Глава 2

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ПРОЕКТА НПЗ И НХЗ

2.1. СОВРЕМЕННЫЕ СХЕМЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ПРОИЗВОДСТВА НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОДУКЦИИ

Разработка рациональной технологической схемы нефтеперерабатывающего завода с подбором технологических установок и определением наиболее целесообразного варианта эксплуатации установок является наиболее важным этапом проектирования предприятия.

В нашей стране нефтеперерабатывающие заводы строят в местах концентрированного потребления нефтепродуктов. В прошлом местонахождение перерабатывающего предприятия обусловливалось наличием сырья — именно так возникли центры нефтепереработки в Баку, Уфе, Грозном. Однако в дальнейшем стало ясно, и это подтвердили технико-экономические расчеты, что гораздо рентабельнее транспортировать сырье (нефть) к местам концентрированного потребления, чем перевозить нефтепродукты с заводов, расположенных вблизи промыслов. Поэтому, начиная с 1950-х годов нефтеперерабатывающие заводы строятся в точках, удаленных на тысячи километров от источников сырья (Новополоцк и Мозырь в БССР, Мажейкяй в Литовской ССР, Павлодар и Чимкент в Казахской ССР и др.).

Технологическая схема НПЗ определяется потребностью в нефтепродуктах того или иного ассортимента, качеством перерабатываемого сырья, состоянием разработки тех или иных технологических процессов. Решающим фактором является потребность в нефтепродуктах района, где находится предприятие (так называемая плотность потребления). Территория СССР условно разбита на зоны тяготения, каждая из которых обеспечивается нефтепродуктами с одного-двух близлежащих заводов. Например, в зону тяготения Киришского НПЗ входят Ленинградская, Мурманская и Новгородская области, Карельская АССР и Эстонская ССР.

Балансом производства и потребления нефтепродуктов пре­дусматриваются постоянные или временные перевозки нефтепродуктов из одного района в другой по схеме, обеспечивающей минимум затрат. Рациональными в пределах Европейской части страны считаются перевозки - нефтепродуктов из восточных районов, где имеются избыточные мощности по переработке нефти, в районы с концентрированным потреблением нефтепродуктов.

Качество сырья не имеет такого решающего значения, как это было ранее, поскольку разработаны процессы, позволяющие получать основные сорта нефтепродуктов, в том числе и высокого качества, практически из любой нефти. Однако для производства таких продуктов, как битумы, нефтяной кокс, отдельные сорта смазочных масел требуются специальные виды сырья. Например, при современном уровне технологии из высокопарафинистых нефтей весьма сложно получить нефтяные битумы, а из высокосернистых нефтей - малосернистый электродный кокс.

Существует несколько вариантов технологических схем переработки нефти. Однако в общем виде эти схемы могут быть сведены к трем-четырем основным Типам: 1) топливная с неглубокой переработкой нефти; 2) топливная с глубокой переработкой нефти; 3) топливно-масляная; 4) тошшвно-нефтехимическая.

На заводах, работающих по первым двум схемам, вырабатываются, в основном различные топлива — бензин, авиационный и осветительный керосины, дизельное; газотурбинное, печное и котельное топлива. При неглубокой переработке нефти отбор светлых нефтепродуктов составляет не более 40—45%, а выработка котельного топлива достигает 50—55% в расчете на исходную нефть.

Предприятия с неглубокой переработкой нефти проектировались и строились в 1950—80-х годах в тех районах, где отсутствуют такие источники энергии, как каменный уголь, природный газ и где в связи с этим для энергетических установок использовалось котельное топливо нефтяного происхождения (мазут).

Заводы топливного профиля с глубокой переработкой нефти сооружены в районах Урала и Сибири, а за рубежом - в США, на Ближнем и Среднем Востоке. В США, где особенно велика потребность в бензине и в других светлых нефтепродуктах, име­ются заводы, на которых отбор светлых достигает 72—75/0, а котельное топливо вырабатывается только в количествах, необходимых для обеспечения собственной потребности предприятия.

«Основные направления экономического и социального развития СССР на 1981—1985 годы и на период до 1990 года» в числе основных задач, стоящих перед народным хозяйством страны, называют дальнейшее углубление переработки нефти, сокращение потребления нефти и нефтепродуктов в качестве котельно-печного топлива.

В ближайшем будущем будет реализована программа проектирования и строительства установок глубокой переработки нефти на многих предприятиях, -в том числе и на тех, которые были первоначально запроектированы как заводы с неглубокой переработкой нефти.

На рис. 2.1 приведена схема потоков НПЗ топливного профиля с неглубокой переработкой нефти, а на рис. 2.2 - с глубокой переработкой нефти.

Заводы топливно-масляного профиля (рис. 2.3) проектируются таким образом, чтобы обеспечить получение заданного количества смазочных масел. Попутно с производством масел вырабатываются парафины и церезины. На базе асфальтов и экстрактов, являющихся побочными продуктами установок очистки масел, получают битумы и нефтяной кокс.

Ассортимент продукции значительно расширяется, если включить в состав НПЗ нефтехимические производства. Нефтехимические производства используют такие виды сырья, как прямогонный бензин, индивидуальные легкие парафиновые углеводороды, ароматические углеводороды (бензол, толуол), смеси высших алканов (жидкие и твердые парафины). Как правило, нефтехимические цеха являются частью крупных производственных объединений, в состав которых входят и нефтеперерабатывающие заводы. Сырье с нефтеперерабатывающей на нефтехимическую часть передается по трубопроводам. Так запроектированы, в частности, предприятия в Перми, Ангарске, Салавате. В отдельных случаях нефтехимические производства функционируют независимо от НПЗ и получают сырье по железной дороге или магистральным продуктопроводам (например, по этиленопроводу).

Головным производством НХЗ в большинстве случаев является пиролиз с получением этилена, пропилена, бутилен-дивинильной фракции, жидких продуктов, в которых содержится 60—90% (масс.) ароматических и 10—40% (масс.) неароматических углеводородов (в основном, диенов, олефинов и циклоолефинов). На основе полученных продуктов осуществляется широкая гамма нефтехимических синтезов. На рис. 2.4 приведена примерная схема материальных потоков нефтехимического завода, на котором вырабатываются различные кислородсодержащие соединения, полиолефины, полистирол и т. д.

Рис. 2.1. Схема потоков НПЗ топливного профиля с неглубокой переработкой нефти.

Рис. 2.2. Схема потоков НПЗ топливного профиля с глубокой переработкой нефти:

I - легкий бензин; II - легкий газойль; III - тяжелый бензин; IV - фракция выше 350°С; V - фракция 280-420°С; VI - фракция выше 420°С; VII - легкий алкилат; VIII - тяжелый алкилат.

Рис. 2.3. Схема потоков НПЗ топливно-масляного профиля.

Рис. 2.4. Схема потоков НХЗ.

2.2. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ПЕРЕРАБАТЫВАЕМОГО СЫРЬЯ

Сырье нефтеперерабатывающих заводов. Основным сырьем НПЗ является нефть. Нефть может поступать на предприятие по магистральному нефтепроводу, железной дороге или водным путем. Доля трубопроводного транспорта в общем объеме перевозок нефти постоянно возрастает. Мощные высокопроизводительные нефтепроводы связывают промыслы Поволжья, Татарии, Башкирии и Западной Сибири с заводами европейской части страны, Урала, Сибири и Казахстана. По железной дороге, как правило, транспортируются нефти с близлежащих месторождений. Например, по железной дороге поступает нефть месторождений Волгоградской области на Волгоградский НПЗ, нефть Речицкого месторождения - на Мозырский НПЗ и т.п.

При разработке проекта НПЗ тип перерабатываемой нефти указывается в задании на проектирование. Многие отечественные НПЗ, проектировавшиеся в 1950-70-х годах, были рассчитаны на переработку восточных нефтей типа туймазинской или ромашкинской. В настоящее время в общем балансе нефтяного сырья все большее место занимают нефти Западной Сибири, Казахстана, Коми АССР.

Сырье нефтехимических производств. В качестве сырья нефтехимических производств используются различные продукты, полученные при переработке нефти, а также природные и попутные газы. На долю нефтехимии приходится относительно небольшое количество мирового потребления нефти и газа. В странах Западной Европы эта доля составляет 7-8%, а в СССР и США – 4-6%. В перспективе потребление нефтепродуктов, природного и попутного газа для нужд нефтехимии увеличится и Достигнет 12-15%.

2.3. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЧАСТИ ПРОЕКТА

Разработка технологической части проектов нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов ведется на основании комплекса данных, которые выдаются отраслевыми научно-исследовательскими институтами. Эти данные могут быть условно разбиты на несколько групп.

В первую группу входит характеристика исходного сырья, которое предполагается использовать на проектируемом заводе, Данные о количестве и качестве промежуточных и товарных продуктов, которые могут быть получены из этого сырья.

Вторую группу составляют показатели отдельных технологических процессов, используемых при переработке для получения определенного ассортимента товарных продуктов.

В отдельную группу выделяются данные о мероприятиях, которые должны быть предусмотрены для охраны - водного и воздушного бассейнов и почвы от загрязнений вредными выбросами.

Перед началом проектирования должен быть определен головной, научно-исследовательский институт по выдаче данных для проектирования. Обязанности головного института при проектировании НПЗ обычно выполняются Всесоюзным научно-исследовательским институтом по переработке нефти (ВНИИНП) или Грозненским научно-исследовательским институтом по переработке нефти (ГрозНИИ). Головной научно-исследовательский институт самостоятельно или с привлечением других НИИ проводит детальное исследование представительных образцов сырья. Сырье подвергается переработке на полупромышленных или промышленных установках, воспроизводящих реальные технологические процессы, намечаемые к осуществлению на проектируемом заводе. В тех случаях, когда реальное сырье по каким-либо причинам отсутствует и провести его исследование не представляется возможным, выдаются данные, полученные при изучении близкого аналога.

Ниже приводится краткая характеристика основных технологических процессов переработки нефти и нефтехимического синтеза и их места в схеме завода.

Обессоливание и обезвоживание. Нефть, добываемая из земных недр, отделяется на промыслах от растворенного газа, воды и солей. В зависимости от степени подготовки на промыслах установлено три группы нефти, отличающиеся содержанием воды (0,5; 1%) и хлоридов (до -100, 100-300, 300-1800 мг/л). Все нефти, поступающие на НПЗ, должны быть обезвожены и обессолены до остаточного содержания солей 3-5 мг/л. Обезвоживание и обессоливание проводится на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок первичной перегонки. Рекомендации по проектированию установок обессоливания выдаются ВНИИНП и содержат сведения о температуре и давлении процесса, расходе промывной воды и деэмульгатора.

Первичная перегонка предназначена для получения нефтяных фракций, которые используются как сырье для последующей переработки или в качестве компонентов товарной продукции. Первичная перегонка осуществляется на атмосферных трубчатых (AT) и атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках. Первичная перегонка на современных НПЗ комбинируется с обессоливанием нефти и вторичной перегонкой бензинов, целью которой является, получение узких бензиновых фракций для производства ароматических углеводородов и высокооктанового бензина. В табл, 2.1 приводится перечень получаемых на установках первичной перегонки различного типа фракций и направления их дальнейшего использования. Исследовательские дан­ные для проектирования установок первичной перегонки выдаются БашНИИНП и содержат рекомендации по выбору технологической схемы, ассортименту получаемых фракций, расходу водяного пара в атмосферную и вакуумные колонны, рекомендации по защите оборудования от коррозии.

ТАБЛИЦА 2.1. Перечень получаемых при первичной перегонке фракций и направления их использования

Каталитический риформинг. С помощью этого процесса на современных НПЗ получают высокооктановые базовые компоненты автомобильных бензинов, а также индивидуальные ароматические углеводороды — бензол, толуол, ксилолы. Наилучшим сырьем при производстве высокооктановых бензинов являются прямогонные бензиновые фракции 85—180°С и 105—180°С, для получения ароматических углеводородов используются узкие бензиновые фракции 62—85°С, 85- 105°С, 105- 140°С или их смеси. Разработка процесса риформинга ведется в НПО «Лен-нефтехим». Исследовательская часть объединения выдаёт проектному подразделению следующие основные сведения о процессе: характеристику сырья и катализата, выход и состав газообразных продуктов, рекомендуемые режимы работы в цикле реакции (температура, давление, кратность циркуляции водородсодержащего газа, объемная скорость подачи сырья, температурный перепад по реакторам) и регенерации (количество кокса, температура регенерации), тип катализатора и срок его службы, продолжительность цикла реакции.

Для установок риформинга, имеющих в своем составе блок экстракции ароматических углеводородов, выдаются, кроме то­го, рекомендации по выбору типа экстрагента, температура и давление процесса, массовое соотношение растворитель: сырье, количество рисайкла в % к сырью, данные по регенерации растворителя и вторичной ректификации ароматических углеводородов.

Гидроочистка предназначена для снижения содержания серы в дистиллятах. На НПЗ строятся установки гидроочистки прямогонных бензиновых фракций (обычно комбинируются с установками риформинга), керосиновых и дизельных фракций, вакуумных дистиллятов, масел, вторичных бензинов. Одновременно с удалением серы уменьшается содержание в продуктах непредельных и смолистых соединений. Процесс гидроочистки разработан во ВНИИНП. Для проектирования установок выдаются следующие данные: характеристика сырья и продуктов очистки, тип катализатора, рекомендуемые режимы работы в циклах реакции (температура, давление, объемная скорость подачи сырья, кратность циркуляции водородсодержащего газа, содер­жание водорода в циркулирующем газе, продолжительность цикла реакции, срок службы катализатора, тепловой эффект реакции) и регенерации.

Замедленное коксование служит для получения нефтяного кокса, дополнительных количеств светлых нефтепродуктов из тяжелых остатков. Детальное исследование процесса проводится БашНИИНП, а разработка проектов новых и реконструкции старых установок ведется Башгипронефтехимом.

Каталитический крекинг получил широкое распространение в связи с намечаемым осуществлением мероприятий по углублению переработки нефти. С помощью каталитического крекинга из тяжелых газойлевых фракций получают высокооктановый компонент бензина, сырье для производства технического углерода, ценные олефинсодержащие газовые фракции. Исследования в области каталитического крекинга проводятся во ВНИИНП, ГрозНИИ, Институте нефтехимического синтеза АН Азербайджанской ССР.

Гидрокрекинг предназначен для получения дополнительных количеств светлых нефтепродуктов каталитическим разложени­ем тяжелого сырья в присутствии водорода. В зависимости от сырья и продуктов, которые необходимо получить, используются одноступенчатые и двухступенчатые схемы, системы с неподвижным, движущимся и суспендированным катализатором. Процесс изучается во ВНИИНП.

Газофракционирование. В состав НПЗ включаются установки Цля получения легких углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. По типу перерабатываемого сырья газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов, по технологической схеме на установки абсорбционного и конденсационно-компрессионного типов. Рекомендации по составу сырья, схемам очистки газов, фракционирования выдаются проектным организациям Всесоюзным научно-исследовательским институтом углеводородного сырья (ВНИИУС).

Алкилирование изобутана олефинами позволяет получить из легких углеводородных фракций (бутан-бутиленовой, пропан-про-пиленовой, изобутановой) высокооктановые компоненты автомобильных и авиационных бензинов. Исследования в области алкилирования олефинов изобутаном сосредоточены в ГрозНИИ. На отечественных НПЗ в качестве катализатора применяется концентрированная серная кислота, а за рубежом — серная кислота и фтористый водород.

Изомеризация низших парафиновых углеводородов (бутана, пентана, гексана, легкокипящих бензиновых фракций) применяется для выработки высокооктановых компонентов автомобильного бензина и получения сырья для производства синтетического каучука. Существуют различные модификации процесса, которые различаются по типу* применяемого катализатора, требованиям к СБФЬЮ, условиям проведения процесса. В СССР эксплуатируются установки высокотемпературного типа, намечается внедрение по­лучившей распространение за рубежом низкотемпературной изомеризации. Научно-исследовательские данные, необходимые для проектирования, выдаются в том же объеме, как при проектировании установок каталитического риформинга, НПО «Леннефтехим».

Производство масел. Современная схема производства масел из восточных парафинистых нефтей включает очистку с применением избирательных растворителей (деасфальтизацию гудро­на, селективную очистку деасфальтизата и вакуумных дистиллятных фракций, депарафинизацию рафинатов селективной очистки) и гидрогенизационную или контактную доочистку депарафинированных масел. Для проектирования установок очистки с применением избирательных растворителей необходимы следующие данные: выход продуктов в расчете на сырье, состав растворителя, температура и давление процесса, соотношение между растворителем и сырьем на различных ступенях извлечения и т.д. Эти данные выдаются ВНИИНП, а по отдельным процесеам - ГрозНИИ и Институтом нефтехимического синтеза АН Азербайджанской ССР.

Производство парафинов. Производство жидких и твердых парафинов включает две стадии: выделение и очистку. Жидкие парафины выделяют из дизельных фракций карбамидной депарафинизацией и адсорбцией на молекулярных ситах. Твердые парафины получают, обезмасливанием гача — побочного продукта установок депарафинизации масел, а также из дистиллятов высоко-парафинистых нефтей методом фильтрпрессования и потения. Доочистка парафинов проводится сернокислотным, адсорбционным или гидрогенизационн.ым методом. Изучение проблем, связанных с производством парафинов, выдача необходимых научно-исследовательских данных для проектирования установок возложена на ГрозНИИ.

Производство битумов. Для производства битумов применяются глубокая вакуумная перегонка мазута и окисление нефтепродуктов воздухом при высокой температуре. В зависимости от типа перерабатываемой на НПЗ нефти, наличия различных видов сырья (гудрона; асфальтов и экстрактов, получаемых при производстве масел) головной институт по проблеме производства битумов — БашНИИНП — выдает рекомендации по схеме получения битумов на предприятии, ассорти-менту вырабатываемой продукции, а при необходимости проектирования специальной установки — по схеме и технологическому режиму этой установки.

Получение низших олефинов. Головными производствами нефтехимических комплексов и заводов являются установки получения низших олефинов, состоящие из отделений пиролиза углеводородного сырья, газоразделения, переработки жидких продуктов пиролиза. Исследования в области пиролиза и газоразделения ведутся Всесоюзным научно-исследовательским институтом органического синтеза (ВНИИОС), а в области переработки жидких продуктов пиролиза —ВНИИОС, Институтом горючих ископаемых, ВНИИОлефин, а также НИИ сланцев. Для проектирования процесса пиролиза выдаются следующие данные: характеристика сырья и состав продуктов пиролиза, температура процесса, время пребывания сырья в зоне реакции (время контакта), расход водяного пара, парциальные давления углеводородов в зоне реакции. При разработке проекта отделения газоразделения используют рекомендации по очистке пирогаза от сероводорода, двуокиси углерода, ацетилена и диеновых углеводородов, осушке газа, последовательности выделения легких углеводородов.

Оксосинтез. Процессы оксосинтеза включаются в схемы НХЗ для получения различных кислородсодержащих соединений — спиртов, альдегидов, кислот. В этих процессах используются реакции гидроформилирования — взаимодействия ненасыщенных соединений с окисью углерода и водородом в присутствии катализаторов, из которых в настоящее время наиболее широко используются, карбонилы кобальта. Методом оксосинтеза в СССР получают бутиловые спирты (через масляные альдегиды), спирты С₇—С₉. Намечается организовать производство высших спиртов, пропионовой кислоты и других продуктов. Современные установки производства бутиловых, спиртов методом оксосинтеза состоят из отделений приготовления катализатора (кобальти-аации), гидроформилирования, разложения и регенерации ката­лизатора (декобальтизации), гидрирования альдегидов в спирты, ректификации. В состав установки включают также производство синтез-газа: (смеси окиси углерода и водорода) на базе природного или нефтезаводского газа. Новыми направлениями развития оксосинтеза являются процессы гидрокарбоксилирова-ния олефинов (взаимодействия с окисью углерода и водой) с получением кислот, гидрокарбалкоксилирования олефинов (взаимодействия с окисью углерода и спиртами) с получением эфиров и др. Исследования в области оксосинтеза проводятся в НПО «Лен-нефтехим».

2.4. СОСТАВЛЕНИЕ МАТЕРИАЛЬНЫХ БАЛАНСОВ ПРОИЗВОДСТВА И СХЕМ МАТЕРИАЛЬНЫХ ПОТОКОВ ЗАВОДА

Руководствуясь данными научно-исследовательских институтов и материалами типовых, повторно применяемых и индивидуальных проектов- технологических установок, составляют схему материальных потоков предприятия, в которой увязываются между собой (по сырью и товарной продукции) все установки и производства. В результате составления схемы материальных потоков определяется количество и качество отдельных компонентов товарной продукции, рассчитывается качество товарных продуктов с учетом имеющихся в наличии компонентов, и, накбнец, составляется сводный материальный баланс предприятия в целом.

Выше, на рис. 2.1—2.3, были приведены различные технологические схемы переработки нефти, определяемые потребностью в тех или иных нефтепродуктах. В табл. 2.2 и 2.3 содержатся материальные балансы отдельных производств, входящих в состав НПЗ, схемы потоков которых изображены на рис. 2.2 (НПЗ топливного профиля с глубокой переработкой нефти) и 2.3 (НПЗ топливно-масляного профиля). На основе балансов отдельных производств составлены сводные материальные балансы -НПЗ, приведенные в табл. 2.4.

При составлении технологических схем и материальных балансов НПЗ, следует учитывать ряд соображений, некоторые из которых приводятся ниже.

1. Производительность установок или секций обессоливания должна обеспечивать рбессоливание и обезвоживание всей нефти, поступающей на завод. Расчет материального баланса НПЗ ведется на обессоленную нефть, и в плановых и проектных документах всегда указывается мощность завода по подготовленной нефти.

2. При составлении баланса по прямогонным бензинам следует предусматривать полное использование бензиновых фракций (кроме легкого бензина н. к. — 62° С) для каталитического риформирования. При этом фракции 62—85°С и 85^—105°C направляются на установку риформинга с блоком экстракции ароматических углеводородов и применяются для получения, соответственно, бензола и толуола. Поскольку потребность народного хозяйства в бензоле значительно выше, чем в толуоле, при составлении балансов следует предусматривать первоочередное использование фракции 62—85°С. Остаток фракции 85—105°С, а также фракции 105—140°С, 140— 180°С направляются на установки риформинга для получения высокооктанового компонента автобензина. Использование на установках риформинга, работающих в режиме облагораживания, фракции 62—85°С нецелесообразно, так как при ее вовлечении в сырье не удается получить катализат с октановым числом выше 90 пунктов (по исследовательскому методу).

ТАБЛИЦА 2.2. Материальный баланс НПЗ по топливному варианту с глубокой переработкой нефти

ТАБЛИЦА 2.3. Материальный баланс НПЗ по топливно-масляному варианту

ТАБЛИЦА 2.4. Сводные материальные балансы НПЗ при работе по различным вариантам [в % (масс.) на нефть]

3. Мощность завода по гидроочистке должна обеспечивать получение дизельного топлива с содержанием серы ниже 0,2% (масс.). Рациональная схема материальных потоков НПЗ предусматривает получение дизельного топлива смешением неочи-Ценной легкой дизельной фракции 180—230°С, в которой обычно содержится не выше 0,3% (масс.) серы, и гидроочищенной фракции 230—350°С. Следует иметь в виду, что такое решение не только позволяет более рационально использовать мощности гидроочистки, но и улучшает защитные свойства дизельных топлив за счет вовлечения неочищенного компонента.

4. Выработка авиакеросина на НПЗ обычно оговаривается в задании. Исходя из заданного объема, на производство этого продукта частично отвлекаются бензиновые и дизельные фракции.

5. Дизельное топливо зимнее получают депарафинизацией прямогонных фракций. Целесообразно на установки депарафинизации направлять гидроочищенные продукты.

6. При разработке схем глубокой переработки нефти и составлении материальных балансов НПЗ определяющими факторами являются потребность в том или ином светлом нефтепродукте и состояние разработки тех или иных технологических процессов, включая возможности по выпуску аппаратуры, оборудования, катализаторов и реагентов. В общем случае считается, что если НПЗ должен производить максимальное количество автобензина, то в его состав включают установку каталитического крекинга, а если задачей углубления является увеличение выработки средних дистиллятов (керосина, дизельного топлива), то следует предусматривать строительство установок гидрокрекинга. На схеме (рис. 2.2) и в материальных балансах (табл. 2.2 и 2.4) НПЗ с глубокой переработкой нефти предусмотрено включение в состав завода установок как каталитического крекинга, так и гидрокрекинга, что позволяет значительно увеличить отбор светлых нефтепродуктов.

7. Одним из наиболее важных и ценных продуктов переработки нефти является нефтяной кокс. В состав многих НПЗ в настоящее время включается производство кокса методом замедленного коксования Повторно применяемые установки замедленного коксования имеют мощность 600 и 1500 тыс. т/год по сырью. При составлении балансов следует иметь в виду, что для получения кокса, удовлетворяющего требованиям стандартов по содержанию серы и металлов (ванадия, никеля и др.), из сер­нистых нефтей, может потребоваться сооружение комплекса, включающего не только установку замедленного коксования, но и несколько установок подготовки сырья (гидроочистка вакуумного газойля, термический крекинг гидроочищенного вакуумного газойля). Получить стандартный нефтяной кокс непосредственно замедленным коксованием гудрона, как это показано на рис. 2.2, можно только из нефтей с относительно невысоким содержанием серы и ванадия.

