, в которой эти соли растворяются. Далее нефть подается на ЭЛОУ - электрообессоливающий аппарат. Процедура обессоливания ведется в электродегидраторах. В условиях тока высокого напряжения (свыше 25 кВ), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вследствие чего вода скапливается внизу аппарата и выводится. Все это происходит при температуре от 100 до 120°С.

Нефть, из которой удалены соли, с ЭЛОУ подается на аппарат атмосферно-вакуумной перегонки, который называют АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка. Процесс АВТ разделен на два блока - атмосферную и вакуумную перегонку.

Задача атмосферной перегонки заключается в отборе светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельной, которые выкипают до 360°С. Объем их потенциального выхода достигает 45-60% на нефть. Остатком атмосферной перегонки является мазут.

Нагретая в печи нефть разделяется на отдельные фракции в ректификационной колонне, внутри которой находятся контактные приспособления (тарелки). Сквозь эти тарелки пары поднимаются вверх, а жидкость стекает вниз. Вследствие такого процесса вверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций превращаются в конденсат в других частях колонны и выводятся, тем временем мазут не меняет своего состояния и в жидком виде откачивается с низа колонны.

Задачей вакуумной перегонки является отбор от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, а также широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. По окончанию вакуумной перегонки остается гудрон. Масляные фракции нужно отбирать под вакуумом потому, что при температуре около 400°С углеводороды подвергаются термическому разложению (крекингу), а окончание кипения вакуумного газойля составляет 520°С. По этой причине перегонка проводится в условиях остаточного давления 40-60 мм рт. ст., вследствие чего снижается максимальная температура в аппарате до 360-380°С.

В получаемой на атмосферном блоке бензиновой фракции содержатся газы (главным образом пропан и бутан) в объёме, который превышает требования по качеству, и не может быть использован ни в качестве компонента автомобильного бензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Помимо этого, нефтепереработка, направленная на увеличение октанового числа бензина и изготовления ароматических углеводородов предполагает использование в качестве сырья узкие бензиновые фракции. Таким образом, необходимо включать в процесс переработки нефти отгон от бензиновой фракции сжиженных газов. Продукты первичной переработки нефти необходимо охладить в теплообменниках, где они отдают тепло на переработку холодному сырью, в результате чего экономится технологическое топливо. Высокотехнологичные аппараты первичной переработки чаще всего являются комбинированными и могут осуществлять вышеперечисленные процессы в разной конфигурации.

Вторичные способы переработки нефти включают такие процедуры, которые направлены на увеличение количества производимых моторных топлив. В ходе таких процессов осуществляется химическая модификация молекул углеводородов, находящихся в составе нефти, чаще всего, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.
Вторичные процессы условно можно разделить на следующие группы:

1) термические процессы (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пирполиз);

2) термокаталитические процессы (каталитический крекинг и риформинг, гидроочистка, гидрокрегинг, селектоформинг);

3) процессы переработки нефтяных газов (алкилирование, полимеризация, изомеризация);

4) процессы производства масел и парафинов (деасфальтизация, депарафинизация, селективная очистка, адсорбционная и гидрогенизационная доочистка);

5) процессы производства битумов, пластических смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода;

6) процессы производства ароматических углеводородов (экстракция, гидроалкелирование, диспропорционирование)

Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год), так и составляющих их технологических процессов.

2.3 Технологический процесс получения бензина

Как рассмотрено выше, существует несколько способов получения бензина на НПЗ. Сюда относятся : прямая перегонка, крекинг(термический и каталитический), риформинг(термический и каталитический), полимеризация, изомеризация и алкилирование. Рассмотрим два способа производства более подробно.

Самый первый из существующих способов добычи бензина , это периодическая перегонка.

На начальных этапах развития нефтехимической промышленности сырая нефть подвергалась так называемой периодической перегонке в вертикальном цилиндрическом перегонном аппарате. Процессы дистилляции были неэффективны, потому что отсутствовали ректификационные колонны и не получалось чистого разделения продуктов перегонки.