8. Полученная при замедленном коксовании, висбрекинте и термическом крекинге бензиновая фракция характеризуется низким октановым числом и химической нестабильностью. В настоящее время она, как правило, используется в качестве компонента бензинов А-72 и А-76 (после добавления соответствующих ингибиторов окисления и антидетонаторов). В перспективе следует предусматривать гидрогенизационное облагораживание этой фракции.

Разработаны две схемы гидрирования вторичных бензинов — в смеси с легким газойлем (метод БашНИИНП) и в смеси с пря-могонными бензинами (метод ВНИИНП). Гидрированные бензины направляют затем на установки каталитического риформинга.

9. Для получения высокооктановых легкокипящих компонентов автобензина в состав завода включаются установки изомеризации и алкилирования. Сырьем процесса изомеризации может служить либо пентан-изогексановая фракция н. к. - 62° С, либо пентан-гексановая фракция н. к.-70°С. Во втором случае значительно расширяется выработка изокомпонента за счет вовлечения в процесс изомеризации нормального гексана, однако при этом существует опасность потери некоторого количества бензола из-за попадания во фракцию н. к.—70°С бензолообразующих фракций. Составляя схему и баланс НПЗ, следует также оценить, обеспечат ли действующие установки первичной перегонки получение фракции н. к.-70°С, поскольку традиционно они рассчитаны только на выработку фракции н. к.—62°С.

Если изомеризация может быть включена в состав любого НПЗ, то алкилирование входит в состав только тех заводов, на которых имеются установки каталитического крекинга, вырабатывающие непредельные углеводороды С₃—С₄. Сырьем установок алкилирования обычно является бутан-бутиленовая фракция, которая содержит и бутены и изобутан, причем в необходимом для реализации процесса соотношении. С целью расширения ресурсов сырья и увеличения выхода алкилата рекомендуется привлекать на эти установки пропан-пропиленовую фракцию (ППФ). Однако для алкилирования ППФ необходим получаемый со стороны изобутан.

10. При составлении материальных балансов следует иметь в виду, что для обеспечения требуемого давления насыщенных паров автобензинов к ним добавляют, бутаны. В летний период в бензинах содержится до 2% (масс.) бутанов, в зимний — до 5—7% (масс.). Учитывая ценность изобутана как сырья алкилирования, необходимо предусматривать разделение суммарной бутановой фракции на нормальный компонент и изокомпонент с тем, чтобы не направлять в бензин изобутан.

11. Сырьем заводов синтетического каучука (СК) являются легкие углеводороды, вырабатываемые на НПЗ — бутаны и пентаны. Потребность заводов СК в сырье весьма высока, причем особенно дефицитен изопентан. При составлении схем материальных потоков НПЗ нужно предусматривать не только использование изопентана в качестве компонента высокооктановых автобензинов, но и его выработку как товарного продукта. Выработка товарного изопентана обычно оговаривается в задании на проектирование. Следует, однако, иметь в виду, что содержанием пентан-гексановых фракций определяется такой важный показатель качества бензина, как температура 10%-го отгона, и при чрезмерной выработке товарного изопентана этот предусмотренный стандартами показатель не будет обеспечен.

12. В составе каждого НПЗ должно быть предусмотрено производство битума, потребность в котором в условиях растущих объемов промышленного, жилищного и дорожного строительства неуклонно увеличивается. Мощность битумных производств современного НПЗ составляет 4—7% (масс.) в расчете на нефть. На заводах топливного профиля битум получают из гудрона с добавлением вакуумного дистиллята, а на предприятиях топливно-масляного профиля в сырье битумных установок вовлекаются побочные продукты производства масел — асфальт и экстракты. На заводах с неглубокой переработкой нефти головными обычно являются установки атмосферной перегонки нефти, на которых остатком от перегонки служит мазут. Чтобы получить на этих НПЗ сырье для производства битумов, блок вакуумной перегонки мазута включается в состав битумных установок. Мощность вакуумного блока определяется потребностью в гудроне.

13. Мощность комплекса по производству масел (в расчете на товарные масла) определяется заданием на проектирование и составляет обычно 3—5% (масс.) от общей мощности завода по нефти. Наиболее распространенная схема производства масел из парафинистых нефтей приведена на рис. 2.3. Сырьем комплекса являются узкие дистиллятные фракции, получаемые при вакуумной перегонке мазута, и гудрон. Узкие фракции получают на комбинированных атмосферно-вакуумных трубчатых установках (АВТ) или отдельно стоящих вакуумных установках. Как показала практика,-на отдельно стоящих вакуумных установках удается получить масляные фракции более высокого качества.

14. Для повышения эксплуатационных свойств смазочных масел к ним добавляют различные присадки. Большинство сортов смазочных масел наряду с базовыми компонентами (очищенными нефтяными фракциями) содержит различные присадки. В зависимости от заданного ассортимента масел при составлении материального баланса определяют ассортимент и количество присадок, необходимых для приготовления товарной продукции. Получаемые со стороны присадки к маслам и поверхностно-активные вещества, необходимые для получения битумов, при составлении приходной части баланса, учитываются в балансе сверх 100%.

15. На заводах с неглубокой переработкой нефти потребность в водороде для гидрогенизацирнных процессов удается, как правило, обеспечить за счет водородсодержащего газа риформинга. На предприятиях с глубокой переработкой нефти наблюдается нехватка водорода, поэтому следует предусматривать специальные установки по его производству.

16. На каждой из установок НПЗ имеют место потери, величина которых оговорена нормами технологического проектирования. В нормах указана также величина безвозвратных потерь на НПЗ в зависимости от его мощности и профиля переработки,

Разница между общей величиной потерь по всем установкам НПЗ и величиной безвозвратных потерь соответствует количеству ловушечного нефтепродукта, возвращаемого с очистных сооружений для повторной переработки. В составе завода целесообразно предусматривать установку для разделения ловушечного продукта на светлые и темные нефтепродукты. За последнее время в практике многих НПЗ принято направлять ловушечный продукт в мазут, что не приводит к ухудшению качества мазута.

2.5. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНОЙ ТЕХНИКИ ДЛЯ СОСТАВЛЕНИЯ СХЕМ И БАЛАНСОВ ЗАВОДОВ

При разработке технологической схемы завода требуется детально изучить все возможные варианты производства необходимого количества товарных нефтепродуктов при наименьших капитальных и эксплуатационных затратах. Многовариантность и трудоемкость расчетов, связанных с выбором оптимальной технологической схемы, стали основной причиной привлечения к решению этой задачи математических методов оптимизации. В качестве основного метода решения задачи по выбору оптимальной технологической схемы НПЗ используется линейное программирование. Работы по применению ЭВМ при разработке технологических схем НПЗ были начаты в 1960 годах и продолжаются в настоящее время.

Во ВНИПИНефти разработан метод расчета оптимальной технологической схемы НПЗ, создана подсистема моделирования и оптимизации технологических схем. Составной частью подсистемы является методика составления математической модели НПЗ с помощью технологических бланков установок.

Кроме бланков для технологических установок составляются математические модели расчета баланса и дефицита водорода, смешения автобензина и других товарных продуктов, сводного материального баланса НПЗ и задания на получение необходимых количеств нефтепродуктов. Составляется также математическая модель расчета стоимости приведенных затрат.

Составление математической модели с помощью технологических бланков применяется при проектировании относительно несложных технологических схем НПЗ. При переходе к проектированию заводов с углубленной переработкой нефти в математическую модель включают взаимозаменяемые процессы, с помощью которых можно обеспечить производство товарных продуктов в необходимом количестве и заданного качества. В модель включаются также ограничения на ресурсы производственных факторов. Результатом расчета являются номенклатура установок НПЗ, мощность вторичных процессов, основные технико-экономические показатели.

2.6. ТОВАРНЫЙ БАЛАНС ЗАВОДА

Товарные балансы НПЗ и НХЗ составляются на основе сводных материальных балансов. Расходная часть товарного баланса представляет собой перечень продуктов, которые являются товарной продукцией завода и реализуются через систему Госкомнефте-продукта или по прямым связям.

При составлении товарного баланса из учтенной в материальном балансе продукции, исключаются те продукты, которые используются на самом предприятии в качестве реагентов или топлива. Из числа, продуктов, традиционно производимых на НПЗ и НХЗ, на собственные нужды чаще всего расходуются: этан, этилен и пропан (как хладагенты), бензол, толуол, металэтилкетон и фенол (как реагенты в производстве масел), серная кислота, сухой газ (как топливо), технический водород. Товарную выработку мазута определяют после того, как будет рассчитан расход топлива на собственные нужды предприятия. При составлении товарного баланса необходимо учитывать возврат ловушечного продукта.

2.7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В РЕАГЕНТАХ, КАТАЛИЗАТОРАХ, СЖАТОМ ВОЗДУХЕ, АЗОТЕ, ВОДОРОДЕ

Для того чтобы правильно запроектировать объекты общезаводского хозяйства, в состав технологической части проекта НПЗ и НХЗ включают расчеты потребности в реагентах, катализаторах и адсорбентах, сжатом воздухе, азоте, водороде. Первоначально по данным, содержащимся в типовых, повторно применяемых и индивидуальных проектах, устанавливают перечень необходимых реагентов, катализаторов, адсорбентов, а затем рассчитывают максимальное потребление, годовой (суточный) расход и единовременную загрузку установок. На основании полученных результатов проектируются склады реагентов, поступающих в мелкой таре катализаторов и адсорбентов, а также реагентное хозяйство.

Воздух на НПЗ и НХЗ используется для пневматических систем автоматического регулирования и разнообразных технологических целей (очистка змеевиков трубчатых печей от кокса, регенерация катализатора, окисление углеводородов и нефтяных фракций в производстве битума, различных кислородсодержащих соединений и т. д.). Расход сжатого воздуха определяется по данным, приводимым в паспортах и проектах технологических установок и объектов общезаводского хозяйства, инструкциях на приборы и оборудование. Используя собранные сведения, составляют баланс потребности в сжатом воздухе.

В соответствии, с нормами технологического проектирования потребителям на НПЗ и НХЗ должен подаваться сжатый воздух трех параметров: 1) высокого давления (5—7 МП а) для регенерации катализаторов, и опрессовки; 2) низкого давления (0,8 МПа) осушенный - для приборов контроля и автоматики; 3) низкого давления (0,8 МПа) неосушенный — для различных технологических нужд. Баланс производства и расхода составляется для каждого из указанных параметров.

После определения потребности в сжатом воздухе приступают к проектированию общезаводских воздушных компрессорных и установок осушки воздуха.

На НПЗ и НХЗ за последние годы значительно увеличилось потребление инертного газа (азота). Инертный газ применяется при регенераций катализаторов, для создания «подушек» в емкостях, где хранятся легкоокисляемые продукты, для продувки аппаратуры и оборудования перед ремонтом, при проведении пневматических испытаний на прочность и испытаний- трубопроводов на плотность. На НПЗ и НХЗ применяется инертный газ высокого (6—7 МПа) и низкого (0,8 МПа) давлений. Расход инертного газа определяется по проектным данным отдельных производств и сводится в таблицы, где указываются количество и периодичность потребления азота.

При составлении балансов потребления воздуха и инертного газа рекомендуется использовать отраслевые «Указания по определению производительности воздушных компрессорных и установок инертного газа, расчету сети и ресиверов».

На НПЗ и НХЗ широкое распространение получили гидрогенизационные процессы и в связи с этим возникла необходимость проектирования специальных систем снабжения водородом. Поэтому важной частью технологической части проекта завода является баланс производства и потребления водорода. Определив потребность в водороде и имеющиеся ресурсы водородсодержащего газа, устанавливают необходимость строительства на НПЗ и НХЗ установок производства водорода. Промышленно освоены два метода производства водорода из нефтезаводских газов: каталитической высокотемпературной конверсией в присутствии кислорода в шахтных печах и каталитической конверсией в присутствии водяного пара в трубчатых печах. Разрабатывается процесс получения водорода методом парокислородной газификации нефтяных остатков. Установки по производству водорода различной мощности проектируются институтом ВНИПИНефть.

При решении задач, связанных со снабжением предприятий водородом, следует обращать внимание на возможность использования водорода, который содержится в сухих газах установок риформинга и гидроочистки и сбрасывается в настоящее время в топливную сеть. Выделить водород из этих газов можно с помощью метода низкотемпературного концентрирования.

2.8. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНА ТРУДА

Нефть, нефтепродукты, продукты нефтехимического синтеза обладают опасными и вредными свойствами, а технологические процессы, осуществляемые на НПЗ и НХЗ, проводятся при повышенных температурах и давлениях, с применением огневых нагревателей, перегретого до высокой температуры водяного пара, а также электрического тока высокого напряжения. В связи с этим при проектировании НПЗ и НХЗ необходимо уделять особое внимание вопросам техники безопасности и охраны труда, предусматривать меры, позволяющие предотвратить аварии, пожары, несчастные случаи.

Основными руководящими нормативными документами, отражающими вопросы техники безопасности, противопожарной безопасности и охраны труда и наиболее часто используемыми при проектировании являются: «Правила безопасности при эксплуатации нефтегазоперерабатывающих заводов (ПТБ НП-73)», «Правила безопасности во взрывоопасных и взрыво-пожароопасных химических и нефтехимических производствах (ПБВХП-74)», «Правила устройства -и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», «Противопожарные нормы проектирования предприятий, зданий и сооружений, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. ВНТП-28—79», «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов для горю­чих, токсичных и сжиженных газов (ПУГ-69)», «Правила устройства электроустановок (ПУЗ)», «Временные нормы и правила по технологическому проектированию факельных систем нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий (ВНиПФ 01-74)», «Правила безопасности в газовом хозяйстве», «Указания по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений. СН 305-69», «Санитарные нормы проектирования промышлейных предприятий. СН 245—71», «Нормы проектирования отопления и вентиляции промышленных предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности», различные строительные нормы и правила (СНиПы), правила и нормы техники безопасности и промышленной санитарии для проектирования, строительства и эксплуатации отдельных нефтехимических производств (фенола и ацетона, этилена, синтетического этилового спирта и СК, метанола и др.), материалы системы нормативной документации для проектирования. (СНДП) и др.

В целях усиления ответственности проектных институтов за полное и правильное решение вопросов техники безопасности, пожарной безопасности, промышленной санитарии и охраны окружающей среды на главного инженера проекта возложена обязанность удостоверять своей подписью соответствие выполненного проекта действующим нормам и правилам, гарантировать, что мероприятия, предусмотренные в проекте, обеспечивают безопасную эксплуатацию объекта.

Для того чтобы повысить роль заказчика при проектировании и строительстве, на предприятиях созданы комиссии предупредительного надзора за соблюдением в проектах правил и норм техники безопасности и промышленной санитарии. Эти комиссии рассматривают разработанную проектную документацию и дают по ней заключение. К проекту, представляемому в установленном порядке на экспертизу или утверждение, должны быть приложены заключение комиссии предупредительного надзора и справка проектной организации о степени учета рекомендаций этой комиссии.

Гл ава 3

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЧАСТИ УСТАНОВОК И ЦЕХОВ

3.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ, ВХОДЯЩИЕ В СОСТАВ ЗАВОДА

Переработка нефти на современных НПЗ осуществляется по различным схемам (см. гл. 2) с получением комплекса топливных и химических продуктов. На НПЗ и НХЗ самостоятельные технологические объекты, вырабатывающие из сырья какой-либо один или несколько видов товарной продукции, обычно принято называть установками. Организационная структура предприятий предусматривает объединение нескольких установок в цеха или (при бесцеховой структуре) в производства. На крупных предприятиях существует несколько производств (например, газокаталитическое производство, производства масел, присадок и т. д.). Разработка проекта технологической установки представляет собой один из основных видов проектной работы при создании нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов.

В 1950—70-х годах для отечественной нефтепереработки было характерно строительство предприятий на базе типовых проектов. Перечень наиболее распространенных типовых установок, построенных на отечественных НПЗ, приводится в табл. 3.1. При­менение типовых проектов позволило сократить стоимость проектирования, ускорить и удешевить строительство. Однако, как по­казала практика, во многих случаях типовые установки, запроектированные на какой-либо определенный вид сырья, при его из-. менении значительно ухудшали работу. На этих установках не удавалось получить при заданной производительности продук­цию необходимого качества.

Особенно сильно отражалось изменение качества сырья, на работе типовых установок первичной перегонки нефти и газофракционирования. Типовые установки А-12/1, А-12/2 были рассчитаны на переработку туймазинской нефти с содержанием светлых до 45% (масс.). При переработке на этих установках нефтей с более высоким содержанием светлых не обеспечивается необходимая четкость ректификации, в дистиллятных погонах содержится большое количество фракций из соседних погонов, а в мазут из-за ухудшения погоноразделительной способности колонны попадает до 10% светлых.

Неудачным был опыт освоения типовых газофракционирующих (ГФУ) и абсорбционных газофракционирующих (АГФУ) установок. Для каждого Завода характерен свой, индивидуальный набор первичных и вторичных процессов, а следовательно, индивидуальное сочетание компонентов в газах, поступающих на ГФУ. Это разнообразив не удалось учесть в типовых проектах ГФУ. На большинстве типовых ГФУ и АГФУ так и не были достигнуты проектные показатели по отбору и чистоте пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций. Проектирование и строительство типовых ГФУ было прекращено в 1964 г. Начиная с этого периода, для каждого НПЗ создаются индивидуальные проекты установок по сбору и переработке газов.

ТАБЛИЦА 3.1. Типовые установки по переработке нефти, построенные

в 1955—75 гг.

Высокие требования к качеству сырья предъявляются установками, на которых осуществляются вторичные процессы. Так, для установок каталитического рйформинга очень важно содержание в сырье нафтеновых углеводородов, поскольку при повышенном содержании нафтенов нарушается нормальная работа реакторного блока. Для сырья, в котором содержится много нафтенов, разрабатываются индивидуальные проекты установок каталитического риформинга.

Начиная с 1970 г. широкое распространение получило строительство на НПЗ установок повторного применения. Проекты этих установок первоначально разрабатываются для какого-либо определенного предприятия, являющегося заказчиком проекта и осуществляющего финансирование проектных работ. Затем проект может быть повторно применен для другого предприятия, причем при необходимости осуществляется корректировка проекта. Корректировку повторно применяемого проекта проводит институт — автор первого проекта установки, либо институт— генеральный проектировщик того завода, на котором намечается строительство повторно применяемой установки.

Как показала практика, повторно применяемый проект должен корректироваться и привязываться к новым условиям институтом — автором первого проекта установки. При этом обеспечивается более полный учет опыта эксплуатации аналогичных производств, более тщательно исправляются недоработки первоначального проекта. Поскольку при эксплуатации согласование технологических регламентов, рационализаторских предложений и всевозможных изменений в схеме установок поручается институту— автору процесса, целесообразно нормативно определить, что повторное применение прогрессивных проектов нефтеперерабатывающих и нефтехимических установок должно, как правило, производиться автором первоначального проекта.

Госстрой СССР в 1981 г. утвердил перечень повторно используемых экономичных индивидуальных проектов по нефтеперерабатывающей промышленности, а также установил задание по . их применению. В табл. 3.2. приводится перечень этих проектов.

ТАБЛИЦА 3.2. Перечень повторно используемых экономичных проектов по нефтеперерабатывающей промышленности

8.2. ИСХОДНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ

В состав исходных материалов, необходимых для проектирования технологической установки, входят: исходные данные по процессу; утвержденное задание на проектирование; технические условия проектирования.

Исходные данные по процессу. Основным документом для разработки проекта нового производственного процесса является технологический регламент, состав и объем которого определены эталоном, утвержденным в 1971 г. Ответственным за составление и выдачу технологического регламента является ведущий научно-исследовательский институт по данному процессу, который при необходимости привлекает к составлению регламента другие организации. В составлении регламента на договорных началах с НИИ может участвовать проектная организация, которая ставит и уточняет требования к регламенту в соответствии с эталоном, прорабатывает инженерные решения, подлежащие отражению в регламенте.

Технологический регламент, составленный научно-исследовательским институтом, согласовывается проектной организацией и утверждается министерством или ведомством, ответственным за внедрение процесса.

Регламент для проектирования производственных процессов содержит следующие сведения:

1) литературные данные о процессе и сведения об аналогичных производствах за рубежом; обзор научно-исследовательских работ по отдельным стадиям процесса; описание технологических схем опытных и полузаводских установок, на которых отрабатывался процесс, а также изложение разультатов, полученных на этих установках;

2) техническую характеристику исходного сырья, основных продуктов и вспомогательных материалов (включая воду, сжатый воздух и азот для технологических целей); области применения основных продуктов;

3) физико-химические константы и свойства исходных, промежуточных и конечных продуктов;

4) химизм процесса по стадиям, физико-химические основы процесса; принципиальная технологическая схема производства, приводимая в графическом виде с кратким описанием;

5) рабочие технологические параметры (давление, температура, объемная или линейная скорость, степень насыщения и т.п.) по каждому узлу; условия приготовления и регенерации реагентов и катализаторов;

6) материальной баланс производства, который представляется в виде таблиц по стадиям процесса;

7) техническая характеристика побочных продуктов и отходов; направление их утилизации;

8) математическое описание технологических процессов и ап­паратов;

9) рекомендации по конструированию основного технологического оборудования и защите строительных конструкций от раз­рушающего воздействия новых продуктов;

10) рекомендации для проектирования системы автоматизации процесса;

11) рекомендации по осуществлению аналитического контроля;

12) методы и технологические параметры очистки химически и механически загрязненных сточных вод, обезвреживания газовых выбросов и ликвидации вредных отходов;

13) мероприятия по технике безопасности, промышленной санитарии и противопожарной профилактике;

14) патентный формуляр, определяющий патентную чистоту процесса в СССР и в промышленно развитых странах;

15) экономическое обоснование процесса, включающее прогнозы потребности в товарном продукте и обеспеченности производства сырьем на перспективу.

При выполнении обосновывающих материалов к генеральной схеме развития целесообразно иметь технологический регламент, который в этом случае можно представлять в сокращенном объеме. Вопрос о том, какие разделы регламента могут быть исключены или сокращены должен решаться совместно научно-исследовательским и проектным институтами.

При проектировании традиционных, хорошо изученных и освоенных процессов (например, первичной перегонки, каталитического риформинга и т.п.) от разработки технологического регламента можно отказаться. В этом случае исследовательская организация представляет исходные данные по процессу, содержащие характеристику сырья и продуктов, режим процесса, материальный баланс, дополнительные данные, в которых отражаются, как правило, сведения об усовершенствованиях, внесенных в процесс на основании научно-исследовательских работ и .обобщения опыта эксплуатации.

Обычно технологический регламент или исходные данные по процессу составляют отраслевые научно-исследовательские институты (ВНИИНП, ВНИИНефтехим, ВНИИОС, ГрозНИИ, БашНИИНП и др.), которые наилучшим образом знакомы с требованиями, предъявляемыми при проектировании и последующей эксплуатации установки. Исходные данные, представляемые академическими и учебными институтами, обычно не учитывают специфических условий проектирования и эксплуатации, не отличаются необходимой полнотой. Поэтому целесообразно рекомендовать вузам и институтам Академии Наук, ведущим разработку технологических процессов, привлекать к составлению исходных данных для проектирования отраслевые научно-исследовательские институты.

Получив исходные научно-исследовательские данные, проектировщик обязан детально проанализировать их и прежде всего выяснить, обладают ли эти данные требуемой полнотой и обеспечивают ли они наиболее экономичный способ производства целевых продуктов. Необходимо убедиться достаточен ли объем экспериментальных исследований для того, чтобы приступить к проектированию, проверен ли процесс на опытно-промышленной или хотя бы на опытной установке. Практика показывает, что при освоении процессов, при разработке которых ограничились лабораторными исследованиями и не провели проверку на опытных установках, возникают значительные сложности.

Изучая научно-исследовательские данные, следует установить, позволяют ли они произвести небходимые технологические расчеты и выбор оборудования. Если в процессе участвуют малоисследованные промежуточные или конечные продукты, то в регламентах должны содержаться исчерпывающие сведения об их физических и химических свойствах.

Особое внимание следует уделить выбору сырья, реагентов, растворителей и катализаторов. Требования к их качеству должны соответствовать действующим государственным отраслевым или республиканским стандартам, межотраслевым или отраслевым техническим условиям. В том случае, когда по условиям процесса необходимы сырье и реагенты, отличающиеся по качеству от норм {более высокая концентрация основного вещества, более жесткие требования к физико-химическим показателям и т. д.), еще на стадии подготовки исходных данных для проектирования следует решить вопросы снабжения проектируемого производства такого рода- сырьем или реагентом. Если нет уверенности в том, что продукт требуемого качества может быть получен со стороны, то объекты по улучшению качества должны быть предусмотрены в составе проектируемого производства. Регламент должен содержать сведения о промышленном производстве катализаторов и реагентов.

Перед началом проектирования -установок по- получению жидких парафинов методом адсорбционного извлечения «Парекс» было установлено, что действующие на НПЗ производства не смогут обеспечить эту установку сырьем — дизельной фракцией узкого фракционного состава (200—320°С) и водородсодержащим газом требуемой концентрации [не Ииже 85% (об.)]. Поэтому одновременно с проектированием и строительством установок «Парекс» были запроектированы и сооружены установки вторичной ректификации широкой дизельной фракции, а в состав установок «Парекс» включен блок концентрирования водорода.

В производстве триметилолпропана (этриола) сырьем являются н - масляный альдегид и формальдегид. Для того чтобы обеспечить высокий выход товарного продукта, целесообразно применять формальдегид, содержащий не более 0,1% (масс.) метанола. Поскольку выпускаемый по действующим стандартам формальдегид содержит значительно больше метанола, в технологический регламент на проектирование установки по производству этриола были включены данные для проектирования узла обезметаноливания формальдегида.

Несоблюдение упомянутых выше требований приводит к большим затруднениям при освоении технологических установок, может быть причиной их многолетней неэффективной эксплуатации или простоев.

При рассмотрении регламента следует детально проанализировать, насколько реально выделение сырья для вновь проектируемого производства, не является ли предложенное исслёдовательской организацией сырье дефицитным.

При выборе того или иного способа производства доступность сырья должна быть одним из определяющих факторов.

Традиционными методами получения уксусной кислоты являются карбо-нилирование метанола и окисление ацетальдегида или бутана. Специалистами одного из научно-исследовательских институтов был разработан новый способ производства уксусной кислоты окислением прямогонной бензиновой фракции н.к. — 62°С. При рассмотрении в проектном институте технологического регламента этого процесса было установлено, что пентан-изогексановая фракция н. к. — 62°С весьма дефицитна, поскольку она используется как компонент автомобильного бензина, обеспечивающий его пусковые свойства, и, кроме того, из нее выделяют пентаны, применяемые затем в производстве изопрена. Проектирование установки по новому способу в дальнейшем не осуществлялось.

Рекомендуемая в регламенте технология должна обеспечить предотвращение загрязнения воздушного бассейна, водоемов и почв вредными выбросами. Если в производстве будут выделяться в атмосферу вредные вещества, образовываться загрязненные стоки, регламент должен содержать подробную характеристику вредных выбросов и стоков и детальные рекомендации по их очистке. Не могут быть приняты к проектной проработке техно­логические процессы, в которых образуются трудноочищаемые или сбрасываемые в водоем твердые отходы.

В технологических процессах должно быть исключено или по крайней мере сведено к минимуму применение ядовитых веществ-дихлорэтана, соединений, ртути, цианистых соединений и др.

Технологический регламент производства индивидуального 5-метилрезорцина на базе суммарных двухатомных фенолов сланцевого происхождения предусматривал применение дихлорэтана для очистки выделенного продукта от примесей. При проектной проработке были приняты необходимые меры по герметизации оборудования, очистке содержащих дихлорэтан стоков и выбро­сов в атмосферу, что привело к большому усложнению технологической схемы. Одновременно перед научно-исследовательской организацией был поставлен вопрос о поиске более безвредного реагента. В результате дополнительных исследований было установлено, что вместо дихлорэтана можно применить сиесь гораздо менее опасных толуола и бутилацетата.

Задание на проектирование. Форма задания на проектирование технологической установки, порядок его разработки и утверждения приведены в гл. 1.

Технические условия на проектирование. В этом документе должны быть приведены общие сведения о предприятии, на котором намечается строительство технологической установки. Технические условия состоят из нескольких частей, каждая из которых освещает соответствующий раздел проекта, В технологической части технических условий отражаются следующие сведения:

1) качество сырья и возможные пределы его колебаний; способ подачи сырья (по трубопроводу, прокладываемому в земле, в канале или по эстакаде; по железной дороге и т. п.), параметры (здесь и далее — давление, температура) сырья;

2) состав инертного газа, включая сведения о содержании в нем масла; параметры;

3) характеристика воздуха,применяемого для снабжения пневматических систем контрольно-измерительных регулирующих приборов, и воздуха для технологических и ремонтных нужд (параметры, точка росы, содержание масла);

4) характеристика топливного газа (энтальпия, плотность, параметры);

б) характеристика мазута — топлива для трубчатых печей [энтальпия, температура, вязкость (в °ВУ) при температуре перекачки, кратность циркуляции, давление в прямой и обратной линиях];

6) характеристика реагентов, способ их подачи на установку (по трубопроводу, в автоцистернах, в таре и т. п.), параметры;

7) состав [в % (об.)] и параметры водородсодержащего газа;

8) наличие на предприятии систем сброса газа от предохранительных клапанов и давление в них;

9) параметры, с которыми должны выводиться с установки целевые продукты;

10) пути использования и параметры на выходе с установки некондиционных продуктов и отходов производства;

11) тип изоляции технологических и паровых трубопроводов;

12) фоновые концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе;

13) перечень передвижных грузоподъемных средств предприятия, которые могут быть использованы для ремонтных нужд на установках (с указанием типа и технической характеристики).

При разработке технологической части проекта используются также сведения из других разделов технических условий; например, из раздела «Теплоснабжение» — данные о системах пароснабжения, применяемых на заводе системах обогрева трубопроводов, из раздела «Водоснабжение» — сведения о системах водоснабжения и канализации, существующих на предприятии, и т. д.

Технические условия на проектирование составляются генеральной проектной организацией с привлечением при необходимости субпроектировщика, выполняющего проект конкретной установки (производства). Они являются неотъемлемой частью задания на проектирование и должны представляться исполнителю проекта установки одновременно с заданием. Целесообразно иметь единые технические условия на проектирование НПЗ (НХЗ), в которые рекомендуется вносить изменения и дополнения, учитывающие специфику проектируемой установки.

В 1983 г. в составе документов системы нормативной документации для проектных организаций нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности был разработан эталон технических условий, которым следует руководствоваться при проектировании НПЗ и НХЗ.

3.3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ УСТАНОВКИ

Создание технологической схемы установки (производства) является одним из важнейших этапов при разработке проекта. При работе над схемой проектировщик-технолог должен обеспечить возможность выработки необходимого ассортимента продуктов нужного качества при минимальных капитальных затратах и эксплуатационных расходах, гарантировать бесперебойную работу запроектированного производства, безопасность и надежность эксплуатации. Следует иметь в виду, что даже кратковременная остановка современной технологической установки по переработке нефти приводит к большому экономическому ущербу, нарушению снабжения нефтепродуктами и нефтехимическим сырьем потребителей. Так, простой комбинированной установки ЛК-6у в течение суток связан с недоотпуском продукции на сумму свыше 400 тыс. руб.

Разработка технологической схемы включает ряд этапов: 1) анализ и обоснование выбранного метода производства; 2) определение перечня технологических операций, намечаемых к реализации на установке, и составление вариантов принципиальных технологических схем; 3) расчет материальных балансов установки по стадиям; 4) расчет и выбор технологического оборудования; 5) проектирование обвязки оборудования трубопроводами и вычерчивание рабочей технологической схемы; 6) разработка схем автоматизации технологического процесса.

Задача анализа и обоснования выбранного метода производства в настоящее время облегчается тем, что метод производства рекомендуется в технологическом регламенте или научно-исследовательских данных, заменяющих регламент. Для традиционных процессов при выборе метода производства руководствуются на­копленным опытом проектирования, учитывают результаты промышленной эксплуатации аналогичных производств.

Технологической схемой установок риформинга, проектировавшихся в 1957—67 г. г. предусматривалась сложная схема стабилизации, включающая фракционирующий абсорбер и стабилизатор, в которых получали стабильную головку Сз—С4 и сухой деэтанизированный газ. Опыт эксплуатации показал, что на большинстве заводов имеются системы сбора и переработки предельных газов, на которых осуществляется улавливание жирных газов из прямогонного газа и деэтанизация головки. Эти системы могут быть использованы также и для обработки нестабильных головок и жирного газа риформинга. Поэтому в проектах установок риформинга Л-35-11/1000 и ЛЧ-35-11/1000, запроектированных в 1970—78 г. г., применена так называемая, простая схема стабилизации без фракционирующего абсорбера.

При проектировании установок первичной перегонки нефти важной задачей проектировщика-технолога является выбор одной из трех схем разделения нефти. Существуют три таких схемы: 1) с одной сложной ректификационной колонной; 2) с предварительным испарителем и ректификационной колонной; 3) с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректифика­ционной колонной (двукратное испарение). Первая схема применяется для стабилизированных хорошо обессоленных и обезвоженных нефтей, в которых невелико содержание бензиновых фракций [до 15% (масс.)]. Если нефть плохо обессолена или содержит большое количество бензиновых фракций, то возникает опасность чрезмерного увеличения давления в теплообменниках и трубах печного змеевика, а также отложения минеральных солей в змеевике и, как следствие, прогара печных труб. При двукратном испарении газ, вода и значительная часть бензина удаляются из нефти до ее поступления в печь, что облегчает условия работы как печи, так и основной ректификационной колонны. Схема с двукратным испарением особенно удобна в тех случаях, когда возможно частое изменение типа перерабатываемой нефти. Недостатки этой схемы — необходимость подогрева нефти до более высокой температуры и наличие удвоенного количества ректификационных колонн, сырьевых и рефлюксных насосов, конденсаторов-холодильников и емкостей.

При переработке углеводородных газов используются абсорбционные и конденсационно-компрессионные методы извлечения целевых компонентов из газов. Выбор схемы обусловливается составом сырья, требованиями, предъявляемыми к продукции, зависит от наличия на предприятии тех или иных хладоагентов. Абсорбционную схему извлечения рекомендуется применять в тех случаях, когда в газе много метана и этана, а конденсационно-компрессионную — при переработке более «жирных» газов.

Использовав исходные данные для проектирования и выбрав метод производства, проектировщик-технолог определяет перечень технологических операций, намечаемых к реализации на установке, и их последовательность, а затем изображает эту последовательность в виде принципиальной технологической схемы. Рекомендуется на этом этапе подготовить несколько вариантов принципиальных технологических схем и представить их на обсуждение специалистов (например, членов технического совета проектного института-или технологической секции технического совета, специалистов научно-исследовательских институтов и промышленных предприятий). На основе обсуждения вариантов технологических схем принимается решение о выборе оптимальной схемы, над которой ведется дальнейшая работа.

Несмотря на то, что ассортимент вырабатываемой продукции и перечень технологических установок нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий весьма велики, на этих установках реализуется относительно небольшое число типовых химических и физических процессов; массообменные (ректификация, аб-

Сорбция); теплообменные (подогрев, конденсация, охлаждение); гидромеханические (отстаивание, фильтрование, центрифугирование); механические (перемешивание, транспортирование жидких, твердых и газообразных материалов); химические (гидрирование, изомеризация, крекирование, хлорирование и др.).

Для осуществления этих процессов проектируются технологические узлы — аппараты или группы аппаратов с обвязочными трубопроводами и арматурой. Технологическая схема представляет собой совокупность ряда технологических узлов. Наиболее часто встречаются следующие технологические узлы: ректификационная колонна; трубчатая печь; центробежный или поршневой насос для транспортирования жидкостей; центробежный или поршневой компрессор для транспортирования газов; теплообменник для утилизации теплоты отходящих продуктов и нагрева сырья; аппарат воздушного охлаждения или водяной холодильник; реакторный блок.

Руководствуясь технологической схемой, состоящей из нескольких технологических узлов, проектировщик приступает к расчету материальных балансов установки по стадиям. При расчете материальных балансов используются данные, содержащиеся в технологическом регламенте или других материалах научно-исследовательских институтов.

Так, например, при составлении материальных балансов установок первичной перегонки нефти используются следующие сведения: перечень продуктов, намечаемых к выработке на установке; межцеховые нормы по фракционному составу дистиллятных и остаточных фракций; отбор фракций от потенциала; заданная мощность установки и число часов работы в году.

Материальные балансы нефтехимических производств представляются научно-исследовательскими институтами в расчете на 1 т сырья или готовой продукции, а затем пересчитываются проектировщиками с учетом производительности установки и потерь производства.

После составления материальных балансов проектировщик-технолог выполняет наиболее трудоемкую часть своей работы — расчет аппаратуры и оборудования. Основные сведения о применяемых методах технологического расчета и выбора оборудбвания содержатся в гл. 4. Завершающим этапом расчета аппаратуры является составление схемы материальных и тепловых потоков, которая затем включается в состав расчетно-пояснительной записки к проекту установки. На рис. 3.1 приведена схема материальных и тепловых потоков реакторного блока установки гидроочистки керосиновой фракции.

На основании результатов расчета далее по каталогам, государственным и отраслевым стандартам, техническим условиям и нормалям выбирается стандартное, т.е. серийно выпускаемое оборудование, подготавливаются задания на разработку нестандартного оборудования. Сведения о выбранном оборудовании включаются в спецификации, которые затем используются для заказа оборудования.

Рис. 3.1. Схема материальных и тепловых потоков реакторного блока установки гидроочистки керосиновой фракции:

В кружках — номера материальных потоков, в прямоугольниках — тепловые потоки, Гкал/ч.

Следующей стадией является проектирование обвязки аппаратов и оборудования трубопроводами, которое проводится одновременно с вычерчиванием технологической схемы. При проектировании трубопроводной обвязки проектировщик-технолог руководствуется отраслевыми рекомендациями, выпущенными в составе системы нормативной документации, а также опытом, накопленным при разработке аналогичных проектов. Важную роль играет изучение результатов эксплуатации тех или иных систем обвязки:

Технологическая схема представляет собой графическое описание технологической части проекта, она является основным источником информации при составлении всех остальных частей проекта. На технологической схеме наносится все оборудование и аппараты, необходимые для ведения процесса, условно, в виде линий изображаются трубопроводные связи между отдельными элементами оборудования.

При составлении схемы обычно стремятся к тому, чтобы более четко изобразить последовательность технологических операций. Поэтому расположение оборудования на схеме может не совпадать с его последующим фактическим размещением на установке. Аппараты и оборудование наносятся на схему в соответствии с общепринятыми условными обозначениями (рис. 3.2.).

Каждый аппарат, нанесенный на схеме, имеет свой индекс. В нефтепереработке общепринятыми являются следующие буквенные индексы отдельных видов оборудования: К — ректификационная или абсорбционная колонна; П — трубчатая печь; X — холодильник; ХК. — конденсатор-холодильник; Т-теплообменник; Е — емкость; С — сепаратор; ПК, ЦК — поршневой и центробежный компрессор, соответственно; Н — насос; И — инжектор-смеситель; М — аппарат с перемешивающим устройством; Ф — фильтр. Аппаратам и оборудованию присваиваются номера в соответствии с последовательностью технологических операций на установке. Комбинированные установки разбиваются на отдельные блоки (секции), каждому из которых присваивается номер. Индексация оборудования отражает его принадлежность к той или иной секции.

Например, секциям комбинированной установки ЛК-6у присвоены номера 100; 200; 300; 400. Аппарат с индексом К.-102 относится к секции 10б (ЭЛОУ-АТ), с индексом Н-412 - к секции 400 (ГФУ) и т. д.

Рис. 3.2. Условные обозначения оборудования на технологической схеме.

Собственная нумерация присваивается также трубопроводам. Следует отметить, что во многих странах принята система нумерации трубопроводов, которая не только отражает принадлежность трубопровода к той или иной секции установки, но и содержит информацию о диаметре трубопровода, классе и параметрах (давлении, температуре) перекачиваемого продукта.

Необходимым приложением к технологической схеме являются экспликации (перечни) аппаратов, оборудования, трубопроводов. В экспликациях содержатся сведения об основных технических характеристиках аппаратов и оборудования, для стандартного оборудования указываются номера ГОСТ, ОСТ, технических условий, по которым оно выпускается, а для нестандартного — основные размеры и номера чертежей, по которым оно должно быть изготовлено.

В экспликации трубопроводов содержатся сведения о наименовании, рабочих и максимально возможных параметрах перекачиваемой среды, необходимости изоляции и обогрева, числе пат ровых и водяных спутников.

При проектировании небольших объектов экспликации аппаратов и трубопроводов наносят непосредственно на схему.

3.4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАНИЯ СМЕЖНЫМ СПЕЦИАЛИСТАМ

В разработке проекта технологической установки принимают участие проектировщики различных специальностей — монтажники, теплотехники, электротехники, строители, специалисты по водоснабжению и .канализации, отоплению и вентиляции, автоматизации технологических процессов, конструкторы нестандартного оборудования, сметчики. Работа большинства этих специалистов над проектом начинается после получения заданий от проектировщиков-технологов. Ниже приводится перечень сведений, которые инженер-технолог выдает представителям смежных специальностей в виде технологических заданий.

Монтажное задание. Специалисты по монтажному проектированию получают задание от технологов в виде технологической схемы, на которой указывается все оборудование, а при необходимости и относительное повысотное расположение оборудования или рекомендуемые отметки для размещения отдельных аппаратов. На схему наносятся характеристики трубопроводов (диаметр, рабочие и максимально возможные давления и температуры), все запорные устройства (задвижки, краны, вентили), первичные контрольно-измерительные приборы (клапаны, диафрагмы, счетчики и др.). К схеме прикладываются экспликации аппаратов, оборудования и трубопроводов. Технологи также определяют категорию производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности в соответствии со СНиП П-90—81 «Производственные здания промышленных предприятий. Нормы проектирования».

На основании технологического задания разрабатывается компоновка оборудования и монтажные чертежи.

Задание на теплоснабжение. В задании на теплоснабжение содержатся следующие сведения: наименование тешюпотребляющего оборудования; число единиц каждого вида этого оборудования и число часов работы оборудования; наименование рекомендуемого теплоносителя и требуемые его параметры (давление и температура); максимальный и средний часовые расходы теплоносителя на единицу оборудования. В заданий также содержатся сведения о суммарном расходе теплоносителя с учетом коэффициента одновременности, о параметрах продукта в тешюпотреб-ляющем аппарате. Очень важна информация о возможности возврата конденсата и о- том, каким продуктом может быть загрязнен конденсат.

Задание на электроснабжение. Готовя Задание специалистам по проектированию электроснабжения, инженер-технолог прежде всего определяет характеристики механизмов с электрическим приводом — насосов, компрессоров, аппаратов с перемешивающими устройствами, аппаратов воздушного охлаждения и т. д. Рассчитывается потребная мощность на валу двигателя N, а затем по N устанавливается рекомендуемая мощность двигателя N3.

Большинство приводных механизмов поставляется комплектно с электродвигателями поэтому в задании на электроснабжение кроме значений N и N_Э необходимо указывать данные о том, какой из комплектуемых с механизмом двигателей рекомендуется для применения.

Для разработки электротехнической части проекта важное значение имеет информация об условиях эксплуатации электрооборудования. Поэтому в задании на электроснабжение технолог обязательно указывает особенности окружающей среды (нормальная, пожароопасная, взрывоопасная, коррозионная, жаркая, пыльная, влажная, сырая), а также приводит характеристику помещений, в которых будет размещено электрооборудование в соответствии с «Правилами устройства электроустановок (ПУЭ)». Следует, в частности, определить, имеются ли в помещении взрывоопасные или пожароопасные зоны, указать к какому классу относятся эти зоны. Необходимо также привести сведения о том, могут ли образоваться при эксплуатации оборудования взрывоопасные смеси газов и паров с воздухом и установить, к какой категории и группе относятся взрывоопасные смеси газов и паров. В зависимости от класса и группы выбирается соответствующее электрооборудование.

Классификация взрывоопасных и пожароопасных зон приводится в «Правилах устройства электроустановок (ПУЭ)». Распределение взрывоопасных смесей по категориям и группам содержится в ПУЭ и «Правилах изготовления взрывоопасного и рудничного оборудования (ПИВРЭ)». Для веществ, которые отсутствуют в ПУЭ и ПИВРЭ, категории и группы устанавливаются Всесоюзным научно-исследовательским институтом взрывоза-щищенного и рудничного оборудования (ВНИИВЭ).

Исходя из требований технологического процесса и предполагаемых условий эксплуатации, технолог в задании на электроснабжение определяет также требуемую категорию надежности электроснабжения (см. гл. 7). Кроме того, в задание на электроснабжение включают сведения о необходимости самозапуска двигателей и автоматического включения резерва.

Задание на водоснабжение и канализацию. В этом задании приводятся сведения о потреблении воды на охлаждение аппа­ратов и сбросе стоков в канализацию. Задание содержит харак­теристику охлаждаемых продуктов, сведения о давлении продук­тов, расходе и температуре холодной и горячей (вышедшей' из холодильника) воды. Специалист-технолог указывает, из какой си­стемы оборотного водоснабжения должна подаваться охлаждаю­щая вода. Характеристика систем водоснабжения современных НПЗ и НХЗ дана в гл. 7. В задании указывается также потреб­ность проектируемого производства в свежей воде. Следует иметь в виду, что использование свежей воды для технологических нужд допускается в исключительных случаях. Ранее свежую воду при­меняли на некоторых установках (например, газофракционирую-щих) для того, чтобы добиться более глубокого охлаждения про­дуктов. В дальнейшем вместо свежей воды стали использовать системы охлаждения с циркулирующими хладагентами.

Для проектирования канализационных систем технолог сооб­щает часовой, суточный и годовой расход стоков по каждому ис­точнику, предполагаемое давление, с которым будут удаляться эти стоки, и характеристику загрязнений. Технолог приводит в задании также свои соображения о том, в дакую систему кана­лизации должен быть направлен тот или иной сток. Эти сообра­жения затем критически рассматриваются специалистами по про­ектированию водоснабжения и канализации. Следует подчеркнуть особую важность приведенных в задании сведений о составе за­грязнений. Достоверность этих сведений позволит правильно вы­брать направления сброса стоков, запроектировать рациональ­ные системы водоснабжения и канализации. Характеристика си­стем канализации современных НПЗ и НХЗ дана в гл. 8.

В задании приводится также информация о необходимости бесперебойной подачи воды и последствиях внезапного прекра­щения ее подачи, о возможности загрязнения сбрасываемой го­рячей оборотной воды при неисправной технологической аппара­туре, а также о том, в каких помещениях следует предусмотреть смыв полов. В этом же задании сообщаются сведения, необходи­мые для проектирования систем обеспечения водой производст­венного персонала: численность работающих по сменам (в том числе, работающих в горячих помещениях); численность пользу­ющихся душем по сменам (в том числе, занятых на работах, ко­торые связаны с выделением пыли, влаги или с обработкой ядо­витых материалов); место размещения аварийных душей.

Задание на проектирование отопления и вентиляции (ОиВ).

Это задание выдается обычно после того, как разработана компо­новка установки и определен перечень зданий. В задании на ОиВ содержатся следующие сведения: класс взрыво- или пожаро­опасное™ помещения; категория и группа взрывоопасной смеси по ПУЭ; характеристика вредностей, сопутствующих технологиче­скому процессу (наличие газов, избыточной теплоты, пыли, влаги, химический состав парогазовых смесей); данные об источниках 'выделения вредностей; площадь и температура поверхностей ап­паратов и оборудования; площадь открытых поверхностей; вид тепловой изоляции оборудования (от ожогов, от теплопотерь).

В задании на проектирование ОиВ указывается, нуждаются ли помещения в устройстве дежурного отопления, приводится инфор­мация о том, будет ли производственный персонал, постоянно или периодически находиться в производственном помещении, преду­сматривается ли работа оборудования в автоматическом режиме (без персонала). Для того чтобы правильно определить тепловы­деления от электрооборудования и запроектировать необходимую вентиляцию, к заданию на ОиВ целесообразно прикладывать ко­пию задания на электроснабжение.

В тех случаях, когда по условиям технологического процесса для предотвращения вредных выделений следует предусматривать местные отсосы от аппаратов, насосов, компрессоров и другого оборудования, в -задании на ОиВ это оговаривается особо и при­водится характеристика того продукта, который предполагается удалять.

Задание на контроль и автоматизацию процесса. Отличитель­ной особенностью современной технологии переработки нефти яв­ляется высокая степень автоматизации всех процессов. Поэтому разработка технологической схемы тесно связана с выбором ме­тодов контроля и регулирования производственных процессов. Ос­новными регулируемыми параметрами технологических процес­сов являются температура, давление, расход жидкости или газа, .уровень жидкости в сосуде, вязкость, углеводородный или фрак­ционный состав продуктов. Объектами, в которых поддерживают­ся перечисленные параметры, служат ректификационные колонны, теплообменники, емкости, газосепараторы, трубчатые печи, насо­сы, компрессоры. Для автоматического управления процессами применяются различные схемы, однако в основном они состоят из сравнительно небольшого числа элементов, которые повторяют­ся в различных комбинациях.