Развитие процесса периодической перегонки привело к использованию общей ректификационной колонны, из которой с различных уровней отбирались дистилляты с разной температурой кипения. Эта система используется и сегодня. Поступающая нефть нагревается в змеевике примерно до 320?С, и разогретые продукты подаются на промежуточные уровни в ректификационной колонне. Такая колонна может иметь от 30 до 60 расположенных с определенным интервалом поддонов и желобов, каждый из которых имеет ванну с жидкостью. Через эту жидкость проходят поднимающиеся пары, которые омываются стекающим вниз конденсатом. При надлежащем регулировании скорости обратного стекания (т.е. количества дистиллятов, откачиваемых назад в колонну для повторного фракционирования) возможно получение бензина наверху колонны, керосина и светлых горючих дистиллятов точно определенных интервалов кипения на последовательно снижающихся уровнях. Обычно для того, чтобы улучшить дальнейшее разделение, остаток от перегонки из ректификационной колонны подвергают вакуумной дистилляции. Несмотря на то, что данный способ получения бензина был первым и иногда применяется и сейчас, стоит сказать , что это неэффективный способ переработки. При данном виде переработки получается низкий выход бензина( около 50% от начального объема нефти) с низким октановым числом(около 60).

Таким образом, в настоящее время широко используют другой, усовершенствованный процесс получения бензина - риформинг.

Этот метод представляет собой получение линейных углеводородов. Дело в том, что полученные углеводороды имеют более высокое октановое число и потому образуют более качественное по химическому составу топливо. На данный момент известно два вида риформинга . Это способ термической и каталитической обработки.

При термическом риформинге, как и при каталитическом крекинге, основная цель состоит в превращении низкооктановых бензиновых компонентов в высокооктановые. Процесс обычно применяется к парафиновым фракциям прямой перегонки, кипящим в пределах 95-205 ?С. Более легкие фракции редко подходят для таких превращений.

При каталитическом риформинге преобразование исходного продукта происходит при одновременном воздействии как высокой температуры, так и катализаторов.

Более старый и менее эффективный термический риформинг используется кое-где до сих пор, но в развитых странах почти все установки термического риформинга заменены на установки каталитического риформинга.

Если бензин является предпочтительным продуктом, то почти весь риформинг осуществляется на платиновых катализаторах, нанесенных на алюминийоксидный или алюмосиликатный носитель.

Большинство установок риформинга - это установки с неподвижным слоем. Но под действием давления около 50 атм (при получении бензина с умеренным октановым числом) активность платинового катализатора сохраняется примерно в течение месяца. Установки, в которых используется один реактор, приходится останавливать на несколько суток для регенерации катализатора. В других установках используется несколько реакторов с одним добавочным, где проводится необходимая регенерация.

Некоторые реакторы с неподвижным слоем заменяются на реакторы с непрерывной регенерацией катализатора. В этих условиях катализатор перемещается через реактор и непрерывно регенерируется.

Реакции, в результате которых при каталитическом риформинге повышается октановое число, включают:

1) дегидрирование нафтенов и их превращение в соответствующие ароматические соединения;

2) превращение линейных парафиновых углеводородов в их разветвленные изомеры;

3) гидрокрекинг тяжелых парафиновых углеводородов в легкие высокооктановые фракции;

4) образование ароматических углеводородов из тяжелых парафиновых путем отщепления водорода.

Большинство богатых водородом газов, выделяющихся в этих установках, используются при гидрокрекинге и т.п.

2.4 Мероприятия по сокращению потерь при нефтепереработке

Одним из основных факторов повышения эффективности работы предприятий добычи, хранения и транспорта нефти и нефтепродуктов, а также обеспечения защиты окружающей среды от загрязнения является сокращение потерь нефти и нефтепродуктов при хранении и проведении технологических операций. Потери можно разделить на количественные, качественно-количественные и качественные.