Выбрав оптимальные схемы регулирования технологического процесса и определив необходимость тех или иных блокировок, технолог выдает задание на проектирование контроля и автома­тизации процесса. В состав задания входят технологическая схе­ма с указанием точек контроля и регулирования параметров, а также основные данные для выбора и расчета средств автомати­зации, таблица блокировок и предупредительной сигнализации. В задании указывается, какие функции — регулирования или

ТАБЛИЦА 3.3. Перечень данных, которые необходимы

Параметры, давление, МПа и кгс/см! - i

с, расход Регулируемый параметр; о «о изксималь-„ 5 S m насыщен- Ј:° ный, нор-наименование прибора „ 3- 1 5 н"х паров &„- мальныЪ v s я при рабо- о.я , и мнни-о 5 3 ч я чей тем- с в мальный. S я оо* пературе so м>/ч

О. 5 et с С F* С. .

«

Расход: жидкости + + — — — -1- - + газа +4- — — — + + водяного пара' + + — — — + +* Уровень + + — — — + — •Давление + + — — . — + ' . — ' Температура 4 + — - — — + — Регулирующий клапан: на жидкости • — — + + + + + на газе — — + -f — + + на водяном паре — ' — + + — +. + *

Приборы качества ига-+ + — — — + — . зоанализаторы

* Приводится в кг/ч.

для выбора и расчета средств автоматизации

которые следует приводить в задании плотность, кг/м'

уровень , вязкость максималь- g при рабо- коэффи-• -ный, нор- j 2о°с сухого при чих уело- Ј циент ч , •мальный. SB прилю „за (или давлениях виях, gj» сжимае S 5 и мини- «Ј и рабочем сухой до и после Па-си § ' сжимае мальный ,о давлении части газа) клапана кгс-с/м> S а мости, % „ „ а.5 при 2j°C gg g§

С >» N . И Еч С Ч

— — - + . — - + 4- + — + _ _ _ + _]_ _

„+"+-+ — — — — —

1—1 "т" ^~— ~~~ т* """* ^~~ ~~~"

• — + ___' + + _ _

только измерения параметров среды — должен выполнять тот или иной прибор, требуется ли дистанционное управление прибором и автоматическая запись показаний, необходима ли подача свето­вого и звукового (или одного из них) сигналов об отклонениях показаний от заданных норм. В тех случаях, когда в схему вклю­чаются приборы для регулирования или измерения уровня, сле­дует приводить значения максимальной, средней или минимальной величины уровня, оговаривать необходимость подачи сигнала о достижении максимального и минимального уровней.

Для того чтобы специалист по КИПиА мог произвести расче­ты и выбор приборов, он должен располагать информацией о свойствах и параметрах эксплуатации регулируемых сред. Пере­чень необходимых параметров, которые приводятся в технологи­ческом задании на КИПиА, содержится в табл. 3.3.

Весьма эффективным оказался способ выдачи заданий по КИПиА в форме технологической схемы с наклейными на ней бланками основных данных. Технолог должен также указать, ка­кой тип клапана (нормально открытый или нормально закрытый) следует устанавливать.

Перечень необходимых блокировок и устройств предупреди­тельной сигнализации выдается по форме, приведенной ниже:

Значения тех-

"моамет^Г Перечень опера- * Место Назначе-Контролируе- параметров . ^Д^ С01[бЈа_ а. vc'TaHc0 °ки ние техно- „

а мый техноло- вэнии защитной § сигнали- логической я g гический = , блокировки и их ш зирующей сигнал „" " 5 » я ~ последователь- к аппара- зации и щ о параметр gg |S ность я о TypЈ, блоки- я

1 feg §§ а в Р°вки | JzJ ипюсь Юм С

Задание на проектирование нестандартного оборудования или изменение нормализованного оборудования выдается, как прави­ло, в виде эскиза, на котором указывается: назначение и конфи­гурация аппарата; его габаритные размеры; диаметр штуцеров, их назначение и привязка по высоте; характеристика среды (ток­сичность, взрывоопасность, коррозионность); рабочее и расчетное давления; максимальная и минимальная температуры; конструк­ция, габаритные размеры и привязка внутренних устройств (та­релок в ректификационных колоннах, отбойников в сепараторах и т. д.); требования по изоляции оборудования.

В задании необходимо также привести сведения о минималь­ной температуре окружающего воздуха и о том, может ли проек­тируемый аппарат принять температуру окружающего воздуха.

В составлении задания принимают участие специалисты по "монтажу оборудования, которые уточняют повысотные привяз­ки штуцеров и внутренних устройств, и специалисты по КИПиА, которые наносят на эскиз сведения о бобышках для установки приборов контроля и автоматизации. Проектирование нестандарт­ного оборудования для НПЗ и НХЗ осуществляется институтами Министерства химического и нефтяного машиностроения СССР или конструкторскими отделами проектных институтов Миннеф-техимпрома СССР. Как правило, институты Минхимнефтемаша СССР разрабатывают проекты сложных аппаратов — реакторов, ректификационных колонн, теплообменников.

Задание на проектирование нестандартного оборудования пе­ред его выдачей подлежит обязательному согласованию с отде­лами проектирования комплектного оборудования (ОПК.О) ВНИИНефтемаша и НИИХиммаша.

Задание на молниезащиту. Для предохранения и защиты объ­ектов и сооружений НПЗ и НХЗ от прямых ударов и вторичного воздействия молнии, в результате которых может произойти раз­рушение сооружений, загорание и взрыв находящихся в них го­рючих и взрывоопасных веществ, служат устройства молниезащи-ты. Эти устройства разрабатываются в электротехнической части проекта на основании заданий, выдаваемых технологами (по ап­паратуре и оборудованию) и монтажниками (по зданиям и соору­жениям). В технологическом задании приводятся следующие све­дения об аппаратах, которые нуждаются в молниезащите: вмес-лтимость (в м3); материал стен и покрытия; толщина стального покрытия; наличие дыхательных или газоотводных труб с огне-преградителем и без огнепреградителя; давление в аппаратах; отметка верха дыхательной трубки аппарата; наименование про­дукта и его плотность; категория и группа взрывоопасной смеси, находящейся в аппарате, по ПУЭ.

Задание на теплоизоляцию. Для выдачи заданий на изоляцию аппаратуры и трубопроводов могут использоваться экспликации аппаратов и трубопроводов, а также выполненные проектировщи­ками-монтажниками спецификации трубопроводов по участкам. В заданиях указывается, с какой целью предусматривается изо­ляция аппаратов и трубопроводов — для предотвращения теп-лопотерь, для защиты от тепловых ожогов или обморожения, вызываемого пониженной температурой в апп'арате или трубопро­воде.

Задание на составление смет. Для определения стоимости обо­рудования технологи выдают специалистам по расчету смет специ­фикации аппаратуры и оборудования. В технологическом задании содержатся также сведения о величине первой загрузки катализа­торов, реагентов и материалов, данные о необходимости приобре- • "тения инвентаря.

Задание на составление технико-экономической части. В это задание включаются: сводный товарный баланс завода или уста-

новки, сведения о качестве товарной продукции, данные о расходе реагентов, катализаторов, адсорбентов, сжатого воздуха, азота, водорода, холода. Смежные специалисты выдают данные о потреб­лении воды, тепловой и электрической энергии. При проектирова­нии комбинированных установок балансы и расходные показатели следует выдавать по секциям.

Прочие технологические задания. Помимо описанных выше за­даний проектировщики-технологи"сообщают смежным специалис­там-сведения о санитарной классификации производств (с целью правильного выбора бытовых помещений), о необходимом объеме средств связи, радиофикации и часофикации. При разработке про­ектов заводов технолог выдает специалисту-генпланисту перечень технологических объектов для их размещения на генплане.

3.5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБВЯЗКИ ОБОРУДОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДАМИ

Выше был приведец перечень основных технологических узлов, из которых состоит схема современной установки на НПЗ и НХЗ. Далее рассматриваются основные принципы разработки этих узлов.

Ректификационная колонна. Применяемые на НПЗ и НХЗ рек­тификационные -колонны классифицируются по технологическому назначению (стабилизационные, отпарные и т. п.), давлению (ра­ботающие под давлением, атмосферные, вакуумные), способу осу­ществления контакта между паром и жидкостью (тарельчатые, на-садочные), числу продуктов, получаемых при разделении смесей (простые, если это число равно 2, и сложные, если оно больше 2).

Для обеспечения эффективного проведения процесса ректифи­кации необходимо, чтобы с верха колонны на нижележащие тарел­ки непрерывно стекала жидкость (флегма), а с низа колонны вверх поднимались пары. Поэтому часть ректификата после кон­денсации возвращается в колонну в виде орошения, а часть остат­ка подогревается в выносном подогревателе и возвращается в ко­лонну в виде паровой или парожидкостной струи.

При проектировании обвязки верхней части колонн использу-ю'тся схемы полной, неполной и парциальной конденсации паров. В качестве конденсаторов применяют аппараты воздушного охлаж­дения или кожухотрубчатые холодильники, а для сбора дистилля­та — горизонтальные или вертикальные емкости и сепараторы. Для поддержания в колоннах постоянного давления служат схемы ре­гулирования: 1) с установкой регулирующего клапана на основ­ном потоке; 2) изменением угла поворота лопастей вентилятора АВО; 3) изменением числа оборотов электродвигателя вентилятора АВО; 4) изменением расхода оборотной воды в кожухотрубчатый конденсатор-холодильник. При неполной конденсации обычно при­меняются схемы регулирования давления сбросом неконденсирую­щихся газов, из емкости орошения в топливную сеть.

Р- Для случаев, когда необходимо строго обеспечивать какой-ли-РЬбо параметр качества верхнего продукта колонны, применяются ргсхемы регулирования подачи орошения в зависимости от темпера-f: туры или собственно параметра качества (вязкости, фракционного

* .состава, плотности и т. д.) на какой-либо из тарелок верхней части

* колонны (так называемой контрольной тарелке). Если подача теп-i лоты в колонну регулируется в зависимости от температуры низа : колонны, при обвязке верхне- части предусматривается стабилиза-; ция подачи орошения.

" Если верхний продукт из емкости орошения направляется в ре-! зервуары или промежуточную емкость, то регулирование уровня -в емкости орошения осуществляется изменением количества отка-'" чиваемого продукта. В тех случаях, когда верхний продукт из ем­кости орошения подается непосредственно в процесс (печь, колон­ну и т. д.), используется схема постоянства подачи продукта с кор-' рекцией от уровня в емкости. х

Для создания парового потока в нижней части колонн приме-> няются испарители с паровым пространством и без парового про-_ странства, вертикальные и горизонтальные термосифонные испари-: тели, трубчатые печи. Преимущества испарителей с паровым пространством состоят в следующем: они имеют высокий коэффи-. циент испарения (до 0,8), могут применяться в случаях использова­ния для обогрева загрязненных теплоносителей и теплоносителей, имеющих высокое (>1,6 МПа) давление, представляют собой до-, полнительную теоретическую ректификационную тарелку. Недо--статки этого вида испарителей — высокая стоимость и гро­моздкость. -^ --

Преимуществами термосифонных испарителей являются их'низ-

* кая стоимость и простота обвязки; недостатки этих аппаратов — „""необходимость тщательно определять при проектировании гидрав­лическое сопротивление системы и следить за ним в процессе экс­плуатации, невысокий (до 0,3) коэффициент испарения. Горизон­тальные термосифонные испарители несколько дороже вертикаль­ных, но могут применяться при использовании загрязненных теп­лоносителей, а также в тех случаях, когда необходимы большие

:-• поверхности теплообмена,.

Если количество теплоты, подаваемое в низ колонны должно быть постоянным, а нижний продукт откачивается с установки, применяются схемы контроля и регулирования, включающие ста­билизацию подачи греющего агента в испаритель и регулирование уровня в испарителе или колонне изменением количества откачи-

" ваемого продукта. Когда необходимо регулировать подачу тепло­ты в колонну в зависимости от температуры на контрольной та­релке, применяются схемы регулирования, в которых изменяется количество подаваемого в испаритель теплоносителя. Рекоменду­ются также схемы регулирования подачи теплоносителя в испари-

; тель в зависимости от параметров качества.нижнего продукта.

I Как пример, на рис. 3.3 изображены некоторые схемы обвязки

;• верхней и нижней части колонн.

Рис. 3.3. Схемы обвязки верхней (а, б) и нижней

а — с полной конденсацией паров в АВО зигзагообразного типа; б—с неполной кон-

с паровым пространством; г — с вертнкаль-

К — колонна; ХК — конденсатор-хелодильник; Т — испаритель, кипятильник; Я—насос.

ние; 4 — остаток в парк- или на дальнейшую переработку; 5 — вход сырья; 6 — пар на

10 — вход и выход воды; // — откачка или дренаж; 12 — теплоноситель;

Ш, "г) частей ректификационных колонн:

ВМёацвей паров в кожухотрубчатом конденсаторе-холодильнике; в —в испарителем •pW термоснфонныи кипятильником.

Д|* дистиллят в парк; 2 — газ на факел; 3 — газ в топливную сеть или на компримирова-ЯВОПарку; 7 — пар или инертный газ на ремонтные цели; 8^* выход воды; 3 «> воздушник! Ш— пар в кипятильник: 14 — конденсат.

При разработке технологической схемы рекомендуется преду­сматривать несколько вводов сырья в колонну, поскольку в про­цессе эксплуатации это позволит учесть колебания состава сырья и компенсировать неточности расчета.

Трубчатая печь. На НПЗ и НХЗ с помощью трубчатых печей технологическим потокам сообщается теплота, необходимая для проведения процесса. Трубчатые печи условно разделяются на ре­акторные, подогревательные и рибойлерные. В реакторных печах (установки термического крекинга, пиролиза) осуществляются процессы превращения углеводородов под влиянием высоких тем­ператур. В подогревательных печах сырье нагревается до опреде­ленной температуры перед подачей в реактор (установки катали­тического крекинга и риформинга, изомеризации, дегидрирования и др.), ректификационную колонну (установки первичной перегон­ки) или другой аппарат. Рибойлерные печи выполняют функции . кипятильника (рибойлера) ректификационных колонн — в эти печи сырье поступает с низа колонн и после нагрева возвра­щается в виде паров или парожидкостной смеси обратно в ко­лонны. . .

Обвязка трубчатой печи зависит от ее конструкции. Сущест­вуют различные конструкции печей, отличающиеся способом пере­дачи теплоты (радиантные, конвекционные, радиантно-конвекци-онные), количеством топочных камер, способом сжигания топлива (с пламенным и беспламенным горением), числом потоков нагре­ваемого сырья, формой камеры сгорания (цилиндрические, короб­чатые и др.), расположением труб змеевика (горизонтальным или вертикальным).

При обвязке печей необходимо предусматривать откачку и оп-рессовку змеевиков, схемы циркуляции жидкого топлива, пропарку печей, .подключение пара для ремонтных нужд, паровую защиту печей на случай пожара. Регулирование температуры продукта на выходе из печи может осуществляться изменением подачи жид­кого и газообразного топлива. Проекты обвязки печей включают также схемы обвязки горелок, которые зависят от типа применяе­мой горелки.

На рис. 3.4 приведена схема обвязки трубчатой узкокамерно^ печи радиантно-конвективного типа с вертикально-факельным сжи­ганием топлива, горизонтальным расположением труб и верхним отводом дымовых газов. Топливо в эту печь подается эмульсион-но-вихревыми комбинированными горелками ГЭВК-500.

Насосы. В нефтеперерабатывающей и нефтехимической про-мышленности применяются насосы различных типов: лопаст­ные (центробежные и осевые), вихревые и объемные (поршне' вые, плунжерные, шестеренчатые, винтовые, пластинчатые). В ка­честве привода в большинстве, случаев используется электродви­гатель, а в отдельных случаях — паровая турбина.

При проектировании обвязки насосов следует учитывать сле­дующие требования:

Рис. 3.4. Схема обвязки трубчатой узкокамерной печи радиантно-конвективно-го типа:

>—продукт в печь; 2 — продукт из печи; 3 — сброс на факел; 4 — сброс на свечу 5 — Топливный газ; 6 — топливный газ к пилотным горелкам печи; 7 — жидкое топливо; •Ј•—возврат жидкого топлива; 9 — возврат топлива от горелок; 10 — инертный газ' •II — пар для наружного паротушения; 12 — пар в дымоходы; 13 — пар на продувку Ямеевика; 14 — па.р в камеру сгорания; 15 — пар к горелкам печи; /5 —пар в змеевик "Жечи; 17 — пар в печь.

J 1) обвязка насоса основными и вспомогательными трубопрово­дами должны обеспечивать удобство и безопасность обслужива-;-$ия, возможность демонтажа Отключенного насоса; I. 2) для уменьшения гидравлических потерь во всасывающем ^трубопроводе его следует прокладывать по возможности более ко-|ютким, избегая резких сужений, большого числа поворотов и т. д.; Йужно расчетным путем определить минимально допустимую вы-' ipty столба жидкости на приеме насоса;

|- 3) для предотвращения поломок насоса в пусковой период не-|Ё»бходимо предусматривать временные фильтры во, всасывающей Линии:

4) в обвязку центробежных насосов необходимо включать об­ратный клапан, устанавливаемый между нагнетательным патруб­ком и задвижкой; клапан защищае.т рабочее колесо насоса от гидравлического удара при остановке насоса; для возможности пуска насоса нужно предусматривать байпасирование обратного клапана;

5) в обвязке поршневых и плунжерных насосов предусматри­ваются предохранительные клапаны между нагревательным пат­рубком и отключающей задвижкой; сброс от клапана направля­ется во всасывающий трубопровод;

6) в обвязке вихревых насосов предусматривается байпасная -линия (с нагнетания во всасывающую линию), которая использует­ся как в пусковой период, так и при нормальной эксплуатации;

7) к площадкам, где устанавливаются насосы, подводятся тру­бопроводы пара, инертного газа, сжатого воздуха для прогрева и продувки насосов и трубопроводов; непосредственно к насосу эти агенты подводятся с помощью гибких шлангов или съемных участ­ков, присоединяемых к специальным штуцерам.

При остановке насосов для осмотра или ремонта их следует освободить от продукта. Проектом должен быть предусмотрен сброс дренируемых продуктов в специальные емкости (для легко­воспламеняющихся, горючих и токсичных жидкостей) или в кана­лизацию. Если насосами перекачиваются едкие жидкости, необхо­димо после опорожнения промыть насосы водой или нейтрали­зующим агентом.

Особое внимание нужно уделять предотвращению выхода на­сосов из строя из-за отсутствия жидкости во всасывающем тру­бопроводе. На емкостях и прочих аппаратах, из которых жидкость забирается насосом, устанавливают регуляторы уровня и незави­симые от них сигнализаторы минимального уровня. Если этого тре­бует инструкция по эксплуатации насосов, то предусматривается автоматическая остановка насоса при достижении минимального уровня.

Наиболее часто применяются на НПЗ и НХЗ центробежные насосы с электродвигателями. В цехах и на технологических установках насосы, как правило, устанавливаются вне помещения; в общезаводском хозяйстве более распространены закрытые на­сосные. При размещении насосов на открытых площадках (под навесами, этажерками, эстакадами) должны быть учтены требо­вания ОСТ 26-1141—74.

Наиболее распространенные схемы обвязки насосов приведены на рис. 3.5.

Поскольку средний и капитальный ремонты насосов в холодное время года проводятся только в ремонтных цехах и мастерских, в открытых насосных предусматривается обязательное резерви­рование рабочих насосов. В резервных насосах необходимо под­держивать температуру, близкую к температуре перекачиваемого Продукта. С этой целью организуется непрерывная циркуляция че­рез резервный насос части продукта: если задвижки на всасываю-

' Рис. 3.5. Схемы обвязки насосов:

а—пропариваемые; б— продуваемые инертным газом; в — продуваемые в пропариваемые; г — продуваемые и промываемые;

/ — пар; 2 — инертный газ; 3 — вода; 4 — дренаж нефтепродукта; 5 — сброс в промкана-лизацню.

'. щей и нагнетательной линиях резервного насоса частично приот-

, крыты, а вентиль на байпасе обратного клапана открыт полностью,

, то часть жидкости будет циркулировать через резервный насос в направлении от линии нагнетания к линии всасывания.

' Все большее распространение получают на НПЗ и НХЗ герме­тичные электронасосы типов ЦГ, ХГ, ХГВ. Так как номенклатура

t и схемы обвязки этих насосов постоянно совершенствуются, при проектировании следует строго .руководствоваться паспортной до-

^ кументацией выбранного насоса.

Узел компримирования. На НПЗ и НХЗ используются компрес­соры следующих типов: поршневые (односторонние, оппозитные, угловые, вертикальные), роторные (винтовые, пластинчатые) и

'Центробежные (турбокомпрессоры). В состав узла компримирова-

• ния входят: сепаратор на приеме компрессора, собственно ком-s прессор, холодильники газа (межступенчатые, если компрессор

• имеет несколько ступеней сжатия, и концевой), маслоотделители, масляные насосы, холодильники и сборники масла. С основным

; производством компрессор связан всасывающим и нагнетатель-

• ным газопроводами и рядом вспомогательных трубопроводов. Кро-, ме того, в узле компримирования имеется ряд внутренних трубо-:•, проводов: система водяного охлаждения и смазки цилиндров,

продувочные линии и трубопроводы для аварийного перепуска и ; сброса. Обвязка компрессоров основными и вспомогательными тру-. I бопроводами осуществляется в соответствии с рекомендациями •;; заводов-изготовителей.

'i Узел теплообменного аппарата. Теплообменные аппараты (теп-f* лообменники) классифицируются по характеру обменивающихся t теплотой сред. Теплообмен может происходить между двумя жид-1 кими средами, между паром (газом) и жидкостью, между двумя |f газовыми средами". По принципу действия теплообменники под-| разделяются на аппараты непосредственного смешения и аппараты | поверхностного типа. Наиболее часто используемые на НПЗ и Г НХЗ аппараты поверхностного' типа подразделяются по способу |'Компоновки в них теплообменной поверхности на следующие ви-^ДЫ: типа «труба в трубе»; кожухотрубчатые; пластинчатые; ап-риараты воздушного охлаждения.

Кожухотрубчатые теплообменники, получившие особенно широ­кое распространение в нефтеперерабатывающей и нефтехимичес­кой промышленности, делятся по конструктивным особенностям на аппараты: с неподвижными трубными решетками (тип Н), с тем­пературным компенсатором на кожухе (тип К), с плавающей го­ловкой.

Аппараты типа Н применяются, когда разность температур ко­жуха и труб не превышает 50°С, а аппараты типа К — в тех-слу-чаях, когда разность температур кожуха и труб не вызывает раз­ности в удлинении кожуха и труб более чем на 5 мм. В остальных случаях используют аппараты с плавающей головкой, которая слу­жит как для компенсации температурных удлинений, так и для облегчения чистки и разборки .теплообменников.

Трубы в ;кожухотрубчатых теплообменниках располагаются в решетке по вершинам квадратов и по вершинам треугольников. Теплообменные аппараты с расположением труб по вершинам тре­угольников при одном и том же диаметре кожуха имеют поверх­ность теплообмена на 10—15% выше. Однако чистка межтрубного пространства "в этом случае затруднена и для теплообменников, работающих на загрязненных средах, предпочтительнее аппараты с расположением труб по вершинам квадратов.

В некоторых конструкциях теплообменных аппаратов устанав­ливают трубки U-образного типа, оба конца которых разваль­цованы в одной трубной решетке. Эти аппараты применяются при работе на чистых средах.

В теплообменниках, предназначенных для утилизации тепло­ты отходящих продуктов, более загрязненные и склонные к поли­меризации и коксованию продукты направляют в трубное про­странство, так как оно более доступно для очистки: В трубное пространство вводят также агрессивные жидкости, поскольку при таком решении из коррозионностойких материалов изготавливают не весь аппарат, а лишь часть его (трубный пучок и крышку).

В теплообменных аппаратах, где происходит конденсация па­ров или испарение жидкости, вещество, меняющее агрегатное со­стояние, направляется в межтрубное пространство, а среда,' ко--торая агрегатного состояния не изменяет, — в трубное. Такое рас­пределение vпотоков учитывает, что коэффициент теплоотдачи от вещества, изменяющего агрегатное состояние, выше, чем от дви­жущегося, но не меняющего своего состояния. Направляя некон­денсирующиеся и неиспаряющиеся среды по трубам теплообмен­ника и увеличивая при этом число ходов в трубном пространстве, повышают скорость движения продукта, а следовательно, и коэф­фициент теплоотдачи. Необходимо также иметь в виду, что при конденсации и испарений гидравлическое сопротивление теплооб-менного аппарата обычно стремятся свести к минимуму, а поте­ри напора в межтрубном пространстве меньше, чем в трубном. Это обстоятельство рекомендуется учитывать при проектирова­нии установок, работающих при атмосферном давлении и под вакуумом.

Ряс. 3.6. Схемы обвязки теплообменников для случаев, когда расход охлаж­даемого продукта после теплообменника может быть переменным (а) или по-:,стоянным (б) и когда охлаждаемый продукт — двухфазная среда (в):

/ — продукт на охлаждение; 2 — продукт на нагрев; 3 — парожидкостной поток; 4 —• от-- Каяка; 5 — ремонтный штуцер: 6 — воздушник.

г

jgf- Как правило, в теплообменниках на НПЗ и НХЗ должен быть ^Обеспечен противоток теплообменивающихся сред. В противном млучае будет иметь место значительное снижение эффективности ^теплообмена.

р На одной из типовых установок гидроочистки дизельного топлива газо-йсырьевые теплообменники были обвязаны по прямоточной схеме. Эффектив-ЙЕЮСТЬ теплообмена ' была чрезвычайно низкой, поэтому не обеспечивалась РЭКобходимая температура подогрева- сырья перед подаЧбй в печь (она была р||иже проектной на 30—40°С). Только после переобвязки теплообменников на it иротивоточную схему удалось достичь проектных показателей как по тем-1"йературе подогрева сырья, так и по мощности установки.

•» Подвод жидких продуктов следует осуществлять через нижние I штуцеры, а вывод — через верхние. Такое решение обеспечивает : полное заполнение жидкостью трубного и ^межтрубного про-' странств. Если выполнить это требование невозможно, то на отво-?дящих трубопроводах предусматривают гидравлические затворы ;в виде вертикальных петель («утки»), которые препятствуют опо-I рожнению аппарата; в верхнюю часть петли врезается воздушник с вентилем.

Различные варианты обвязки теплообменников, отличающиеся схемами регулирования температуры, приведены на рис. 3.6.

Для сокращения потерь теплоты в окружающую среду тепло­обменники изолируют. В некоторых случаях изоляция предусмат­ривается для того, чтобы предотвратить ожог или обмораживание ' обслуживающего персонала.

Узел реактора. В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности применяются реакторы различных типов. Для ^проведения процессов в гомогенной газовой фазе (термический ;,крекинг, пиролиз) служат реакторы, представляющие собой змее-s-вики трубчатых печей. В гомогенной жидкой фазе протекают | процессы гидролиза и некоторые конденсационные процессы, для

Рис. 3.7. Схема обвязки реактора гидроочистки масел:

1 — сырье в печь; 2 — сырье й"з печи; 3 — гидрогенизат; 4 — инертный газ; 5 — водяной пар; 6 — воздух; 7 -г~ газы регенерации в дымовую трубу; S — отбор газа; 9 — отбор жид­кости; 10 -~ охлаждающая вода; // — дренаж.

их проведения используются реакторы смешения и трубчатые реакторы вытеснения.

Широкое распространение на НПЗ и НХЗ получили процессы, которые проводятся в системе газ — твердый катализатор (катали­тический риформинг, гидроочистка дистиллятов, синтез углеводо­родов из СО и Нг, дегидрирование этилбензола и др.).

На рис; 3.7 показана обвязка реактора гидроочистки масел и парафина. В реакторе имеется стационарный слой катализато­ра, сырье из печи подается в реактор восходящим потоком. Про­ектом предусмотрена паровоздушная регенерация катализатора.

Обвязка реакторов технологическими трубопроводами в боль­шинстве случаев осуществляется без запорной арматуры.

3.6. КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ \

После разработки технологической схемы и выдачи технологи­ческих заданий начинается разработка компоновки — плана раз­мещения оборудования на территории установки. Компоновка яв­ляется результатом совместного труда проектировщиков различ­ных специальностей, однако решающее слово при этом принадле­жит монтажникам. В задачу монтажников входит поиск наиболее экономичных решений обвязки и системы трубопроводных комму­никаций, определение размеров площадей, необходимых для раз­мещения того или иного оборудования.

:* Для выбора оптимального варианта компоновки наиболее ^удобно использовать макетный (модельный) метод проектирова­ния. •

*•' Перед тем как приступить к компоновке изготавливают из де-1рёва или полистирола масштабные модели основного оборудова-;ния. Как правило, в проектном институте уже имеется набор на-?»более распространенных моделей оборудования и> приступая к •-работе над компоновкой, монтажник подбирает модели аналогов ^необходимого оборудования. Затем масштабные модели оборудо­вания расставляют на листе ватмана или миллиметровой бумаги, подбирая наиболее удачное расположение.

3.7. СОСТАВЛЕНИЕ ЗАКАЗНЫХ СПЕЦИФИКАЦИИ

.Одними из важнейших проектных документов являются заказ­ные спецификации на оборудование, изделия и материалы. За-•казные спецификации составляются каждым производственным от­делом проектного института отдельно по видам оборудования, .форма заказных спецификаций .включает следующие сведения о Заказываемом оборудовании:

Ј 1) номер позиции оборудования по технологической схеме и ууМесто его установки (в помещении, на открытой площадке и т. п.); Ф 2) наименование оборудования в соответствии с технической Документацией, по которой производится его поставка; технияес-|кая характеристика оборудования, приборов, арматуры и т. д. (ди-%метр, высота или длина, толщина стенки, вместимость, расчетные .^параметры — давление и температура; состав, взрывоопасность и Токсичность среды; наличие внутренней футеровки и тепловой изо­ляции; комплектность поставки с указанием комплектующего из-;делия и его характеристики; масса единицы изделия; другие допол-^нительные сведения);

3) марка оборудования (насоса, аппарата, прибора и т. д.) и обозначение технической документации (ГОСТ, ОСТ, ТУ, номер ГЧертежа, опросного листа и т, п.), по которой осуществляется по-,Становка этого оборудования; : - /-4) наименование завода-изготовителя;

Г 5) число единиц заказываемого оборудования и его масса; г 6) стоимость единицы и всего оборудования в целом. I Подготовленные спецификации детально рассматриваются и Согласовываются представителями ВНИИНефтемаша или ЕНИИХиммаша, а также специальными службами проектных орга­низаций, на которые возложены задачи контроля и информации Го серийно выпускаемом стандартном оборудовании. При рассмот­рении спецификаций согласующие органы проверяют правиль-шость выбора оборудования, устанавливают выпускается ли в дан-рый момент предлагаемое стандартное оборудование, возможно ли Ьзготовление заводами Министерства химического и нефтяного машиностроения предлагаемого нестандартного оборудования.

Одновременно со спецификациями на согласование представ­ляются полностью оформленные технические проекты нестандар­тизированного оборудования, опросные листы, технические форму­ляры, протоколы согласования и другая необходимая для заказа техническая документация. Опросные листы и технические форму­ляры выпускаются по формам, учитывающим требования заводов-' изготовителей или научно-исследовательских организаций машино­строительных министерств. Протоколам согласования, техническим формулярам и опросным листам присваиваются соответствующие номера, которые записываются в заказных спецификациях (в гра­фе, где указывается марка оборудования).

Все заказываемое для НПЗ и НХЗ оборудование подраздели-' ется на стандартное (типовое), нестандартнре (нетиповое) и не­стандартизированное. Стандартное оборудование серийно изготав­ливается по ГОСТ, ОСТ, каталогам и другим нормативно-техни­ческим документам. Нестандартное оборудование изготавливается МинхиТимашем или другими министерствами в счет фондов на со­ответствующие виды оборудования, с отклонением от нормализо­ванных типоразмеров. К нестандартному оборудованию относятся, в частности, аппараты колонного типа с нормализованными или стандартными массообменными устройствами, емкостная аппара­тура, с отличиями, от стандартов. Нестандартизированное оборудо­вание не имеет отраслевой принадлежности и изготавливается в индивидуальном порядке промышленными предприятиями или строительно-монтажными организациями.

3.8. ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ И ОФОРМЛЕНИЯ ЗАЯВОК НА РАЗРАБОТКУ НОВЫХ ВИДОВ ОБОРУДОВАНИЯ

В тех случаях, когда в стандартах, каталогах,, номенклатурах заводов-изготовителей отсутствует оборудование, необходимое для .осуществления технологического процесса, выдается заявка на разработку и освоение нового вида, оборудования. В заявку вклю­чаются следующие сведения: назначение продукции; предполага­емый ее разработчик; ориентировочная потребность в заказывае­мой продукции на пять лет (по годам) с начала промышленного "производства; срок выполнения заявки, включая данные о дате 'изготовления опытного образца и начала промышленного про­изводства; источник финансирования разработки; предприятие-за­казчик изделия; лимитная цена.

' Приложением к заявке являются исходные требования (опрос­ные листы) на создание новой техники, расчет экономического эф­фекта от внедрения данного вида оборудования и расчет лимитной цены. В исходных требованиях содержатся сведения о парамет­рах эксплуатации нового оборудования, условиях его ремонта, транспортировки и хранения, а также данцые об аналогичных из­делиях, выпускаемых за границей. Для наиболее распространен­ных видов химического оборудования институтами Минхиммаша разработаны формы опросных листов, которые после заполнения

^рредставляются с заявкой в качестве приложения взамен-исход-' ~ ных* требований.

Расчет экономического эффекта от внедрения вновь разрабаты-^-ваемого оборудования проводится проектной организацией, состав-Тляюшей заявку. Для расчета могут быть использованы «Методи-Ц ческие указания по определению экономической эф фиктивности •; использования новой техники, изобретений и рационализаторских «"предложений в химическом и нефтяном машиностроении». :\ Лимитная цена необходима для того, чтобы разработчик обо-* рудрвания мог определить экономическую целесообразность про-', ектирования нового изделия путем сравнения лимитной цены с той', •^которая определяется при прорктировании оборудования. ;, Ј Лимитную цену рассчитывает проектная организация — заказ-.' чнк нового вида оборудования, руководствуясь «Методикой опре-/ деления оптовых цен на новую продукцию производственно-тех-" нического назначения». Заявка подписывается одним из руководи­телей Всесоюзного промышленного объединения, являющегося за-""-казчиком нового оборудования, и согласовывается с Минмонтаж-х спёцстроем СССР. Затем подписанная заявка через Управление ^оборудования министерства-заказчика передается в, Техническое >•" управление министерства-изготовителя оборудования (при проек­тировании оборудования для НПЗ и НХЗ таким министерством, , как правило, является Министерство химического и нефтяного ма-ршиностроёния СССР). Рассмотренные Техническим' управлением " заявки через отраслевое объединение или управление передаются ' на заключение предполагаемым разработчикам и изготовителям ^"нового вида оборудования. После получения заключения от раз-'.-работчика и изготовителя оборудования всесоюзное промышлен-SjHoe объединение или управление —разработчик новой техникипри-^'йимает решение об. её изготовлении и сообщает о своем решении ?';министерству-заказчику. Заявки на разработку и освоение новой ^техники должны передаваться министерству-разработчику не позд-4 нее 1 мая того года, который предшествует планируемому началу |, разработки.

3.9. ПОРЯДОК ПРИМЕНЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ, СОДЕРЖАЩЕГО ДЕФИЦИТНЫЕ МЕТАЛЛЫ

В целях экономии легированных сталей и цветных металлов для применения оборудования, материалов, кабельных изделий, содержащих нержавеющие,, конструкционные и инструментальные .стали и остродефицитные цветные металлы (никель, вольфрам, '. молибден, кобальт, медь, олово, свинец, цинк) необходимо полу­чить разрешение Межведомственной комиссии при Госснабе СССР (МВК). Материалы для получения разрешения МВК выполняются .на .стадии рабочей документации и представляются в виде сбор-•ников по производствам, пусковым комплексам и очередям строи­тельства. Сборники оформляются отдельно на оборудование и тру­бопроводы и отдельно на кабельные изделия. В состав сборника

документации входят пояснительная записка,, обосновывающие до­кументы и сводные ведомости по кабельным изделиям или обору­дованию и трубопроводам.

• В решении МВК, наряду с согласованием, содержатся рекомен­дации по замене дефицитных металлов и путям сокращения их использования. По результатам решения МВК автор проекта дол­жен внести изменения в проектную документацию.

Г л а в а 4

ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РАСЧЕТА АППАРАТУРЫ И ОБОРУДОВАНИЯ

4.1. РАСЧЕТ РЕАКТОРОВ

В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленнос­ти преимущественно используются реакторы непрерывного дейст­вия. Реакторы периодического действия "применяются для мало­тоннажных процессов и вспомогательных производств. Классифи­кация реакторов основывается на следующих двух основных принципах: 1) преимущественном характере движения потока ре­акционной смеси через свободное сечение реактора; 2) фазовом состоянии веществ, находящихся в реакторе. Классификация раз­личных типов реакторов приводится в табл. 4.1.

ТАБЛИЦА 4.1. Классификация реакторов

_ Фазовое состояние Состояние „ Тип реактора сред катализатора Пример процесса

Однофазный Гомогенная газо- — Термический крекинг, пая - • висбрекинг, пиролиз Гомогенная жид- — Гидролиз, процессы кон-, кая денсации Жидкость — жид- — АлкиЛирование, диокса-кость , новый синтез Двухфазный Газ — жидкость — • Окисление, сульфирова­ние, гидроформилиро-вание Газ — твердый ка- Стационарный Гидроочистка, каталити-тализатор ческий риформинг

Псевдоожиженный Каталитический крекинг, 4 дегидрирование бу­тана Жидкость — твер- Стационарный Процессы V участием дый 'катализатор ионообменных смол Трехфазный Газ — жидкость — Стационарный Гидрирование твердый ката­лизатор Движущийся 1 Гидрокрекинг тяжелого Псевдоожиженный / сырья • ' •

Расчет реакторов,- предназначенных для осуществления того .или иного химического процесса имеет свои специфические осо­бенности. Вопросам расчета реакционных устройств посвящена об­ширная литература [1—7], в которой содержатся основы теории реакторов, приведены расчетные зависимости, необходимые для проектирования и примеры конкретного расчета реакционных уст­ройств. Ниже изложены основные принципы, применяемые при проектировании некоторых наиболее распространенных реакцион­ных устройств НПЗ и НХЗ.

Реакторы термического крекинга и висбрекинга. Основными реакционными устройствами в процессах термокрёкинга и вис­брекинга являются змеевик трубчатой печи и необогреваемая ре­акционная камера.

Для расчета змеевика используется метод, предложенный Об-рядчиковым [8]. Последовательно.сть расчета при использовании этого метода приведена ниже.

1. Определяют скорость движения продуктов крекинга в зме­евике до (в м/с):

® = w0p/p'CM

где а>ц—скорость движения в трубах печи жидкого сырья при 20°С, м/с; р и р(см—плотность сырья при 20°С и парожидко7стной смеси при температуре 'крекинга t, соответственно, кг/м3.

2. Рассчитывают время пребывания сырья в зоне реакции г (в с):

-• t = &0а/х

где а — выход бензина за однократный проход сырья, % (масс.); х — скорость реакции крекинга, за которую на практике принимают выход бензина, % (масс.) /мин. - . ,

3. Находят длину реакционного змеевика L (в м):

L — дат

Реакторы замедленного коксования. Реакторное устройство в 'этом процессе представляет собой необогреваемую камеру — пу­стотелый аппарат, в который поступает нагретое до 490—510°С сырье. . '

Реакторы установок замедленного коксования работают по ци­клическому графику; продолжительность цикла составляет около 48 ч, причем в течение 24 ч осуществляется реакционный процесс, а последующие 24 ч затрачиваются на выгрузку кокса и подгртов^ ку камеры к циклу реакции. Последовательность расчета размеров и числа камер коксования приведена ниже [9].

1. Находят объем образующегося кокса Ук (в м3/сутки)г

v - °с а к~ ЮОр

где Ос — количество сырья, поступающего в камеру за сутки, т/сутки; а — вы­ход кокса, % (масс.); р —плотность кокса, т/м3.

2. Определяют реакционный объем камер Vv (в MS)I

vp = w» '

где Vc — объемный расход сырья, поступающего в камеры, м3/ч; w — объемная скорость подачи сырья в камеры (при коксовании гудрона равна 0,12— 0,13 ч~!, при коксовании крекинг-остатка — 0,08 — 0,10 ч~').

3. Если имеются сведения об объемном р-асходе паров,- проходя­щих через камеру Уп (в м3/с) и о допустимой линейной скорости их движения v (в м/с), то диаметр D (в м) камеры и площадь ее поперечного сечения F (в м2) рассчитывают по формулам

- Ј>= 1.128/Tju - f (4.1)

В некоторых случаях задаются диаметром камеры и опреде­ляют F:

• - /r=0,785D2

Высота камеры должна быть в 4—5 раз больше' ее диаметра. 4. Находят высоту цилиндрической камеры Ац..(в м):

'

5. Определяют Ъриращение высоты коксового слоя в камере за 1 ч hi (в м/ч): .

' А, = VK/(24F)

6. Рассчитывают высоту коксового слоя в заполненной каме­ре Й2 (в м) : •

где т — продолжительность заполнения камеры коксом, ч. : . '

7. Определяют высоту вспученной массы в камере Л3 (в м) :

h3 = ACBCAi

где Квс •=• 4,5 + 0,11 (486 — i); t — температура сырья на входе в камеру, °С.

8. П-роверяют общую высоту камеры:

Я = А, +. А, ' .

Реакторы каталитического крекинга. Процесс каталитического крекинга осуществляется на установках с движущимся и псевдо-ожиженным слоем катализатора. Расчет реактора установок с псев-доожиженным слоем . катализатора состоит из следующих эта,-пов [10].

1. Находят объем катализатора в реакторе Vi (в м3):

W = Vc/w

где Vc — объемный расход перерабатываемого . сырья, м3/ч; w — объемная скорость подачи сырья, ч-'.

2. Рассчитывают объем кипящего слоя V% (в м3):

где pi — насыпна* плотность катализатора кг/и3; • р2 — плотность кипящего • слоя, кг/м3. •. -

3". Определяют площадь поперечного сечения реактора •F (в м2):

: F=V3/v ' '

где УЗ — объемный расход продуктов крекинга и водяного пара, проходящих • через реактор, м3/с; и — линейная скорость движения паров над кипящим слоем катализатора, м/с. -

4. Находят диаметр реактора по формуле (4.1).

5. Рассчитывают высоту псевдоожиженного слоя катализатора, h\ (в м):

6. Задаются высотой отстойной зоны hz — 4,5-^-5 м и определяют общую высоту реактора Я (в м):

7. Рассчитывают время пребывания частиц катализатора в реакторе т „(в мин):

т = eo/(nw)

где п — кратность циркуляции Катализатора.

Внутри реактора находится отпарная секция, расчет которой' проводится следующим образом.

1. Определяют массу катализатора, находящегося в отпарной секции, GI (в кг) :

" Gi •"= 02т'/бО

тде 02 — массовый расход катализатора, циркулирующего через отпарную сек­цию; кг/ч; т' — время пребывания частиц катализатора в отпарной секции, мин.

"2. Находят объем отпарной секции V4 (в. м3):

где b -*-. соотношение плотностей кипящих слоев в реакторе и в отпарной секций. •

3. Рассчитывают площадь поперечного сечения отпарной сек­ции -F0 (в м2) : .

где g, — удельная нагрузка отпарной секции • по катализатору, кг/ (мг • мин).

4. Определяют диаметр отпарной секции по формуле (4.1).

5. Рассчитывают высоту отпарной секции Л' (в м):

Л' = VJF

Реакторы каталитического риформинга. В СССР и за рубежом эксплуатируются установки каталитического риформинга со ста-

ционарным (неподвижным) и движущимся слоем катализатора. На большинстве установок каталитического риформилга со ста­ционарным слоем процесс проводится в трех реакторах с промежу­точным подогревом сырья в трубчатых печах. Иногда в схему включается~четвертый реактор, назначение которого—-гидриро­вание олефинов. Определение размеров реакторов ведется ^сле­дующим образом.

1. Находят объем катализатора в реакторе V\ (в м3):

Vl = Ve/w

где Vc — объемный расход сырья при 20°С, м3/ч; w — объемная скорость по­дачи сырья, ч-'.

Значение w задается на основе экспериментальных исследова­ний и зависит от свойств сырья и катализатора (на отечественных установках составляет 1,2—2,0 ч~').

2. Рассчитав объемный расход смеси сырья и циркулирующего водородсодержащего газа в реальных условиях реактора Vz (в м3/с), находят площадь поперечного сечения реактора F (в м2): .•-.'.

F=V,lv

где v — линейная скорость движения смеси сырья и циркулирующего газа (равна 0,3—0,5 _м/с).

3. По формуле (4.1) определяют диаметр реактора.

4. Рассчитывают общую высоту катализатора, находящегося во всех реакторах, Я (в м):

H = VijF

5. Исходя из полученных экспериментально сведений о соотно­шении загрузки катализатора по реакторам, определяют высоту слоя катализатора в каждом из реакторов.

6. Зная высоту слоя катализатора в том из реакторов, в кото­рый загружено наибольшее количество катализатора h\ (в м), на­ходят высоту цилиндрической части этого реактора Ла (в м)

/Z2=l,5//l

7. Определяют общую высоту реактора, имеющего наибольшую загрузку катализатора, Л3 (в м) с. учетом высоты двух полушаро-вых днищ:

Л3 =-AJ + о

Высота остальных двух реакторов принимается равной Л3. > Реакторы гидроочистки и гидрокрекинга. Расчет реакторов ус­тановок гидроочистки и гидрокрекинга со стационарным слоем катализатора проводится по такой же методике, как и для; ката­литического риформинга. Для расчета реакторов установок гидро­крекинга в псевдоожиженном слое используют методику, приме­няемую при расчете реакторов каталитического крекинга.

Реакторы полимеризации газообразных олефинов. Процесс по­лимеризации пропилена и бутиленов применяется для получения

'высокооктанового бензина и нефтехимического сырья. Полимери­зацию проводят в реакторах трубчатого или камерного типа в при­сутствии различных катализаторов кислотного типа, наибольшее распространение среди которых получила фосфорная кислота на носителе (кварце, кизельгуре и т. п.).

В реакторах трубчатого типа катализатор располагается в трубках диаметром 50—150 мм, между которыми для отвода теплоты реакций циркулирует кипящая вода. Последовательность расчета приведена ниже.

1. Определяют объем катализатора, находящегося в реакторе, V* (в м3):

VK = VJw

где Ус — объемный расход сырья при •• температуре реакции, м3/ч; о» —объемная скорость подачи сырья, ч~' (задается на основании экспериментальных иссле­дований).

2. Рассчитывают общее число трубок во всех реакторах' N:

N=VK/(0,785d'l) где Л— диаметр одной трубки, м; / — длина трубки, м.

3. Находят число параллельно работающих реакторов (в каж­дом реакторе должно быть около 200 трубок).

4. Определив по формуле

\ л = К(4М-1)/3

число трубок, расположенных по диаметру реактора, находят диаметр реактора D (в м):

D = (n+ \)Ь

Здесь NI — число трубок в одном реакторе; Ь — расстояние между лент-рами трубок, равное 150—170 мм.

5. Устанавливают, достаточна ли площадь поверхности" тепло­обмена реакционных трубок для отвода теплоты реакции.

4.2. РАСЧЕТ РЕКТИФИКАЦИОННЫХ КОЛОНН

• Ректификационные колонны широко применяются на техноло­гических установках НПЗ и НХЗ для разделения смесей. Целью расчета ректификационных колонн является определение парамет­ров технологического режима и размеров аппарата. К параметрам режима относятся: рабочее давление в аппарате, температуры вхо­да и выхода различных материальных потоков, расход теплоты на испарение остатка и расход холода на конденсацию дистиллята. Вопросам расчета ректификационных колонн посвящена обширная литература [10—19].

Прежде, чем приступить к определению параметров режима, со* етавляют материальнйй баланс колонны, базируясь на данных об исходном сырье и четкости разделения. Затем определяют дав­ление в колонне. Критерием для выбора давления, как правило, • являются соображения технологического характера. Так, новы-

шенное давление применяется при разделении компонентов с низ­кими температурами кипения, например, сжиженных газов. При ректификации под давлением повышается температура конденса­ции паров дистиллятов, что позволяет использотзать для конден­сации недорогие хладагенты — воду и воздух. Понижение давления необходимо, когда разделению подлежат вьюококипящие и терми­чески нестабильные компоненты (тяжелые фракции нефти, синте­тические жирные кислоты и т. п.). В остальных случаях ректифи­кация проводится при давлении, близком к атмосферному: в реф-люксной емкости давление равно 0,1 МПа, а на верху колонны — на 0,015—0,03 МПа выше. ' . .

Часто выбор давления определяется требуемым фазовым со­стоянием в емкости. •

Температурный режим колонны устанавливают по данным о составе внешних потоков. При ректификации многокомпонентных смесей, которая осуществляется на многих,технологических уста­новках НПЗ и НХЗ, температуры находят в результате подбора таких значений температур, при которых удовлетворяются следую­щие уравнения:

1) для жидкого потока'

SM/ = i (4.2)

2) для парового потока

2>//^ = 1 (4.3)

3) для парожидкостного потока с заданной мольной долей от­гона е:

^klxl/[^ + e(kt-})}=] • (4,4)

Здесь и далее х, у — мольные концентрации компонентов жидкого и па­рового потока, соответственно; k — константа равновесия.

При ректификации сложных смесей (нефть, продукты ее пере­работки) температуры потоков можно определять по аналогии с многокомпонентными смесями (например, разбивая нефть или широкую углеводородную фракцию на узкие фракции, которые за­тем приравниваются к индивидуальным соединениям) или по кри­вым однократного испарения (ОИ).