Количественные потери происходят в результате утечек, переливов, неполного слива транспортных емкостей и резервуаров. Эти потери становятся возможными при негерметичности стенок и днищ резервуаров, неисправности запорной арматуры, несоблюдении технологии проведения операций и неисправности контрольно-измерительного оборудования. К потерям следует отнести и неполный слив нефтепродуктов, особенно вязких, происходящих из-за конструктивных дефектов транспортных емкостей (недостаточный уклон днища емкости к сливному патрубку), налипания нефтепродуктов и образования пленки на стенках емкости, для стекания которой необходимо дополнительное время.

Качественно-количественные потери происходят при испарении нефти- и нефтепродуктов. В результате испарения из нефти теряются легкие углеводороды, являющиеся ценным сырьем для нефтеперерабатывающей промышленности. Потери легких фракций снижают качество нефтепродуктов. В наибольшей степени это относится к бензинам, в меньшей степени - к реактивным топливам. Масла, мазуты и смазки практически не испаряются и соответственно по этой причине нe теряют качества.

Качественные потери возникают в результате смешения, загрязнения, обводнения, окисления нефтепродуктов. Ухудшение качества нефтепродукта в результате смешения происходит при последовательной перекачке по одному трубопроводу различных по свойствам нефтепродуктов, а также при заполнении емкостей, содержащих остатки нефтепродукта другого сорта. При этом возможен перевод части нефтепродукта в более низкий сорт, т. е. уменьшение его количества. Одним из основных факторов, влияющих на качество нефтепродуктов, наряду с физико-химическими свойствами, являются время и условия хранения. Для нефтепродуктов, быстро изменяющих качество, рекомендованы минимальные сроки хранения. Увеличены рекомендуемые сроки хранения нефтепродуктов в средней и северной зонах, в полуподземных и подземных резервуарах, что обусловлено более низкими температурами хранения.

Методы сокращения потерь нефтепродуктов от испарения можно разделить на пять групп:

Первая группа - сокращение объема газового пространства резервуара. Из анализа уравнения потерь следует, что чем меньше объем газового пространства, тем меньше потери, и при V1 = V2 = 0 в резервуаре теоретически потери от испарения должны отсутствовать. Это условие конструктивно осуществлено в резервуарах с плавающими крышами или понтонами, которые позволяют сократить потери от «больших дыханий» и «обратного выдоха» на 70-75% при коэффициенте годовой оборачиваемости до 60 раз в год и на 80-85% при коэффициенте годовой оборачиваемости свыше 60 раз в год, а от «малых дыханий» - на 70% по сравнению с обычными резервуарами со щитовой кровлей.

Вторая группа - хранение под избыточным давлением. Согласно уравнению потерь, если конструкция резервуара рассчитана на работу под избыточным давлением, то в таком резервуаре могут быть полностью ликвидированы потери от «малых дыханий» и частично от «больших дыханий». Однако, большие избыточные давления усложняют конструкцию и делают дороже стоимость резервуаров. На оптимальную величину избыточного давления сильно влияет оборачиваемость резервуара, физикохимические свойства нефтепродукта и метеорологические условия.

Третья группа - уменьшение амплитуды колебания температуры газового пространства. Для создания условий изотермического хранения нефтепродуктов или значительного уменьшения колебаний температур газового пространства и поверхности нефтепродукта применяют теплоизоляцию резервуаров, охлаждение их в летнее время водой и окраску в белый цвет, а также подземное хранение.

Четвертая группа - улавливание паров нефтепродуктов, вытесняемых из емкости. Для этого применяют газоуравнительные обвязки, представляющие собой отдельные трубопроводы или систему трубопроводов, соединяющих газовые пространства резервуаров или транспортных емкостей. Применение газоуравнительной обвязки позволяет частично сократить потери от «больших дыханий». Эффективность сокращения потерь при использовании газовой обвязки зависит от коэффициента совпадения операций и выкачки. Ориентировочно можно считать, что потери сокращаются на величину, равную коэффициенту совпадения операций. Применение газгольдеров, включаемых в газоуравнительную обвязку резервуаров, позволяет значительно снизить потери и при малых коэффициентах совпадения операций. Если поступление нефтепродукта превышает откачку, то избыток паро-воздушной смеси поступает в газгольдер, что позволяет уменьшить потери нефтепродуктов на 90-95%. Наоборот, когда откачка из резервуаров превышает поступление нефтепродукта, газгольдеры «отдают» в систему паровоздушную смесь. Объем газгольдера рассчитывают в зависимости от максимально возможного несовпадения операций.