" Линии ОИ можно построить на основании экспериментальных данных. Для приближенных вычислений используют методы рас­чета кривых ОИ по линиям истинных температур кипения (ИТК) или разгонки по ГОСТ. Существуют методы построения ОИ, пред­ложенные Обрядчиковым и Смидович [11, 12], Нельсоном и Харви, Пирумовым [13]. -

Температуру верха колонны определяют, используя при этом уравнение (4.3), или как. температуру 100%-го "отгона на кривой ОИ ректификата. При расчете температуры'верха колонны, рабо­тающей с подачей водяного пара и острого испаряющегося ороше­ния, следует учитывэть парциальное давление паров воды и ороше-

Рйия* Температуру низа колонны определяют, используя при этом '•^уравнение (4.2) или как температуру нулевого . отгона на кри-•' вой ОИ остатка. В колоннах, работающих с подачей водяного па-, ра, температуру низа находят на основании опытных данных или .-по уравнению теплового баланса отгонной части, задаваясь коли­чеством фракции, которое необходимо отпарить из остатка. В по­следнем случае рекомендуется, чтобы количество образовавшихся

- паров не превышало 25—30% от остатка [12].

При определении температуры сырья необходимо знать, в ка­ком состоянии оно должно поступать в колонну. Если сырье будет -,. поступать в жидком виде, то при расчете используют уравнение (4.2), если в парообразном — уравнение (4.3), а если в парожид-костном состоянии— уравнение (4.4). . '

При использовании для расчета линий ОИ температура ввода сырья может соответствовать точке нулевого и 100%-го отгона .или некоторой точке на, кривой, зависящей от доли, отгона.

В случае сложных колонн приходится определять также тем­пературу вывода боковых погонрв. Эту температуру рекомендуется находить, применяя уравнение (4.2), или как температуру начала ОИ при нулевой доле отгона и парциальном давлении паров вы--'водимой фракции: Для продуктов, у которых температура выки­пания 50% (U0) находится в пределах от 175 до 345°С, можно воспользоваться эмпирическим уравнением:

t = 0,9^

Основными параметрами, определяющими заданное разделение в процессе ректификации, являются флегмовое число (кратность орошения) и число р.ектифдкационных тарелок. Флегмовое число представляет собой отношение количества горячего орошения, вводимого в" колонну,' к количеству дистиллята. Увеличение флег-мрвого числа позволяет уменьшить количество тарелок, и наобо­рот. При минимальном флегмовом числе R4m необходимое число тарелок будет бесконечным. Реальные условия работы колонны соответствуют оптимальному флегмовому числу ^Опт и оптималь­ному числу тарелок! .

Для. бинарных смесей . -

- ~ " Р - УР~УР

«мин - v _х Ур хр

где уо, УР, XF — мольные концентрации низкокипящёго компонента в дистил­ляте, паровой фазе сырья и жидкой фазе сырья, соответственно.

Для многокомпонентных смесей 7?мин определяют с помощью ме­тода Андервуда. Расчет ведут, применяя следующие уравнения:

R | 1- у •«'*/).*. «мин + I - 2ц аг _ 0

, ^ '*l*P,t

в = т •-------—к—

^ я,—в

Здесь а,- — коэффициент относительной летучести компонента Ч смеси; *о, 1, XF, i — мольные концентрации компонента » в дистилляте и жидкой

фазе сырья, соответственно; в — корень уравнения, который определяется ме­тодом последовательных приближений; е'— мольная доля отгона сырья на входе в- колонну.

Коэффициент относительной летучести а представляет собой отношение константы равновесия компонента смееи к кцнстанте равновесия самого тяжелого ключевого компонента сырья, подсчи­тываемое при средней температуре в колонне. Ключевыми назы­ваются пограничные компоненты, между которыми проводится за­данное разделение: наименее летучий компонент дистиллята бу­дет легким ключевым, а наиболее летучий компонент остатка — тяжелым ключевым.

Оптимальное флегмовое число находится по выражению

"опт = "ынкК

где К. = 1,15-н 1,55—для колонн, работающих при атмосферном и повышенном давлении, и К = 1,3 н- 2,6—для вакуумных колонн.

Для оценки оптимального флегмового числа можно также ис­пользовать формулу, рекомендованную Гиллилендом:

•"ОПТ Кыиц __ п 1 . n QQ

—-р-----т~]— — -Wi i-^u,oo

*\ОПТ т I ,

Располагая материальным балансом и сведениями о темпера­турном режиме и кратности орошения, составляют тепловой ба­ланс колонны. Тепловой баланс простой ректификационной колон­ны имеет вид:

Flfip +F(\-l)qftP-ҐQR = Dq? D + Rqf R + QD + Qnor

Здесь F, R, D — количество сырья, о'статка и дистиллята, соответственно; / — массовая доля отгона сырья на входе в колонну; 4t,p' ^Т, f f"t,.D)' iT, R —

энтальпия паровой и жидкой фаз сырья, паров дистиллята, жидкого остатка, соответственно; QD — количество теплоты, отводимой орошением; QB — количе­ство теплоты, вносимой в низ колонны из печи или из кипятильника

Ов = Лопт0(?/%—tf.op)

•л v

дг ор — энтальпия холодного орошения при температуре его ввода .в колонну; QOOT — тепловые потери.

При расчетах сложных колонн составляют тепловые балансы отдельных секций; для отвода избыточной теплоты в каждой из секций используются циркуляционные орошения.

Внутренние материальные потоки в колонне находят с помощью следующих выражений:

1) количество флегмы, стекающей с тарелок верхней части ко­лонны

1 = QD^D или L = ЯоптО

2) количество паров в концентрационной части колонны

GK = D + L

Иг-

f' 3) количество паров в нижней части колонны

F G0 = QR/XR

4) объем паров в рабочих условиях колонны \ V = 22,4072/ (3600-273МР)

где VD, Хн — теплоты испарения ректификата и остатка, соответственно; Т, Р — температура и давление в произвольном сечении колонны, соответ­ственно; z— коэффициент сжимаемости; М — молекулярная масса.

' Следующий этап расчета — определение числа теоретических и действительных (практических) тарелок. При ректификации би­нарных смесей число теоретических тарелок. находят, решая сов­местно уравнения равновесия фаз, материального и теплового ба­лансов и используя графический метод расчета (метод Мак-Кэба — Тиле).

При ректификации многокомпонентных смесей число теорети­ческих тарелок определяют методом «от тарелки к тарелке», при-

• ближенными (по Львову — Серафимову и др.) или эмпирическими методами. При использовании эмпирического метода Гиллиленда проводят следующие операции:

1) определяют Ямин и'Яот-;

2) рассчитывают минимальное число теоретических тарелок, А/мин, соответствующее бесконечному количеству орошения

ЛГ„и„ = lg [ (*л/*т)д (*т/*л)л ]/lg a"

где *л, #т—мольные доли легкого и тяжелого ключевых компонентов, соот-

• ветственно; о" — отношение летучестей легкого и тяжелого ключевых компо­нентов; индекс D относится к ректификату, индекс R — к остатку;

3) по графику Гиллиленда (рис. 4.1) находят величину отно-. шения (N—#„„„)/(#+!);

4) вычисляют N — число действительных тарелок.

Число действительных тарелок зависит от эффективности ис­пользуемых для разделения ректификационных устройств, а так­же от свойств разделяемой смеси. Отношение между числами дей­ствительных и теоретических тарелок называется к. п. д. тарелки. К. п. д. применяемых в настоящее время рек­тификационных тарелок составляет '0,4—0,7. Для определения к. п. д. мо­жет быть использовано выражение

К.п.д. =0,17 —0,6161g|i

где fi — вязкость разделяемой смеси, сП (1 сП=10-3 Па-с).

ИМ Ц]

Ч«|-------------...-----------.-----------

JL^T———

<ft*44_N------------

42—.----^Х —----

0,2 Qfl 0,$ 0,8 {О

"~"мин

R+1

Рис. 4.1. График Гиллиленда для расчета чис­ла теоретических тарелок при ректификации ^многокомпонентных смесей.

Расчеты ректификационных колонн требуют значительных за­трат времени. Сократить это" время, а также повысить точность расчетов, выявить оптимальные значения рассчитываемых пара­метров (например, оптимального флегмового числа и числа ректи­фикационных тарелок) позволяет использование средств вычисли­тельной техники. В течение последних 10—15 лет при проектиро­вании НПЗ и НХЗ широко используется ряд программ расчета ректификационных колонн на ЭВМ. •

Дальнейшим этапом расчета ректификационных колонн являет­ся выбор типа тарелок, определение диаметра колонны и конкрет­ных технических характеристик тарелок. Существуют различные конструкции ректификационных тарелок. Наиболее широкое рас­пространение в нефтепереработке и нефтехимии получили клапан­ные прямоточные тарелки, тарелки с капсульными колпачками' и с S-образными элементами, решетчатые и ситчатые тарелки. ВНИИНефтемяшем разработаны новые высокоэффективные кон­струкции ректификационных . тарелок —клапанные балла'стные, S-образные клапанные; центробежные клапанные [18].

Для ориентировочного определения диаметра колонны D.K (в м) используется выражение

- DK = V~Qj85V/w

где V — объемный расход паров в расчетном сечении колонны, м3/с; w — до­пустимая скорость • паров . в колонне, м/с.

Величину w рассчитывают по формуле

да = сщк<.у.(?ж — рп)/,°п :

Здесь рж, рп — плотность жидкости и паров, кг/'м3, соответственно; Смаке—коэффициент, зависящий от типа • применяемой тарелки, расстояния между тарелками, нагрузки по жидкости, поверхностного натяжения жидкости.

Значение Смаке находят по графику, приведенному на рис. 4.2. Детальный гидравлический расчет ректификационных тарелок проводится по методикам, приведенным в [13,14, Ш, 19,20]. В про­цессе расчета находят допустимую скорость жидкости в сливном

стакане, гидравлическое сопротивле­ние орошаемой тарелки, величину меж­тарельчатого уноса жидкости, размер

Рис. 4.2. График для определения допустимой скорости паров в ректификационных колон­нах:

/ — ситчатые, каскадные и решетчатые тарелки (при максимально допустимой производительности). 2 — ситчатые, .каскадные и решетчатые тарелки (при нормальной производительности), тарелки с круг­лыми колпачками; 3 — тарелки с S-образными эле­ментами и желобчатыми колпачками при жидкост­ной нагрузке 20—40 м3/(м.ч): За— то же для усло­вий, когда нагрузка меньше 20 м'/(м . ч); 36 — тоже для условий, когда нагрузка больше 40 м'/(м„ч); 4 •— вакуумные' колонны с брызгоулавливающими устройствами: 5—- отпарные колонны-абсорбционных установок; 6 — абсорбционные колонны; 7 — вакуум* ные колонны. .

Ирйболее узкого сечения перелива, высоту слоя жидкости в слив-Рром устройстве, величину вылета ниспадающей струи жидкости, Юремя пребывания жидкости на тарелке, диапазон устойчивой ра-НЙЗрты тарелки. рГ Для облегчения гидравлического расчета тарелок в проектных

^институтах также используются ЭВМ.

If, • ~ •

If* " •

У - " '

\'-- 4.3. РАСЧЕТ АБСОРБЦИОННЫХ КОЛОНН

р На НПЗ и НХЗ абсорбция применяется в блоках газоразделе-.'ния для выделения целевых компонентов из смеси углеводородов. ^Эффективность абсорбции зависит от температуры и давления, при у которых проводится процесс, свойств газа и абсорбента, скорости А движения абсорбируемого газа, количества подаваемого'абсорбен-(. 'та. Повышение давления или уменьшение температуры в абсорбере f способствуют лучшему извлечению компонентов. Однако, посколь-? ку работа при повышенном давлении и пониженных температурах ^связана ^.дополнительными эксплуатационными затратами, вы-г бор параметров должен определяться на базе технико-экономиче-' ^ских расчетов.'Абсорбционное извлечение углеводородов из смесей Ј,с большим и средним количеством извлекаемых компонентов про-^водится при, давлении "не выше 1,6 МПа. Если газ поступает на /переработку с более высоким давлением, то абсорбция проводится

- при этом давлении.

f< Температура абсорбции зависит от заданной глубины извлече-; ния компонентов. Чем выше глубина извлечения легких компонен-; тов, тем более выгодно применять низкие температуры. Узел аб-' сорбции состоит из собственно абсорбера,'в котором происходит '' процесс поглощения компбнентов абсорбентом, и десорбера, в ко­тором из насыщенного абсорбента удаляются (отпариваются) из-

- влеченные компоненты. В целях повышения эффективности извле­чения целевых компонентов, разработан 'ряд комбинированных схем, включающих абсорберы с отпарной секцией, абсорбционжк отпарные колонны (фракционирующие абсорберы)', двухступен­чатые абсорберы и,т. п.

При технологическом расчете процесса абсорбции используются

- различные приближенные методы, из числа которых наибольшее, распространение получил метод Кремсера. Установлено, что этот метод позволяет получить наиболее близкие к реальным составы продуктов. Основные уравнения, которыми пользуются в расчетах процессов абсорбции по Крейсеру, приводятся ниже:

*i= (Vi-ty/V, (4.5)

AI^LHW (4.6)

Здесь .cpi, AJ—степени извлечения и факторы абсорбции отдельных ком­понентов, соответственно; Vi, V/ — расходы компонентов в сырье и сухом газе, соответственно; L — расход тощего абсорбента; kt — константы равновесия компонентое; V\ — общий расход сухого газа.

Рис. 4.3. График для определения фактора" абсорбции. N — число теоретических тарелок; у — степень извлечения компонентов; А— фактор абсорбции.

Задачей технологического расчета абсорбции является опреде­ление необходимого числа тарелок или расхода абсорбента, а ис­ходными данными для расчета служат состав разделяемого газа, требуемая степень извлечения ключевого компонента, параметры процесса. За ключевой компонент принимается тот, для извлечения которого необходим наибольший расход абсорбента или наиболь1 шее число теоретических тарелок. Последовательность расчета для случая, когда заданы степени извлечения ключевого компонента и число теоретических тарелок, приводится ниже.

1. Зная температуру исходного газа (*„сх) и тощего абсорбен­та,, задаются температурой сухого газа, которая в общем случае на 2—3°С (абсорбция газов средней жирности) или на 4—8°С (аб­сорбция жирных газов) Выше температуры тощего абсорбента.

2. Находят среднюю . эффективную температуру абсорбции, представляющую собой среднее арифметическое температур исход­ного и сухого газов.

3. Зная число теоретических тарелок N и степень извлечения ключевого компонента ф* по графику, приведенному на рис. 4.3, находят фактор абсорбции ключевого компонента Ак, Факторы аб­сорбции остальных компонентов (Л,-) определяют по уравнению

At =AK (kK/ki)

где йк, *< — константы равновесия ключевого и остальных компонентов при сред­ней эффективной температуре абсорбции, соответственно.

к *

яр 4. По графику, приведенному на рис. 4.3, определяют степени Ј' извлечения прочих компонентов ф(-. d."" 5. До выражению

<''.'. v; = (J-?i)fi

." выведенному из уравнения (4.5), находят расходы отдельных ком-'-' понентов в сухом газе и, просуммировав их, получают общую ве­личину расхода сухого газа V\.

6. Находят количества отдельных компонентов, перешедших из исходного газа в насыщенный абсорбент, Gt.

7. По выражению

I = Aiktvt.

выведенному из уравнений (4.6), находят расход тощего абсор­бента, причем фактор абсорбции и контакта равновесия берутся по ключевому компоненту.

8. Рассчитывают теплоту абсорбции каждого из компонентов:

Ql = G,\, и общую теплоту абсорбции

<?a = S<??

Здесь Х< — теплоты испарения компонентов. ,.

9. Определяют температуру нагрева абсорбента:

U±Q*/(Lc) где с — удельная теплоемкость тощего абсорбента.

10. Находят температуру насыщенного абсорбента Ј,ас*.

' 'нас ='исх •+Д* .

11. По уравнению теплового баланса абсорбера определяют температуру сухого газа и среднюю эффективную температуру абсорбции. Если средняя эффективная температура окажется рав­ной или близкой к той, которой задались в начале расчета, то рас­чет считается законченным. В противном случае расчёт повторяют, задаваясь новыми значениями температур сухого газа.

> 4.4. РАСЧЕТ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ

Машиностроительная промышленность выпускает теплообмен-ную аппаратуру по государственным и отраслевым стандартам, отраслевым нормалям и .техническим условиям. Как правило, проектировщики применяют стандартную теплообменную аппара-• туру, однако при необходимости отдельные виды теплообменно-го оборудования могут быть изготовлены по индивидуальным про­ектам, разрабатываемым институтами нефтяного и химического машиностроения или конструкторскими подразделениями-проект-

ных институтов нефтеперерабатывающей и химической промыш­ленности.

Составной частью проекта любой технвлогической установки НПЗ и НХЗ является расчет и выбор теплообменной аппаратуры. Методика расчета теплообменных аппаратов подробно освещена в работах [10, 12—15, 21—26]. При расчете осуществляют следую­щие операции. .

1. Определяют тепловую нагрузку Q: '

Q = G1(qli-qft)ri = G,(qi3-qit')

Здесь GI, G2 — расход горячего и холодного теплоносителя.^ соответствен­но, кг/ч; qtt, qt^, qti, qtt — энтальпии горячего и холодного .теплоносителя при температурах входа (tn tt) и выхода (4 t3) из аппарата, кДж/кг; т) — к. п. д. теплообменника, равный 0,95—0,97.

2. Вычисляют среднюю разность температур т. В случае прямо­тока и противотока т находят по формулам:

t= (U6 + Ыы)р.. _(4.7)

, Мв-ЫМ: . ,/ '

* = lSlg<rer <4'8>

где Д (б, А /м — наибольшая и наименьшая разности температур между пото­ками у концов теплообменного аппарата, °С.

Формулу (4.7) применяют, когда Д^б/Д/м^2, а формулу (4.8) —-"когда Д/б/А^м>2; в случае смешанного потока вводится поправочный коэффициент е, значения которого можно найти в литературе [13, 24].

3. Находят коэффициент теплопередачи через стенку /С ч[в кДж/(м2.ч.°С)]: . / '

' к=- ' '

(1/«0 +Р1 + (8А) + Р2 + (1Ы

Здесь «1, а2 — коэффициенты теплоотдачи от охлаждаемого потока к стен­ке и от стенки к нагреваемому потоку, соответственно, кДж/(й2-ч-°С); р., pa — сопротивления загрязнения со стороны охлаждаемого и нагреваемого по­токов, соответственно, м2 • ч • °С/кДж; 8 — толщина стенки трубок, м; X — теп­лопроводность материала трубок, кДж/(м-ч-сС). .

Значения коэффициентов теплоотдачи рассчитываются по фор­мулам, приведенным в [12, 13, 21—26]; тйм же содержатся данные о значениях рь рг и Я,.' Величину К. можно также принять на ос­новании практических данных [13, 24].

4. Определяют площадь поверхности теплообмена F' (в м2):

F = Q/(K-Ј)

5. Находят необходимое число параллельно или последователь- . но работающих стандартных теплообменных аппаратов.

Широкое распространение на НПЗ и НХЗ получили аппараты воздушного охлаждения (АВО), которые применяются в качестве конденсаторов и холодильников, Разработаны и серийно выпуска­ются АВО различных типов:.горизонтальные, зигзагообразные, ма-

НВйг

Шйюточные, для вязких сред и 'другие. Применение АВО позво-рйёт "значительно сократить расход-охлаждающей воды, отказать-Ця от,затрат труда, связанных с очисткой холодильников от солей ркесткости и с эксплуатацией систем оборотного водоснабжения. |расчет и выбор АВО осуществляется в соответствии с методикой, 1вйложенной в работах [27, 28].

J Применение средств вычислительной техники, значительно об->дегчает процедуру расчета и выбора тешюобменной аппаратуры. ijj проектных институтах нефтепереработки и нефтехимии приме-'няются программы теплового и гидравлического расчета на ЭВМ конденсатора парогазовой смеси, термосифонных кипятильников, 'Теплообменников, в которых осуществляется нагрев или охлажде-"ние продуктов. Исходными данными для расчета служат тепловая нагрузка, температурный режим, теплофизические свойства сред, -Термические сопротивления загрязнений. Результаты счета — ко-.Эффициент теплопередачи, расчетная и рекомендуемая площади гповерхности теплообмена, геометрическая характеристика аппа­ратов и их гидравлическое сопротивление.

Существуют также программы расчета на ЭВМ аппаратов воз­душного охлаждения при их применении в качестве холодильников ;Н конденсаторов. Результатом счета являются характеристика и : число аппаратов, угол установки лопастей и мощность двигателя •вентиляторов, коэффициенты теплоотдачи и теплопередачи, расчет-'Лое гидравлическое сопротивление.

4.5. РАСЧЕТ И ВЫБОР ТРУБЧАТЫХ ПЕЧЕЙ

Основными показателями работы трубчатой печи являются производительность, полезная тепловая нагрузка, тешюнапряжен-^ность и площади поверхности нагрева, к. п. д. 1 Производительность печи по сырью находят при расчете тепло-даых и материальных балансов установки. Она колеблется от '30—50 т/сутки до 10—15 тыс. т/сутки.

Полезная тепловая нагрузка, или тепловая мощность, печи QUOJI 'складывается из теплот, затраченных на нагрев и испарение про­дукта и на перегрев водяного пара (при наличии в печи паропере­гревателя) :

Опол = QH "+ QB = La (/а - /j) + 1В (Л — Ji)..

Здесь QH, QB — теплота, сообщаемая в печи продукту и водяному пару, 'соответственно, Вт "(кДж/ч); La, IB—расход продукта и водяного пара, кг/ч; ф, /а — энтальпия продукта на входе'и выходе из печи, Соответственно, кДж/кг •(при наличии на выходе из печи паровой фазы /2 определяют с учетом доли ;отгкша); Л, /г.— энтальпия водяного пара на входе и выходе.из печи, кДж/кг.

Теплонапряженность площади поверхности нагрева определяет-рВя количеством теплоты, передаваемой через 1 м2 площади поверх-^ости труб; она зависит от конструкции печи, вида нагреваемогб ЗЬырья, необходимой температуры его нагрева и скорости в трубах. Допускаемая теплонапряженность радиантных трубчатых змее-

виков колеблется от 10 до 60 кВт/м2, а для конвекционных змее­виков составляет 10—18 кВт/м2. Более подробные сведения о до­пускаемой тешюнапряженности в печах различных технологичес­ких процессов приводятся в литературе [24].

Коэффициентом полезного действия трубчатой печи называется доля теплоты, полезно использованной в печи на нагрев продукта. К. п. д. зависит от полноты сгорания в печи, потерь теплоты с ухо­дящими дымовыми газами и через кладку. Он определяется по формуле

К. п. Д. = [<?Ј _ (да + 9у. г + <7„. c)]/Qp

где Q^—теплота сгорания топлива, кДж/кг; <7п, </у. г, да. с — потери теплоты в окружающую среду через кладку печи, с уходящими дымовыми газами и от неполноты сгорания, соответственно, кДж/кг топлива.

Потери теплоты через кладку печи, ретурбенды, смотровые и взрывные окна составляют 4—8% от теплоты сгорания топлива. Потери теплоты с уходящими дымовыми газами зависят от темпе­ратуры этих газов, которая в р-асчетах принимается на 100—150°С выше температуры входа сырья в печь. Для снижения темпера­туры уходящих дымовых газов и, соответственно, повышения к. п. д. печи в борове устанавливают воздухоподогреватели, отку­да нагретый воздух подают к форсункам печи. Потери теплоты с уходящими дымовыми газами определяют по графику, приведен­ному в [29].

Выбрав тип печи, находят диаметр труб и число потоков в печи.

Рассчитав полезную тепловую нагрузку и задавшись теплона-пряженностью радиантных труб, по каталогу [30] выбирают тип печи. '

ВНИИНефтемашем, Ленгипронефтехимом и ВНИПИНефтью разработаны проекты трубчатых печей различных типов: узкока­мерные печи с верхним отводом дымовых газов и горизонтальным расположением труб (тип Г)г; узкокамерные печи с нижним отво­дом дымовых газов и горизонтальным расположением труб (тип Б); цилиндрические трубчатые печи с вертикальным и горизонталь­ным расположением труб (тип Ц); секционные и многокамерные трубчатые печи (типы Б, В, Р). ...

Вертикальные трубчатые печи менее дороги, чем печи с гори­зонтальным расположением труб, поскольку в них отсутствуют промежуточные решетки, изготавливаемые из легированного ме­талла. Однако применяют вертикальные печи только там, где нагреваемая среда не склонна к коксованию и где нет необходимос­ти, быстро удалять продукт в случае аварии. С целью снижения стоимости строительства во всех случаях, когда нагреваемый про­дукт не образует коксовых или зольных отложений, используют безретурбендные змеевики, ,

Если по условиям процесса необходимо регулировать нагрев по длине змеевика (реакционные печи пиролиза, термического крекинга), то рекомендуется использовать трубчатые печи беспла­менного горения. Эти же печи применяются при нагреве термически

щеустойчивых продуктов, например в процессах производства, ма-||жл. На установках атмосферно-вакуумной перегонки нефти наи-р5ольшее применение имеют вертикально-факельные печи с боковы-|ми и потолочными экранами.

!'; Выбрав тип печи, приступают к определению диаметра труб и радела потоков. С этой целью рассчитывают необходимую площадь

• воперечного сечения труб 5 (в м2):

l~ S=Z.H/(p'c.3600w)

I Здесь рс —плотность сырья при температуре входа в печь, кг/м3; • w — оп-

• тимальная скорость движения нагреваемой среды (при движении маловязких

• жидкостей составляет 0,8—2,5 м/с, вязких продуктов — 0,5—1 м/с, газов под •"давлением — 8—15 м/с, водяного пара — 20—30 м/с).

) Подсчитав S подбирают диаметр труб- и соответствующее это­му диаметру число потоков. Затем находят поверхность радиант-ных труб Яр (в м2):

• Яр = <?р/?р-

'где Qp — теплота, передаваемая в радиантной камере (обычно составляет 75% • Quo л); If — теплонапряженность радиантных труб.

Зная тип печи, площадь поверхности нагрева радиантной каме-: ры, диаметр труб и число потоков, проводят поверочный расчет .печи, методика которого подробно изложена в [10, 15, 29, 31, 32].

?, 4.6. РАСЧЕТ И ВЫБОР НАСОСОВ

• Для выбора насоса необходимо располагать данными, характе­ризующими свойства жидкости и условия перекачивания: 1) тем­пература жидкости, °С; 2) плотность продукта лри температуре

,;перекачивания, кг/м3; 3) расход продукта, кг/ч; 4) вязкость при ; температуре перекачивания, сСт; 5) давление (напор) во всасы-?вающей линии, МПа или. м ст. жидкости; 6) требуемое давление i (напор) в нагнетательной линии насоса, МПа или м ст. жидкости; $7) коррозионная агрессивность продукта.

» Температуру, расход, плотность и вязкость жидкости находят !в процессе технологического расчета установки, а коррозионная ^агрессивность продукта сообщается научно-исследовательским ин-^ститутом —- разработчиком процесса или институтами нефтяного Я химического машиностроения.

• Давление во всасывающей линии ЛВс (в м ст. жидкости) вы-;числяется по формуле

I АВС-^ + Л; +-^-»*»

Здесь Я6 — барометрическое давление в свсуде, из каторвго поступает ;' жидкость на насос, м ст. жидкости; hs -а- разница втметок между уровнем ' жидкости, в сосуде, из которого поступает жидкость, И осью насоса, м; '»вв—скорость во всасывающем патрубке насоса, м/с; g — усетрение свобод-•-Ного падения, м/с2; hw — гидравлическое сопротивление всасывающего тру-^бопровода, м ст. жидкости. .

Давление, которое необходимо обеспечить в нагнетательной ли­нии насоса, Лн (в м ст. жидкости): • •

«S-«2c ^

*"^ + ^-V%ftr .

где Но — абсолютное давление на свободную поверхность жидкости, в сосуде, куда подается продукт, м ст. жидкости; ho — разница отметок между уровнем жидкости в сосуде,, куда подается продукт, и осью насоса, м; VB—скорость в нагнетательном патрубке насоса, м/с; hr — гидравлическое сопротивление нагнетательного трубопровода, м ст. жидкости. •

•Рассчитав hu и /гвс находят необходимый дифференциальный напор насоса: ' •

Н — Л„ — Лвс

Зная требуемые производительность и дифференциальный на­пор с учетом физико-химических свойств и коррозионной агрес­сивности перекачиваемого продукта по каталогам и номенклатур­ным перечням машиностроительных заводов подбирают насос. Учитывая возможные отклонения реальной характеристики насо­са от приведенной -в каталоге, дифференциальный напор рекомен­дуется выбирать на 5—10% выше полученного расчетом.

На НПЗ и НХЗ наиболее широко применяются центробежные нефтяные консольные насосы типа НК по ТУ 26-02-766—77, нефтя­ные насосы НК, НГК, Н, НГ, НД и НГД по Н521-57, ненорма­лизованные центробежные .нефтяные насосы НДв, НДс, НС, цен­тробежные химические насосы X, АХ, ТХ, АХП по ГОСТ 10168—75, бессальниковые герметичные центробежные электронасосы ХГ, до­зировочные насосы НД.

В зависимости от конструкции и условий перекачивания насос может обеспечить всасывание жидкости из резервуара, располо­женного ниже оси всасывающего патрубка, или, наоборот, тре­бовать подпора, т. е. превышения уровня жидкости в резервуаре над осью всасывающего патрубка. Величина- допустимой высоты всасывания или минимального подпора рассчитывается но фор­муле -

hs=~^^-~^W-^n-hw

Здесь Ра—'абсолютное давление на свободную поверхность жидкости в резервуаре, МПа; Рп.— давление насыщенных паров перекачиваемой жидкости, МПа; р —плотность-подаваемой жидкости, кг/м3; hw — гидравлическое сопро­тивление всасывающего трубопровода насоса, м ст. жидкости; Д/гДОп—допус­тимый кавитационный запас насоса (приводится в каталогах и справочниках).

Мощность N (ъ кВт), потребляемая насосом!

N^QHpg/ (100(h]) .

где Q — объемная производительность насоса, м3/с; Я — дифференциальный на­пор, создаваемый выбранным насосом, м ст. жидкости; .и] — к. п. д. насоса.

IS В связи с возможными перегрузками фактическую мощность рдектродвигателя насоса N3 принимают несколько большей?

| . #э~= МС .

^где /( — коэффициент запаса (/(=1,2 при N до 50 кВт, /(=1,15 при N от 51 ; до 350 кВт, /С= 1,1, при N выше 350 кВт).

f~ Особую группу представляют "пароэжекторные насосы, пред-'назначенные для создания вакуума. ВНИИНефтемаш разработал *ряд пароэжекторных вакуум-насосов, которые изготавливаются ' Казанским механическим заводом. Насосы различаются по произ­водительности (от 1 до 1250 кг/ч), числу ступеней сжатия (от 2 до 5), типу межступенчатых конденсаторов (поверхностные или смешения), давлению рабочего водяного пара (0,6 или 1',0 МПа), создаваемому остаточному давлению (от 0,13 до 26 кПа),,расчет­ному' содержанию конденсирующихся паров в отсасываемой смеси [от 0 до 40% (масс,)], материалу, из которого выполнен насос.^Тех­ническая характеристика пароэжекторных вакуум-насосов приве­дена в [33].

4.7. РАСЧЕТ И ВЫБОР КОМПРЕССОРОВ

На НПЗ и НХЗ компрессоры используются для сжатия техноло­гических газов на установках каталитического риформинга, гидро­очистки,'изомеризации, каталитического крекинга, пиролиза, ок-сосинтеза и других, в холодильных системах установок алкилиро-вания,, депарафинизации масел.-обезмасливаниягачаит. д. В обще­заводском хозяйстве компрессоры служат для сжатия воздуха, :,инертного и факельного газов. Наиболее часто применяются на ;НПЗ и НХЗ центробежные и поршневые (оппозитные, угловые, вер-:тикальные) машины. В. качестве приводов к компрессорам исполь­зуются электродвигатели, паровые и газовые турбины. Характе­ристика серийно -изготавливаемых компрессоров приводится в ка­талогах, справочниках и номенклатурных перечнях машинострои-•тельных заводов [24, 34—35]. •

? Основными техническими характеристиками компрессоров яв-:ляются тип перекачиваемого газа, производительность при усло-'виях всасывания, абсолютное давление (начальное и конечное). ^Для холодильных машин в каталогах приводятся холодопроизво-дительность, начальная и -конечная температура сжимаемого газа. ; Располагая сведениями о потребном количестве и свойствах Перекачиваемого газа, о необходимом конечном давлении сжа­тия, проектировщик по каталргам подбирает соответствующую машину. Для заказа компрессора требуется предварительное за­полнение опросного листа по форме, предлагаемой заводом-изго­товителем. Заполненный опросный лист проверяется и согласовы-'вается заводом-изготовителем компрессора. Следует иметь в виду, что большинство компрессоров сконструировано, исходя, из свойств конкретных газов. Поэтому, если возникает'необходимость исполь­зовать машину для сжатия другого газа, следует-получить пред-

варительное согласие завода-изготовителя (до заполнения опрос­ного листа).

Если промышленностью серийно не выпускаются необходимые для проектируемого производства компрессоры, выдается в поряд­ке, изложенном в гл. 3, заказ на разработку проекта и изготовле­ние новой, индивидуальной машины.

Г л а в а 5

ПРОЕКТИРОВАНИЕ ОБЪЕКТОВ ОБЩЕЗАВОДСКОГО ХОЗЯЙСТВА

К общезаводскому хозяйству (ОЗХ) современных НПЗ и НХЗ относятся объекты приема и хранения сырья, приготовления из компонентов -товарной продукции, хранения и отгрузки товарной продукции; ремонтно-механическая база; складское хозяйство; объекты, предназначенные для снабжения воздухом, водородом, инертным газом, топливом; вспомогательные службы (факельное хозяйство, газоспасательная служба, пожарная охрана, .медицин­ская служба и служба питания). В более широком смысле в ОЗХ включают также объекты энергоснабжения, водоснабжения, ка­нализации, очистных сооружений.

, Объекты ОЗХ занимают большую часть территории предприя­тия, а стоимость их строительства превышает 40% от общей стои­мости заводов.

Состав объектов ОЗХ зависит от профиля предприятия, его тех­нологической схемы. Например, на заводах топливно-масляного профиля заметное место принадлежит узлам приготовления товар­ных масел, приема многочисленных присадок со стороны, хранения и затаривания твердых парафинов и т. д. Эти объекты на заводах топливного профиля отсутствуют. '

5.1. ПРИЕМ И ХРАНЕНИЕ СЫРЬЯ

Сырье поставляется на НПЗ и НХЗ по магистральным трубо­проводам, железной дороге и, в незначительной степени, водным (танкеры, баржи) и автомобильным (автоцистерны) транспортом.

Трубопроводный транспорт нефти и нефтехимического сырья. Трубопроводным транспортом в нашей стране перевозится около 80% сырой нефти и 8% нефтепродуктов. Общая протяженность нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на конец 1980 г. соста­вила 69,7 тыс. км. Средняя дальность перекачки нефти достигла 1400 км. Все нефтеперерабатывающие заводы Советского Союза связаны трубопроводными магистралями с районами добычи неф­ти. Нефтепроводы проектируются и эксплуатируются организа­циями Министерства нефтяной промышленности. Пропускная спо­собность нефтепровода определяется мощностью НПЗ, а- диаметр, кроме того, зависит от схемы церекачивания нефти (непрерывная или периодическая). При расширений НПЗ зачастую оказывается

•робходимьш предусмотреть увеличение пропускной способности •рфтепровода. Эта задача решается прокладкой параллельных тру-Вопроводов на всей протяженности нефтепровода или на отдель­ных, наиболее перегруженных участках.

W-, Для организации учета и контроля подачи нефти на НПЗ не­посредственно перед предприятием (а иногда и на его территории) размещается приемо-сдаточный пункт. В состав пункта входят: Ивлощадка приема шара — специального устройства, которое вре-рйя от времени прогоняется по нефтепроводу с целью очистки тру-|бы от парафинистых отложений и грязи; фильтры-грязеуловители iji счетчики.. Показания счетчиков служат для контроля количества «Поступающей на НПЗ нефти. Они передаются на головную пере-рсачечную станцию нефтепровода и на центральный диспетчерский етункт НПЗ. Перед фильтрами приемо-сдаточного пункта устанав-рдиваются предохранительные клапаны для . защиты последних ^участков нефтепровода от разрыва. Причиной разрыва может быть рйедопустимо высокое давление, возникающее вследствие закрытия |задвижки перед приемо-сдаточным пунктом. Сброс от предохра-|нительных клапанов направляют в резервуары сырьевой базы

юпз. • . -

L С приемо-сдаточного пункта нефть подается в резервуары ^'(Сырьевой базы НПЗ. Участок трубопровода от пункта до резер-|Вуаров является собственностью НПЗ. Этот трубопровод, как пра-Е било, прокладывается в земле и выводится на поверхность перед резервуарами-,

У Нефтехимические предприятия получают по трубопроводам Псырье с близлежащих нефте- и газоперерабатывающих заводов. „ Обычно по трубопроводам подаются на НХЗ бензиновые фракции, ^сжиженные газы, ароматические углеводороды. Эксплуатируются 1,также магистральные трубопроводы, по которым сырье подается >ва НХЗ с предприятий, расположенных на расстоянии 150—200 км */ц выше. .

:' Нефтехимические заводы часто используют в качестве сырья .'(например, для установок оксосинтеза) природный газ. Газ посту-:; пает на НХЗ из систем магистральных газопроводов через газо-• распределительные пункты (ГРП). На ГРП происходит снижение давления газа до величины, которая необходима нефтехимичес-!"«ому предприятию, здесь же организуется учет природного газа, Передаваемого на НХЗ. ГРП проектируются и эксплуатируются ^организациями Министерства газовой промышленности. Трубо-^лровод природного газа, выходящий с ГРП, является собствен-риостью НХЗ.

f Транспорт сырья по железной дороге. Нефть на НПЗ подается |в железнодорожных цистернах маршрутами, грузоподъемность ко-|торых определяется путевым развитием и пропускной способностью ;,еети железных дорог. Для перевозки нефти используются цис-|*ерны различных типов — двух-, четырех-, шести- и восьмиосные. ?гЦодробная характеристика цистерн приведена в литературе [36, ирИ]. От соотношения в маршруте цистерн разных типов зависит

Рис. 5.1. Комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для сли­ва нефти и налива темных нефтепродуктов:

/ — наливной стояк; 2 — установка нижнего слива нефти; 3 — коллектор слива нефти; 4 — коллекторы тейных нефтепродуктов.

длина маршрута. Длина маршрута достигает 720 м, а грузоподъ­емность —3900 т.

На вновь строящихся НПЗ проектируются для приема нефти двухсторонние сливные эстакады длиной 360 м, вдоль которых устанавливается состав после его расцепки на две части. "С целью более полного использования территории и уменьшения капиталь- -ных и эксплуатационных затрат-практикуется оснащение желез­нодорожных эстакад устройствами для налива нефтепродуктов — мазута или дизельного топлива. В этом случае эстакада называет­ся сливо-наливной и на ней поочередно осуществляется слив неф­ти и налив нефтепродукта. На рис. 5.1 изображена комбинирован­ная двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива нефти и налива темных нефтепродуктов.

Цистерны для перевозки нефти оснащены нижними сливными патрубками, к которым подводится и герметично присоединяется установка для нижнего слива (налива), представляющая собой систему шарнирно сочлененных труб. Промышленностью выпус­каются установки для нижнего слива по ТОСТ 18194—79. Стан­дартом предусмотрен выпуск установок без подогрева (УСН), с паровым подогревом (УСНПп), с элёктроподогревом (УСНПэ). Установки типа УСН имеют диаметр условного прохода 150 и 175 мм, УСНПп — 175 мм, а УСНПэ — 150 мм.

Из сливной установки нефть'поступает в сливной трубопровод. Ранее сливным трубопроводом нефть передавалась в резервуары, расположенные ниже отметки рельса («нулевые» резервуары). Вместимость этих резервуаров принималась такой, чтобы обеспе­чить слив всего маршрута. Из «нулевых» резервуаров нефть за­биралась насосами заглубленной насосной и подавалась в резер-вуары'сырьевой базы завода.

Практика показала, что в сооружении «нулевых» резервуаров и заглубленных насосных нет необходимости. Следует предусма­тривать поступление нефти от сливных приборов к насосам, рас­положенными на поверхности земли через сливную буфер-

Шую емкость вместимостью ши—zuu м°. иднако при этом осооое Внимание необходимо уделять расчету гидравлических сопротив­лений сливного трубопровода, учитывать всасывающую способ-Юность сырьевого насоса. Вопросы, связанные с проектированием Копераций по сливу и наливу нефтей и нефтепродуктов освещены |в [38-40]. - - ,

If При проектировании сливо-наливных железнодорожных эста-1кад следует учитывать требования по нормативной продолжитель­ности сливных операций, установленные «Правилами перевозок ^жидких грузов наливом в вагонах — цистернах и бункерных по-|лувагонах», утвержденными МПС 25 мая 1966 г. [41]. Эти правила ifcустанавливают следующую продолжительность слива (в ч) в Iпунктах механизированного (1) и немеханизированного (2) слива.

II - . - 'l ' 2

? Двухосная цистерна - 1,25 2,0

i Цистерна с числом осей 4 и выше 2;0 4,0

г . В зимнее время слив некоторых сортов нефтей и других про-ьдуктов, обладающих высокой температурой застывания затруд-jfнен, поскольку они поступают на пункты слива загустевшими. Пра-ьвила перевозки грузов предусматривают увеличение продолжитель--f.HOCTH слива таких продуктов в период с 15 октября по 15 апреля, Га также выделение специального времени на разогрев. Сведения '- о продолжительности разогрева и слива высоковязких и высокозас-^-Тывающих продуктов приводятся в табл. 5.1.

s-- ТАБЛИЦА 5.1.. Продолжительности разогрева и слива высоковязких f и высокозастывающих продуктов в зимний период

-Характеристика продукта* Допустимое время, ч

Группа вязкость при -, 50 °С ° ВУ температура застывания, °С разогрева слива

I 5—15 от —15 до 0 4 3 П 16—25 от 1 до 15 6 3 III 26—40 от 16 до 30 8 4 IV 40 - 30 10 4

* Для отнесения продукта к той или иной группе достаточно соблюдения только од-ного показателя (вязкости или температуры застывания).

; Для разогрева нефти в цистернах предусматривают паровые t гидромеханические подогреватели ПГМП-4 конструкции ВНИИСПТНефти, электрогрелки, погружные змеевиковые подо-греватели, а также системы циркуляционного разогрева, сущность которых заключается в том, что холодный- продукт, забираемый из цистерны, подогревается в специальном теплообменнике и в ; горячем состоянии возвращается в цистерну. Учитывая недоста­точную эффективность вышеупомянутых способов непрямого ра-

Рис. 5.2. Схемы обвязки эжекторов.

Q— .производительность слива; QH — подача основного насоса; фд —подача дополни­тельного насоса. • '

зогрева в проектах следует предусматривать также подачу в цис­терны острого пара. .

Сырье нефтехимических предприятий перевозится в цистернах с нижним сливом (ив этих случаях схема сливных операций ана­логична описанной выше для нефти), в цистернах с верхним сли­вом и в специализированных цистернах.

Верхний слив из железнодорожных цистерн менее удобен, чем нижний. При верхнем сливе имеют место значительные потери от испарения, частые срывы работы насосов при сливе продуктов с высоким давлением насыщенных паров. Зачастую не, удается дос­тичь полного удаления продукта из цистерн. Слив может осущест­вляться'самотеком (при благоприятном рельефе местности) или с помощью, насосов.

В тех случаях, когда для верхнего слива применяют центро­бежные насосы, не обладающие самовсасывающей способностью, необходимо предусматривать установку поршневых насосов для первоначального (перед началом откачки) заполнения трубопро­водов продуктом и зачистки цистерн. В летнее время слив .про­дуктов с высоким давлением насыщенных паров сопровождается образованием газовых пробок во всасывающих трубопроводах на­сосов. Для уменьшения вакуума во всасывающих линиях рекомен­дуется предусматривать в проектах применение эжекторов. В ка­честве рабочей жидкости в эжекторах используется сливаемый продукт. При работе с погружным эжектором не только полностью исключается вакуум во всасывающих линиях, но в отдельных слу­чаях создается избыточное давление (подпор).

Схема обвязки эжекторов определяется разностью отметок между нижней образующей котла цистерны и резервуаром или на­сосом. На рис. 5.2 приведены различные варианты обвязки эжек­тора. Схема, изображенная на рис. 5.2, а применяется в тех слу­чаях, когда разность геодезических отметок цистерны и резервуа­ра позволяет (с учетом дополнительного подпора, развиваемого эжектором) обеспечить заданную производительность слива Q0. Подача и напор насоса обеспечивают работу эжектора. В тех слу­чаях, когда разность отметок цистерны и резервуара не позволяет организовать самотечный слив или резервуар находится выше ци­стерны, применяют схемы, изображенные на рис. 5.2, бив. Если давление, развиваемое основным насосом недостаточно для работы эжектора, то следует .предусмотреть дополнительный насос для

к *

I подачи рабочей жидкости в эжектор (рис. 5.2, б). Производитель-Юность дополнительного насоса выбирают равной расходу рабочей

* деидкости через эжектор, а дифференциальный напор равным раз-

* ности между давлением рабочего продукта перед эжектором и давлением, развиваемым основным насосом. .

Слив продукта может быть значительно ускорен, если создать f повышенное давление над поверхностью продукта в цистерне. Для создаяия избыточного давления применяют подачу сжатого возду­ха, инертного газа (азота) или пара.

Промыво-пропарочные станции. Для подготовки цистерн под

' налив и ремонта цистерн предназначены промыво-пропарочные

станции (ППС), которые проектируются в составе НПЗ и НХЗ.

Заданием на проектирование ППС устанавливается суточная про:

грамма по очистке и промывке цистерн и бункерных полувагонов,

оговариваются виды очистки (горячая или холодная). Обычно

, ППС на НПЗ должны ежесуточно обрабатывать 400—600 цистерн

: и 50—100 полувагонов.

На ППС предусматривается проведение следующих операций: удаление остатка светлых нефтепродуктов; пропарка -котлов цис­терн с одновременным сливом остатков темных "нефтепродуктов; ^промывка горячей водой внутренних стенок котлов цистерн; уда-"ление промывочных вод с помощью вакуумных установок; дега­зация котлов цистерн вентиляционной установкой; обезвоживание слитых остатков темных нефтепродуктов; очистка сточных вод. : ППС проектируются по заказам генпроектировщиков НПЗ про­ектными институтами МПС СССР.

Водный транспорт сырья. Перевозка нефти и нефтепродуктов . по воде осуществляется в самоходных нефтеналивных судах — ,• морских и речных танкерах, а также в несамоходных морских , (лихтеры) и речных (баржи) судах. Внутренним водным транс-' портом перевозится более 60 млн. т. нефтепродуктов. Основной

* объем речных перевозок нефти и нефтепродуктов приходится на ' Волго-Камский и Обь-Иртышский бассейны. Сырая нефть пере-.«озится с полуострова Мангышлак и из Махачкалы в Волгоград, . а также из Куйбышева в районы Черного, Балтийского и Каспий­ского морей.

Для создания благоприятных условий слива нефти и для пре-

* дотвращения загрязнения водоемов устраиваются специальные нефтяные гавани, в которых сооружаются пристани, пирсы или

-причалы. Гавани могут быть естественными (бухты, заливы, зато-1 ны) или искусственными. Вопросы проектирования сливных уст-' ройств для слива нефти и нефтехимического сырья из нефтеналив-. ных судов освещены в [40, 42, 43].

Хранение сырья. Для хранения нефти на НПЗ предназначаются

* сырьевые резервуарные парки. Нормы технологического проектиро-I вания предлагают предусматривать в проектах такую вместимость I парков, чтобы она обеспечивала бесперебойную работу НПЗ, по-^лучающего нефть по нефтепроводу, в течение 7. суток. Если пред-| приятие снабжается нефтью по железной дороге или водным пу-

тем вместимость сырьевых парков должна быть увеличена. В этом случае величина нормативного запаса оговаривается в задании на проектирование.

Для предотвращения потерь нефти от испарения ее хранят в резервуарах с плавающими крышами или понтонами. На сырьевых базах НПЗ обычно устанавливаются резервуары объемом ' 20— 50 тыс. м3. Число резервуаров определяется общей вместимостью парка и принятым единичным объемом резервуара. При проекти­ровании сырьевых складов НПЗ и НХЗ руководствуются СНиП II-106—79 [44]. Этот нормативный документ разработан для использования при проектировании складов нефти и нефтепродук­тов; его допускается применять при проектировании складов лег­ковоспламеняющихся, и горючих жидкостей, условия хранения ко­торых в зависимости от их свойств сходны с условиями хранения нефти и нефтепродуктов. СНиП П-106—79, однако, не распро­страняется на проектирование складов"~(товарных•: баз) сжижен­ных газов, нефтепродуктов с упругостью паров выше 93,6 кПа (700 мм рт. ст.) при 20°С, складов синтетических жирозамените­лей, подземных хранилищ в горных породах, отложениях камен­ной соли, ледогрунтовых хранилищ.

СНиП П-106—79 делит склады нефти и нефтепродуктов на две группы, причем товарно-сырьевые склады НПЗ и НХЗ отне­сены к первой группе. Склады первой группы подразделяются на три категорий в зависимости от общей вместимости. В СНиП регламентированы расстояния от зданий и сооружений складов (товарно-сырьевых баз) до зданий и сооружений соседних пред­приятий, жилых и общественных зданий, расстояния от резервуа­ров для нефти и нефтепродуктов до зданий и сооружений склада (сливо-наливных устройств, насосных, канализационных сооруже­ний, складов для нефтепродуктов в мелкой таре и т. п.), расстоя­ния от зданий и сооружений склада до трубопроводов. СНиП П-106—79 рекомендует размещать резервуары группами, уста­навливает предельную вместимость резервуаров в группе и рас­стояния между стенками резервуаров, расположенных в одной и соседних группах.