Пятая группа - организационно-технические мероприятия. Правильная организация эксплуатации резервуаров - одно из важнейших средств уменьшения потерь нефтепродуктов.

Таким образом, можно сказать, что наиболее эффективными являются следующие организационные мероприятия:

- для уменьшения потерь от «малых дыханий» в атмосферных резервуарах нефтепродукты необходимо хранить при максимальном заполнении резервуаров, так как в этом случае достигается наименьший объем газового пространства;

- для сокращения потерь от «больших дыханий» необходимо максимально сократить внутрибазовые перекачки нефтепродукта из резервуара в резервуар;

- сократить промежуток времени между выкачкой и закачкой нефтепродукта в резервуар, тем меньше величина потерь от «больших дыханий». Это объясняется тем, что при выкачке нефтепродукта в резервуар через дыхательный клапан будет поступать воздух, который при малом интервале времени не успеет насытиться парами нефтепродукта.

- потери от «малых дыханий» прямо пропорциональны площади испарения, поэтому легкоиспаряющиеся нефтепродукты выгоднее хранить в резервуарах большого объема;

- важное значение имеет техническое состояние резервуаров и дыхательной арматуры. Регулярная проверка герметичности крыши резервуара и исправности клапанов может предотвратить потери от вентиляции газового пространства.

2.5 Расчет параметров ректификационной колонны

Диаметр колонны. Диаметр колонны зависит от объема паров и их допустимой скорости в свободном сечении колонны. Объемный расход паров (, /с) рассчитывают по формуле:

(1) [1]

где

Т - температура системы, К;

- общее давление в системе, МПа;

- расход компонента, кг/с;

- молярная масса компонента, кг/кмоль.

Если давление в системе превышает 0,4 МПа, в уравнение (1) водят коэффициент сжимаемости Z:

(2)

Объемный расход паров по высоте колонны может изменяться, поэтому его рассчитывают в нескольких сечениях и диаметр определяют по максимальному значению. Допустимую линейную скорость (Vл, м/с) паров вычисляют по уравнению Саудерса и Брауна:

(3)

где

с - коэффициент;

,- плотность жидкой и паровой фаз, /

Коэффициент с определяется по графику (рис. 7) в зависимости от типа тарелок и расстояния между ними в колонне.



Рисунок 7. - График для определения величины коэффициента с:

1 - кривая максимальных нагрузок для колпачковых тарелок и нормальных нагрузок для провальных, ситчатых, каскадных и других тарелок аналогичных конструкций; 2 - кривая нормальных нагрузок для колпачковых тарелок; 3 - кривая для вакуумных колонн без ввода водяного пара; 4 - кривая для десорберов абсорбционных установок и вакуумных колонн с вводом водяного пара; 5 - кривая для абсорберов; 6 - кривая для колонн в случае вспенивания жидкостей при высоких температурах.

По практическим данным линейная скорость паров лежит в следующих пределах:

Таблица 4 - Пределы линейных паров

Колонны:	м/с
Атмосферная	0,46 - 0,84
Вакуумная	2,5 - 3,5
Работающая под давлением	0,2 - 0,7
Шлемовые трубы колонн:
Атмосферных	12 - 20
Вакуумных	30 - 60

Диаметр колонны (D, м) определяют по формуле:

D=1,128 (4)

Полученный по формуле (7) диаметр колонны округляют до ближайшего большего стандартного. ГОСТ 21944-76 (СТ СЭВ 3029-81) устанавливает следующие диаметры колонных аппаратов: 0,6; 0,7; 0,8; 0,9; 1,0; 1,2; 0,4; 0,6; 0,8; 2,0; 2,2; 2,4; 2,6; 2,8; 3,0; 3,2; 3,4; 3,6; 3,8; 4,0; 4,5; 5,0; 5,5; 6,0; 6,4; 7,0; 8,0; 9,0 м.

Пример 4. Через верхнюю часть колонны проходит 4,75 кг/с паров бензиновой фракции ( М=86 кг/кмоль) и 1,78 кг/с водяных паров. Давление наверху колонны 0,12 МПа, температура 100°С. Плотность паров равна 2,74 кг/м3, стекающей флегмы - 535 кг/м3. В колонне установлены ситчатые тарелки, расстояние между ними 450 мм. Определить диаметр верхней части колонны.

Решение. По формуле (1) определим объемный расход паров, проходящих через верхнюю часть колонны:

По кривой 1 графика (см. рис. 7) найдем коэффициент с для расстояния между тарелками 450 мм: с=870.

Допустимую скорость паров рассчитаем по формуле (3):

Диаметр колонны определим по формуле (4):

D=1,128

Найденный диаметр колонны совпадает со стандартным, следовательно, можно оставить его без изменений.

Высота колонны. Высота ректификационной колонны рассчитывается в зависимости от числа, типа контактных устройств и расстояния между ними. Расстояние между тарелками в промышленных колоннах обычно равно 0,4-0,7 м. Для насадочных колонн вводится понятие высоты насадки, эквивалентной одной теоретической тарелке, умножая которую на число теоретических тарелок, получают высоту всей насадки.

Общая высота колонны больше высоты контактной части на величину свободных пространств, дополнительных устройств и т.п.

Рассмотрим на примере порядок определения высоты ректификационной колоны.

Пример 1. Найти высоту колонны. В верхней концентрационной части колонны установлено 35 ректификационных тарелок и 6 отбойных, в нижней (отпарной) - 8 тарелок. Расстояние между тарелками 0,3 м. В нижнюю часть колонны поступает 20,2 кг/с мазута плотностью 932 кг/м3. Диаметр колонны 2 м.

Решение. Высота принимается равной 0,5D для сферического днища и 0,25D для эллиптического. В данном случае

Число промежутков между тарелками меньше количества тарелок на единицу, поэтому

Высота эвапорационного пространства h3 принимается равной трем расстояниям между тарелками

Высота определяется аналогично высоте



Рисунок 8. Схема ректификационной колонны

Свободное пространство между уровнем жидкости внизу колоны и нижней тарелкой необходимо для равномерного распределения паров. Высоту этого пространства принимают равной 1-2 м. Пример =1,0 м.

Высоту слоя жидкости в нижней части колонны рассчитывают по ее 10-минутному запасу, необходимому для обеспечения нормальной работы насоса. Принимая запас на 600 с, объем мазута составит:

Площадь поперечного сечения колонны:

S = р = 12,56

Высоту юбки h7 принимаем равной 4 м (d). Очевидно, общая высота колонны складывается из всех найденных высот:

H = (5)

H = 2+10,5+0,9+1,2+1,0+1,04+4=20,64 м.

Расчёт потерь нефтепродуктов. Определение потери бензина в июне от одного «малого дыхания» в стальном цилиндрическом вертикальном резервуаре объёмом 4575 м3 ( d = 20.4 м, H = 10.7 м, h = 0.38 м), установленного в Томске и заполненного наполовину (). Температура начала кипения бензина °С. Среднее атмосферное давление Па. Среднемесячная температура воздуха в июне в Томске °С. Среднемесячная минимальная температура °C. Амплитуда суточного колебания температуры газового пространства резервуара 26.4 °С.

Решение:

Определяем температуру в газовом пространстве резервуара:

а) Среднемесячная амплитуда колебания температуры воздуха:

(6)

b) Минимальная температура в газовом пространстве резервуара:

c) Максимальная температура в газовом пространстве резервуара:



Определяем температуру верхних слоёв нефти:

Определяем объёмную концентрацию паров нефти или нефтепродукта газовом пространстве резервуара:

а) Для этого, пользуясь графиком зависимости давления насыщенных паров нефтей или нефтепродуктов от температуры, находим давление насыщенных паров Ру при и : Ру1 = 0,031 Мпа и Ру2 =0,025 Мпа

b) Соответствующие концентрации паров:

С1 = Ру1/Ра = 0,031/0,1=0,31

С2 = Ру2/Ра = 0,025/0,1=0,25

с) Средняя объёмная концентрация:

С = (С1+С2)/2=(0,31+0,25)/2=0,435

Определяем молекулярный вес нефтяных паров:

Мн =60+0,3·tk+0,001·tk2 = 60+0,3·60+0,001·602 = 81,6 кг/(кмоль)

Потери нефти за одно «малое дыхание»

 (7)

Где

Определяем давление насыщенных паров бензина при его средней температуре

= = 16.9° С , при t= 16.9 °С = 0,034Мпа

Средняя объемная конденсация бензиновых паров в газовом пространстве резервуара:

С= Ру/Ра = 0,034/0,1 = 0,34

(8)

Потери бензина за одно «большое дыхание», при коэффициенте использования емкости 0,95, составляет:

(9)

кг

3. Охрана труда и окружающей среды

3.1 Промышленная безопасность и противопожарные мероприятия

Для обеспечения пожарной безопасности нефте- газоперерабатывающих предприятий при проектировании и возведении производственных цехов, товарно-сырьевых парков, систем трубопроводов для транспортировки горючих жидкостей, ЛВЖ, взрывоопасных газовых смесей; при монтаже наружных технологических установок, сооружений, оборудования и аппаратов всегда учитываются противопожарные требования нормативных документов, разрабатываются планы мероприятий по предупреждению и ликвидации аварий.

Наиболее часто аварии, взрывы, пожары на предприятиях переработки углеводородного сырья происходят по следующим причинам:

1. Нарушения технологических регламентов производственных процессов. В результате некачественного монтажа, ремонта технологических установок, оборудования, трубопроводов.

2. Грубых нарушений правил ТБ, ПБ, в том числе при производстве огневых работ.

3. В результате износа, разгерметизации производственного оборудования, систем трубопроводов, транспортирующих исходное сырье, готовую продукцию.

4. Из-за неправильно спроектированных, некачественно смонтированных и поврежденных систем молниезащиты (заземления).

5. В результате нарушений правил монтажа, эксплуатации электрических сетей, оборудования и аппаратуры защиты.

Высокая скорость развития и сложность ликвидации пожаров на производственных объектах переработки нефти (газа) обусловлены следующими факторами:

· Совмещение на промышленных площадках разных типов источников значительной опасности возникновения аварий, сопровождающихся взрывами, пожарами.

· Наличие даже при нормальных режимах технологического процесса незначительных утечек горючих газовых смесей, паров ЛВЖ, что при появлении источников зажигания приводит к ЧС.

· Высокая степень автоматизации технологических процессов, которые в случае сбоев в работе аппаратуры, приборов управления и контроля, ошибок операторов нередко приводит к тяжелым последствиям.

· Сложности при объединении компонентов автоматической противопожарной защиты в единый комплекс из-за больших расстояний между производственными цехами, открытыми технологическими площадками, товарно-сырьевыми парками, эстакадами слива/налива сырья (продукции).

· А также из-за больших объемов горючих материалов и веществ, находящихся внутри оборудования, систем трубопроводов технологических цепочек, которые невозможно быстро откачать / слить, удалив на безопасное расстояние от первичного очага пожара, что приводит к быстрому распространению огня на большой площади предприятия.

Система мероприятий по обеспечению пожарной безопасности на предприятии нефтяной промышленности складывается из трех основных групп:

1. Мероприятия по установлению противопожарного режима.

2. Мероприятия по определению и поддержанию надлежащего противопожарного состояния во всех сооружениях, помещениях, участках, площадках, отдельных местах и точках.

3. Мероприятия по контролю, надзору за выполнением правил пожарной безопасности при эксплуатации, ремонте, обслуживании, сооружений, помещений, оборудования, инвентаря и т. п.

Противопожарный режим включает:

· регламентирование или установление порядка проведения временных огневых и других пожароопасных работ;

· оборудование специальных мест для курения или полный запрет курения;

· определение порядка обесточивания электрооборудования в случае пожара;

· установление порядка уборки горючих отходов, пыли, промасленной ветоши, специальной одежды в мастерских по ремонту и обслуживанию автомобильной и другой техники;

· определение мест и допустимого количества взрывопожароопасных веществ, единовременно находящихся в помещениях, на складах;

· установление порядка осмотра и закрытия помещений после окончания работы;

· определение действий персонала, работников при обнаружении пожара;

· установление порядка и сроков прохождения противопожарного инструктажа и занятий по пожарно-техническому минимуму;

· запрет на выполнение каких-либо работ без проведения соответствующего инструктажа.

Поддержание надлежащего противопожарного состояния предполагает:

· приобретение и сосредоточение в установленных местах соответствующего количества первичных средств пожаротушения;

· оборудование зданий, помещений автоматической системой сигнализации и пожаротушения;

· поддержание в исправном состоянии пожарных кранов, гидрантов, оснащение их необходимым количеством пожарных рукавов и стволов;

· поддержание чистоты и порядка на закрепленных территориях;

· поддержание наружного освещения на территории в темное время суток;

· оборудование учреждения системой оповещения людей о пожаре, включающей световую, звуковую, визуальную сигнализацию;

· поддержание дорог, проездов и подъездов к зданиям, сооружениям, складам, наружным пожарным лестницам и водоисточникам, используемым для пожаротушения, всегда свободными для проезда пожарной техники;

· содержание в исправном состоянии противопожарных дверей, клапанов, других защитных устройств в противопожарных стенах и перекрытиях, а также устройств для самозакрывания дверей;

· своевременное выполнение работ по восстановлению разрушений огнезащитных покрытий строительных конструкций, горючих отделочных и теплоизоляционных материалов, металлических опор оборудования;

· поддержание в исправном состоянии прямой телефонной связи с ближайшим подразделением пожарной охраны или центральным пунктом пожарной связи населенных пунктов;

· недопущение установки глухих решеток на окнах и приямках у окон подвалов;

· содержание дверей эвакуационных выходов исправными, свободно открывающимися;

· поддержание в исправном состоянии сети противопожарного водопровода и др.

Надзор и контроль за выполнением правил пожарной безопасности состоит из следующих мероприятий:

· проведение ответственными за обеспечение пожарной безопасности должностными лицами плановых и внеплановых проверок по оценке противопожарного состояния и соблюдения установленного противопожарного режима в функциональных подразделениях;

· своевременное представление контрольно-измерительных приборов противопожарного оборудования и инвентаря для градуировки в органы метрологической службы;

· представление государственным инспекторам по пожарному надзору для обследования и оценки, принадлежащих учреждению производственных, административно-хозяйственных зданий, сооружений, помещений в порядке, установленном законодательством РФ.

· Непосредственное выполнение мероприятий по установлению и поддержанию противопожарного режима, по определению и поддержанию соответствующего противопожарного состояния на конкретных участках возлагается на руководителей функциональных подразделений.

3.2 Мероприятия по охране окружающей среды

Основные мероприятия по охране окружающей среды на предприятии должны быть направлены на:

§ защиту атмосферы от загрязнений вредными веществами.

§ защиту водных объектов при сбрасывании сточных вод.

§ защиту почвы от загрязнения твердыми отходами предприятия.

В результате производственной деятельности предприятия в атмосферу поступают органические соединения и промышленная пыль, качественный и количественный состав которых зависит от количества и видов используемого в технологических процессах сырья и материалов.

Производственные процессы не должны вызывать загрязнения и засорения водных объектов сверх установленных нормативов.

Соблюдение требований обеспечивается приоритетным применением технологий, не оказывающих негативного воздействия на окружающую природную среду, ограничением использования токсичных веществ и тяжелых металлов, введением научно обоснованных методов измерения и расчетов сбросов сточных вод в водные объекты. Меры предупреждения и ликвидации аварийного загрязнения водных объектов определяются водным законодательством Российской Федерации.

С загрязнением атмосферы и воды, в свою очередь, связано загрязнение почв. В процессе производства в почву попадают различные твердые и жидкие отходы. Основными загрязняющими почву веществами являются металлы и их соединения, радиоактивные вещества, отходы отопительных систем. В частности, при работе с пластиком и искусственными волокнами, - отходы бензола и фенола. Кроме того, твердые отходы производства складируются на территории предприятия и вывозятся на свалку.

Основными мероприятиями по снижению выбросов вредных веществ в атмосферу являются:

· совершенствование технологических процессов, включая снижение неорганизованных выбросов;

· строительство новых и повышение эффективности существующих очистных устройств;

· ликвидация источника загрязнения;

· перепрофилирование производства.

Очистку и обезвреживание газовых составляющих выбросов осуществляют методами, выбор которых определяется составом, концентрацией загрязняющих веществ, типом производства, условиями выброса.

Для проверки качества работы системы вентиляции ежемесячно проводят контрольные замеры концентрации пыли и фтористых соединений на рабочих местах. При превышении предельно допустимой концентрации принимают меры для очистки вентиляционных систем и устранения неисправностей их работ.

Также производится озеленение как внутри, так и на территории предприятия. Растения оказывают благоприятное воздействие на психофизическое состояние человека, стимулируют микроклимат

Заключение

В заключение следует сказать, что поставленные цели курсовой работы были выполнены.

Сущность вышеизложенного сводится к тому, что в настоящее время наиболее распространенный способ получения бензина это каталитический риформинг. Этот способ помогает получить из 1л. Нефти до 500 мл. бензина с относительно высоким октановым числом, в отличии от устаревшего способа- периодической перегонки.

Несмотря на то, что метод периодической перегонки значительно дешевле каталитического риформинга, этот метод дает низкий выход продукта( из 1 л. До 150 мл. бензина) с низким октановым числом, примерно 50-60 единиц. Нам известно, что применять бензин с низким ОЧ очень опасно. Для того, чтобы повысить октановое число нужно дополнительно добавлять присадки-антидетонаторы, что в конечном итоге повышает стоимость производства бензина.

Из всего вышесказанного следует, цели, поставленные вначале работы выполнены.

Список использованной литературы

1. Алексеев С. В, Практикум по технологии производства бензина и дизельного топлива, - АО " КРИСМАС +", Санкт-Петербург, 2005 г.

2. Баранник В.П. "Жидкости, которые заливают в автомобили". - М.: Издательство стандартов, 2002

3. Вандяк И.Ф. Химия. Учебник для ВУЗов. - М.: Стройиздат, 2001

4. Гоголев В. Экологические проблемы при использовании различных марок бензина. М.: Издательство стандартов, 2000

5. Гуряев А.А., фукс И.Г. Лашхи В.Л. Химмотология. - М.: Химия, 1986

6. Егоров Е. Бензины. - М.: Издательский центр "Техинформ", 2003

7. Конь М.Я. и др. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность за рубежом. - М., 1986

8. Овчинников А.В. Сравнительная характеристика бензинов, производимых в России и других странах. - М.: Издательский центр "Техинформ", 2005

9. Покровский Г.П. "Топливо, смазочные материалы и охлаждающие жидкости" - М.: Машиностроение, 1985

10. Романов И.А. Производство бензина. - М.: Стройиздат, 2006

11. Эрих В.Н. и др. Химия и технология нефти и газа. - Л., 1985

12. Гоголев В. Дизельное топливо: За и против // Клаксон, 2003, №3

13. Куров Б. В XXI век на экологически чистом автомобиле // Авторевю, 2002, №7

14. Петросян В.С. Газовые шлейфы автотранспорта // Природа, 2001, №2,15. Дизельное топливо. Бензин. Керосин.: Узнай больше о нефтепродуктах: http://toplivo. fittime.ru/item_2_2a.html

16. Химия и методы переработки нефти: http://www.bigpi. biysk.ru/encicl/articles/41/1004148/1004148A. htm

17. Автомобильный бензин, октановые числа и марки: http://www.auto-most.ru/site/ency/liquid/285.htm

Приложение 1. Технологическая схема НПЗ

Приложение 2. Схема оборудования

Размещено на Allbest.ru