Дополнительные требования к проектированию сырьевых и то­варных, парков содержатся в противопожарных нормах проекти­рования [45].

6.2. ПРИГОТОВЛЕНИЕ ТОВАРНОЙ ПРОДУКЦИИ

Товарная продукция, вырабатываемая на НПЗ, может быть условно разделена на две группы: 1) продукция, производимая непосредственно на технологических установках, и 2) продукция, приготавливаемая из различных компонентов. Непосредственно на установках НПЗ вырабатывают индивидуальные углеводородные фракции С3—Cs (пропановую, бутановые, пентановые), аромати­ческие углеводороды (бензол, толуол, индивидуалыше ксилолы), различные марки твердых парафинов, присадки к маслам и т, д.

ШК • ' -

Вначительное количество крупнотоннажных товарных продуктов — •бензин, дизельное и котельное топлива, смазочные масла — полу-Кают на НПЗ смешением (компаундированием) из компонентов, рырабатываемых на различных установках. Так, для приготовле-фия автомобильных бензинов на некоторых НПЗ используют' до ^10—15 компонентов. • т

<!;,;• На нефтехимических предприятиях товарная продукция — слир-f ты, альдегиды, кислоты, полиолефины, сырье для производства ^синтетического каучука и др. — вырабатывается непосредственно 1в цехах и на установках.

v Для осуществления операций по приготовлению товарной про->дукции из компонентов проектируются специальные объекты, на. ^которых используются следующие основные методы компаунди-;рования: 1) циркуляционный — приготовление производится в сме-Гсительных резервуарах; 2) смешение в аппаратах с перемеши­вающими устройствами; 3) непосредственное смешение в трубо-упроводах. . . ;

sr Разработке проекта узла приготовления товарной продукции |должен предшествовать расчет ожидаемых показателей качества ^товарных продуктов на основе сведений о качестве компонентов. jilpH расчетах следует учитывать, что только некоторые из пока-йзателей качества являются аддитивными. Так,, плотность смеси, ^содержание в ней серы, температуру анилиновой точки, показа-i тели фракционнйго состава, определенные по ИТК, находят сум-• мированием произведений массовых долей компонентов на соот-'ветствующие показатели каждого из компонентов. Давление на­сыщенных паров смеси с достаточной степенью точности можно определить-суммированием произведений мольных долей компонен-' тов на давления паров этих компонентов.

В' известной степени аддитивными являются показатели окта­нового и цетанового чисел: Однако определенное по правилу ад­дитивности октановое число смеси может оказаться выше или ниже реального. Более Точно рассчитать реальное октановое чис-/ло позволяет формула

•"','• 0СМ = (ОЛАК. + 0ВВ)/\00

Здесь Оси — реальное октановое число смеси; О А, Ов — октановые числа ; высокооктанового и низкооктанового компонента смеси, соответственно;" А и В — содержания компонентов в смеси, % (об.); К — поправочный коэф-: фициент, определяемый по специальному графику, приведенному в литера­туре [46, 47]. -

Для расчета октанового числа смеси могут быть также исполь­зованы формулы, разработанные ВНИИНП и НПО «Нефтехим-автоматика» [48] и фирмой «Этил Корпорейшн» [49].

Для расчета вязкости смеси мазутов рекомендуется использо­вать формулу

lg 1?(^см + 0,8) = alglg(vA + 0,8) + big lg(vB + 0,8) + ...

где VCM—вязкость смеси, сСт; ч А, . VB,... — вязкости смешиваемых компонентов, сСт; а, Ь,... — содержание компонентов в смеси, масс. доли.

Температуру вспышки смеси можно рассчитать по формуле Ти­ле и Кадмера:

lf-Л. *в= -looig 2*i-w 10°

1=1

Здесь <„ — температура вспышки смеси, °С; xt — содержание i-ro компо­нента смеси, масс, доли; <в<—температура вспышки i-ro компонента, °С; hi — поправочный коэффициент, определяемый экспериментально для выбран­ной области изменения содержания i-ro компонента.

Более точные уравнения, по которым 'можно определить сме­сительные характеристики мазутов, зная показатели отдельных компонентов, приводятся в литературе [50, 51].

Метод -приготовления товарной продукции многократной цир­куляцией через смесительные резервуары применяется в течение многих лет. Сущность метода заключается в следующем. Компо­ненты товарных продуктов с технологических установок посту­пают в комтюнентные,Језедвуары парков смешения, анализируют­ся, а затем насосами подаются в смесительный резервуар. Приго­товленный в смесительном резервуаре продукт забирается специ­альными насосами и многократно перекачивается по схеме «ре­зервуар—насос— резервуар» до тех пор, пока в резервуаре не будет получена однородная по составу смесь, показатели которой соответствуют требованиям, предъявляемым к готовому продукту.

Вместимость компонентных резервуаров при приготовлении топлив должна соответствовать 48-часовому запасу каждого ком­понента, а смесительных резервуаров— 16-ч-асовой выработке дан­ного вида топлива. При получении товарных масел предусматри­ваются компонентные резервуары, исходя из 36-часового запаса каждого компонента, и смесительные резервуары, исходя из су­точной выработки масел.

В1 табл. 5.2 приводится пример расчета необходимой вмести­мости резервуарных парков смешения, автобензина.

Для улучшения условий перемешивания резервуары оборудуют смесительными устройствами: маточниками с большим числом от­верстий, направленных вверх, вниз или под углом; так называе­мыми «пауками» с установленными на них инжекторами-смесите­лями; подъемными трубами, через которые продукт закачивают на определенную высоту от днища.

В аппаратах с перемешивающими устройствами готовят товар­ные масла. Для ряда НПЗ была запроектирована установка при­готовления масел, в состав которой входят компонентные резер­вуары, смесители с принудительным перемешиванием, насосная, емкости для присадок и камеры для плавления присадок.

Оба описанных выше метода обладают рядом серьезных недо­статков: повышенным расходом электроэнергии, малой произво- * дительностью смешения, необходимостью строительства смеситель­ных резервуаров.

128 .

ТАБЛИЦА 5.2. Расчет вместимости парка смешения автобензина

' * в Количество

Компоненты и марки Плотность, Необходимый объем 0gB IB шт \ ' Фактический , тыс. т т м3 резервуаров при нор- и их объем бензинов кг/м" ; мативном запасе, м» и и(* °,]еи запас, сутки год сутки сутки . t

Компонентные резервуары

Катализат риформинга 780 1650 5200 6700 .. 14100. 8x2000 2,3 ' Изопентановая фракция 600 236 730 .1200 2700 24*100 ' 1,8 Изогексановая. фракция 650 38 117 180 400 2x400 4 Бензин .каталитического 725 549 4700 2350 5000 2x2000 1,6 крекинга Алкилат - 670 134 430 ,650 "1400 3X400 1,7 Бутаны 570 132 410 720 - 860 9x100 1,05 Бензин коксования 710 105 350' 500. 1050. 2x700 / 2,7 Рафинат .670 280 895 1340 2830 ЗхЮОО 2,2 Бензин пиролиза 730 125 350 470 1000 2x700 2,8

Всего — 3249 10782 , 14110 — — ' —

Смесительные резервуары

Бензин А-72 "755 723 2400 3180 2120 2x1000 0,62 Бензин А-76 766 1880 6230 8135 5420 ^х2000 0,74 Бензин АИ-93 770 646 2152 2795 1860 2x1000' 0,72

Всего — 3249 10782 14110 — — —

Рис. 8.3. L/хема автоматиче­ской станции смешения:

Р-1—Р-3 — компонентные резервуа­ры; Р-4 — товарный резервуар; Н-1—Н-3 — насосы; Ф-1—Ф-3 —

фильтры; PM-J—PM-3— расходо­меры; РЕ-1—РЕ-3— регуляторы; К-1—К-3 — регулирующие клапаны; СК-1 — смесительный коллектор.

Более эффективным является приготовление товарной продукции сме­шением в потоке. Для каждого НПЗ разрабаты­ваются индивидуальные проекты автоматизированных систем (ав­томатических станций) смешения. Схема автоматической станции смешения, на которой приготавливается продукт из трех компо­нентов, приведена на^)ис. 5.3. В состав оборудования станции вхо­дят: компонентные резервуары, насосы, фильтры для очистки ком­понентов от механических примесей, газоотделите^_(дщмеда101Јя при приготовлении бензинов), измерители расхода, регулирующие кладаны, обратные,_ клап_аны.

Объем резервуарного парка для хранения компонентов обус­лавливается производительностью станции смешения, необходи­мостью остановки для профилактического осмотра и ремонта, по­требностью во времени для лабораторного анализа. Нормы тех­нологического проектирования не регламентируют объема ком­понентных резервуаров, представляя право решать эту задачу про­ектировщикам. Оптимальные условия эксплуатации, как показы­вает практика, обеспечиваются при наличии 2-—3 резервуаров для каждого компонента, общая вместимость которых соответствует 16—20-часовой выработке этого компонента.

Для перекачки каждого компонента следует предусматривать индивидуальные насосы, причем нежелательно, чтобы одним на'-сосом компонент перекачивался в разные смесительные коллек-I торы.

| В качестве измерителей расхода на станциях смешения при­меняются объемные счетчики или турбинные расходомеры. Широ­кое распространение получили венгерские турбинные расходомеры «Турбоквант», достоинством которых являются небольшие разме­ры, малая металлоемкость, простота'ремонта. При разработке проектов станций смешения следует стремиться, чтобы макси­мальная производительность по компоненту не превышала 75% от пропускной способности расходомера, а минимальная не была близка к нижнему пределу пропускной способности.

Для управления процессом смешения в Рязанском СКВ Мо­сковского НПО «Нефтехимавтоматика» разработаны комплексы приборов управления «Поток». В состав комплексов входят блоки компонентов и управления-. В процессе смешения на блоки ком-

•РОНентив поступают частиты с илика управления \]п) п и pot-

Ир&домеров (fp). Эти частоты пропорциональны, соответственно, Квданной производительности установки смешения и расходам Компонентов. В блоках компонентов /„ умножается на коэффици-рёнты, пропорциональные содержанию компонентов- в смеси, a fp — гаа масштабные коэффициенты, зависящие от типа применяемого Г «расходе мер а. Затем проводится сравнение этих частот и выраба­тываются управляющие воздействия по каждому каналу, которые ^поступают на исполнительные механизмы.

|р~ Если схема автоконтроля блока компонента фиксирует откло-|-'нение действительного расхода компонента от заданного более ''.''Чем на 0,5% в сторону уменьшения расхода, то формируется ? команда «Ошибка-1», по которой блок управления снижает ско-| рость смешения. ' - ---'.-

I' В' составе комплексов имеются основные и резервные блоки. Ј При нарушении режима работы основных блоков резервные блоки '"^-подключаются к сети и форсированно выводятся на режим рабо-г ты основного блока.

5.3. ХРАНЕНИЕ ТОВАРНОЙ ПРОДУКЦИИ

Хранение и отгрузка основного количества товарной продук-„ ции на НПЗ и НХЗ производится через товарно-сырьевые базы /-(ТСБ) предприятий. Отдельные виды .продукции — битумы, эле-' ментарную серу, нефтяной кокс — отправляют потребителям не-;' посредственно с технологических установок. При проектировании !' предприятий следует стремиться к тому, чтобы объекты по хра-•- нению и отгрузке продукции были .сосредоточены в одном месте, f, что облегчает управление товарной базой, упрощает работу же- , '.лезнодорожного транспорта.. Исключение делают для объектов по '„ отгрузке сжиженных газов, которые в соответствии с противопо-^жарными нормами проектирования следует размещать на рас-I стоянии не менее 300—500 м от территории предприятия. ^ Вместимость товарных складов (парков) зависит от устанав-k ливаемых нормами технологического проектирования сроков хра­нения. Товарные парки должны обеспечивать возможность приема и хранения в них 15-суточной выработки, каждого из товарных ; нефтепродуктов. В'местимость складов сжиженных газов не дол-' жна превышать трехсуточной выработки этих продуктов. Если отгрузка товарных нефтепродуктов потребителям производится по . .трубопроводам, нормативный срок хранения сокращается до 7 су­ток.

' "~ Число устанавливаемых резервуаров зависит от количества ' подлежащего хранению продукта и единичной вместимости вы­бранного резервуара. Экономически целесообразно устанавливать : меньшее число резервуаров большей вместимости. Так, расход .'металла на сооружение 6 резервуаров по. 10 тыс. м3 составляет г 955 т, а при строительстве 3 резервуаров по 20 тыс. м3 — 825 т. ^'Сооружение резервуаров большей вместимости взамен мелких позволяет также уменьшить территорию, занимаемую парками.

Для каждрго вида товарной продукции рекомендуется преду­сматривать не менее 3 резервуаров (в один поступает товарная продукция, второй находится на анализе, из третьего произво­дится отгрузка продукции).

По, расположению и планировке резервуары делятся на под­земные (если "наивысший уровень жидкости гв резервуаре ниже наинизшей-планировочной отметки прилегающей площадки не менее, чем на 0,2 м) и наземные (если они не удовлетворяют вы­шеуказанным условиям). .. .

Для хранения тов-арной продукции НПЗ и НХЗ используются стальные емкости вместимостью_др_200 м3 (до ОСТ 26-02-1496—76); стальные резервуары вертикальные цилиндрические со щитовой кровлей вместимостью .от 100 м3 до 30 тыс. м3г с понтоном и щи­товой кровлей вместимостью от 100 м3 до 30 тыс. м3, с плавающей крышей вместимостью от 10 тыс..м3 до 50 тыс. м3; стальные ре­зервуары с коническими днищами; горизонтальные емкости для хранения продуктов под давлением 0,6—1,8 МПа вместимостью отг25 м3 до_200_м,3 (по ОСТ 26-02-1159^-76); шаровые резервуары для" хранения продуктов под давлением 0,25—1,2 МПаг железо­бетонные резервуары, •

В табл. 5.3 приведены рекомендации по выбору типа емкости для хранения продукции НПЗ и НХЗ. На рис. 5.4 изображен ре­зервуар с плавающей- крышей, применяемый для хранения бензи­на и других легкокипящих продуктов.

ТАБЛИЦА 5.8. Рекомендации по выбору типа емкости для хранения продукции НПЗ и НХЗ .

Продукт Тип емкости

§е,нзид,, ароматические углеводороды, Резервуар- - с понтоном или плаваю-другие продукты с температурой щей крышей, горизонтальная цилин-вспышки 28°С и ниже дрическая "емкость Керосин, дизел'ьное, печное, моторное Резервуар со щитовой кровлей под топливо, жидкий парафин, жидкие давлением 2 кПа (200 мм .в. ст.) продукты с температурой кипения 160— 300°Ј/ Мазут, гудрон, смазочные масла, тяже- Резервуар со щитовой- кровлей под лые смолы * давлением 20Д Па " Мазут ЖелезобетрнАый резервуар Продукты, содержащие механические Резервуар с коническим днищем примеси или твердые включения • . - • Сжиженные газы, легкие фракции бен- Горизонтальные цилиндрические ре­зина, продукты С давлением насьпЦен- зервуары по ОСТ 26-02-1619—76, ных паров выше §0 кПа при 20*С шаровые резервуары

Безопасная и удобная эксплуатация резервуаров обеспечива­ется применением дополнительного оборудования, которое предна­значено для заполнения и опорожнения резервуаров, замера уровня продукта, зачистки, .отбора проб, сброса подтоварной воды,

Рис. 5.4. Резервуар с плавающей , крышей:

/ — верхний настил крыши; 2 — ниж-•Вий настил крыши; 3 — днище; 4^ подвижная лестница»

Рис. 5.5. Схема расположения обору­дования на вертикальных резервуарах для маловязких нефтепродуктов:

/ — световой люк; 2 — вентиляционный па­трубок; 3 — дыхательный клапан; 4 — огне­вой предохранитель; 5 — замерный люк; 5 — прибор для замера уровня; 7— люк-лаз;, 8 —сифонный кран; 9 — хлопушка; 10 — при-емо-раздаточный патру.бок; // — перепускное устройство; 12 — управление хлопушкой; 13 — крайнее положение приемограздаточных па­трубков по отношению к оси; 14 — предо­хранительный клапан.

• пенотушения, поддержания определенного давления в резервуа-.рах. На рис. 5.5 приводится схема расположения оборудования

на вертикальных резервуарах, для маловязких нефтепродуктов.

Характеристика выпускаемых промышленностью емкостей, ре­зервуаров и оборудования для них приводится в литературе [40, •47,52]. ' --

- При разработке проектов товарных баз для НПЗ и НХЗ реко­мендуется использовать СНиП II-106—79 [44] с учетом соображе­ний, изложенных на стр. 126.

: 5.4. ОТГРУЗКА ТОВАРНОЙ ПРОДУКЦИИ

Товарная продукция НПЗ и НХЗ отгружается трубопровод­ным, железнодорожным, автомобильным - и речным транспор­том.

Трубопроводный транспорт. По трубопроводам транспортиру­ются потребителям светлые и темные нефтепродукты — бензин, ди­зельное и котельное топлива, а также сжиженные газы, этилен, аммиак. Экономически целесообразным трубопроводный транс­порт становится при концентрированном потреблении продукта в одной точке и районе, когда по трубопроводу перекачиваются не менее 300—500 тыс. т продукта в год. Проектирование нефтепро-дуктопроводов осуществляется в соответствии с [52, 53]. .

В ближайшие годы намечается значительно расширить сеть нефтепродуктопроводов. Постановление Совета Министров СССР о развитии сети нефтепродуктопроводов в 1981—1985 годах предусматривает сооружение новых трубопроводов для перекачки бензина и дизельного топлива в центральных районах страны, Си­бири, Казахстане, создание ряда мазутопроводов, связывающих НПЗ с крупными тепловыми электростанциями, и керосинопрово­дов между заводами и аэропортами.

На территории НПЗ и НХЗ обычно размещаются головные со­оружения нефтепродуктопроводов: склады (парки), головные на­сосные. Некоторые продуктопроводы имеют в составе головных сооружений собственные резервуарные парки, в которые продукт подается из резервуаров товарной базы НПЗ насосами товарной насосной. Более экономичным решением является использование в качестве головных сооружений резервуаров заводской товарной базы. Продукт в магистральный трубопровод подается непосред­ственно лз этих резервуаров насосами головной насосной станции, размещаемой рядом с резервуарами.

Железнодорожный транспорт. Транспортировка продукции НПЗ и НХЗ по железной дороге является основным видом перевозки нефтепродуктов и ее ведущее значение сохранится1 в ближайшие годы. Основным видом тары для перевозки по железной дороге нефтяных и химических продуктов служат цистерны. Цистерны подразделяются на универсальные, предназначенные для перевоз­ки различных грузов (нефти и светлых нефтепродуктов, нефти и мазута и т. д.) и специальные. В специальных цистернах перево­зится какой-либо один вид продукции (например, сжиженные га­зы, кислоты, спирты). Характеристика Цистерн, изготавливаемых вагоностроительными заводами и используемых при перевозке нефтяных и химических .продуктов, приводится в [39, 41, 47, 52]. . Для отгрузки продукции нефтеперерабатывающих и нефтехи­мических предприятий в составе товарных баз проектируются спе­циальные устройства. Если объем отгрузки ограничен десятками тысяч тонн в год, то предусматривают одиночные стояки или не­большие односторонние эстакады, состоящие из 5—10 стояков. Для отгрузки многотоннажных продуктов (бензин, реактивное, дизельное и котельное топлива, смазочные масла) сооружаются двухсторонние эстакады галерейного типа. Эстакады для налива реактивного топлива, авиационных бензинов, смазочных масел, присадок к маслам и других ЛВЖ и горючих жидкостей, в кото­рые недопустимо попадание воды, должны быть оборудованы на-

.'•'весами и крышами. Температура ЛВЖ, подаваемых на налив, должна быть не менее, чем на 10°С, ниже температуры начала кипения наливаемого продукта.

Налив нефтепродуктов осуществляется в одиночные цистерны,

• группы и маршруты цистерн. Маршрутный налив цистерн более экономичен и должен предусматриваться при проектировании эста-'кад как основной вид налива. Длина железнодорожной эстакады Ј,э определяется по формуле:

^=ш2^

где N — число цистерн в маршруте; Q; —: количество цистерн по типам, вхо­дящих в маршрут, %; li— длина цистерн различных типов.

Длина эстакады не .должна быть меньше половины длины .маршрута.

Конструкция эстакад должна обеспечивать техническую воз­можность налива продуктов в железнодорожные цистерны всех типов, пригодные для перевозки данных продуктов. Проектирова­ние железнодорожных эстакад на ограниченное число типов (мо­делей) цистерн допускается только при наличии согласования с Управлением железной дороги, обслуживающей предприятие, или с' предприятием — собственником цистерн.

' / В' последние годы осуществляется постепенный переход желез­нодорожного транспорта на цистерны новых типов — шести w вось-миосные вместимостью 90 и 120 м3. В проектах следует прини-, Мать во внимание особенности налива этих цистерн.

При разработке проектов железнодорожных эстакад необхо­димо учитывать возможность поступления под налив неисправных •'цистерн. Чтобы иметь возможность удалить из этих цистерн имею-' щийся в них продукт, проектом предусматриваются- самостоя-:_ Тельные эстакады с верхним и нижним сливом, которые обору-' дуются отдельными стояками и коллекторами для сливаемых про-'.дуктов. При небольших объемах отгрузки для слива неисправ­ных цистерн могут быть запроектированы отдельно стоящие

СТОЯКИ.

Особые требования предъявляются к проектированию желез­нодорожных эстакад для слива и налива сжиженных газов. Эти 'эстакады должны быть отделены от прочих эстакад, оборудованы Самостоятельными коллекторами, трубопроводами, сливо-налив-"ными устройствами и газоуравнительными системами для каж­дого вида наливаемых и сливаемых сжиженных газов. Одновре­менно с эстакадами для слива и налива сжиженных газов в со­ставе товарно-сырьевых баз сжиженных газов следует проектиро­вать эстакады для подготовки цистерн сжиженного газа под на­лив. Опыт проектирования эстакад освещен в [55]. " Эксплуатация железнодорожных эстакад галерейного типа от­личается большой трудоемкостью и применением ручного труда. Наиболее трудоемки подготовительные и вспомогательные опе­рации:, открытие и закрытие люков цистерн, заправка и подъем

наливных шлангов и телескопических устройств и т. д. При про­ектировании железнодорожных эстакад следует предусматривать их оснащение средствами механизации и автоматизации: ограни­чителями налива, которые служат для автоматического прекра­щения подачи жидкости в цистерну при достижении в ней опре­деленного уровня (ПОУН-1, ПОУН-2, НО-2М), устройствами ме­ханизации подъема— спуска наливных средств.

Основными руководящими документами при проектировании сливо-наливных эстакад на НПЗ и НХЗ являются [44, 45].

Автомобильный транспорт. Продукция НПЗ и НХЗ перевозит­ся автомобильным транспортом в ограниченных размерах, На от­дельных предприятиях имеются устройства для налива в автоцис­терны 'мазута, битумов, бензина. Сооружения, предназначенные для полуавтоматического налива нефтепродуктов в автоцистерны и автотопливозаправщики, называются станциями налива. Стан­ции налива оборудуются стояками, которые различаются по виду наливаемого продукта, По способу налива (герметизированные и негерметизированные), по виду управления процессом (автомати­зированные и неавтоматизированные), по 'виду управления, (с ме­ханизированным и ручным управлением).

Станция налива состоит из 4—12 наливных «островков», рас­полагаемых под навесом. Каждый островок оборудуется одним или двумя наливными стояками, в качестве которых применяются установки: автоматизированного налива с местным управлением АСН-5П, автоматизированного налива с дистанционным управле­нием АСН-5Н, автоматизированного и герметизированного налива АСН-12. . ' '

Вопросы проектирования станций налива освещены в [40].

Водный транспорт. Нефтеперерабатывающие, заводы, располо­женные вблизи крупных рек, отправляют в навигационный период часть своей продукции водным путем (в танкерах, баржах и лих­терах). Для налива сооружаются специальные причалы.

Налив нефтепродуктов осуществляется по трубопроводам, прокладываемым от резервуаров к причалам. Возможны два ва­рианта организации налива: 1) подача продукта насосами из ре­зервуаров товарного парка непосредственно в наливные суда; 2) подача продукта по трубопроводам в промежуточные резервуа­ры, расположенные в непосредственной близости от причала с по­следующим поступлением нефтепродуктов в суда самотеком. По­следний вариант применяют обычно 'в тех случаях, когда НПЗ расположен на расстоянии нескольких километров от причала.

В составе нефтепричалов проектируют следующие сооруже* ния: водные подходы, причальные устройства (подходные эста­кады, центральные платформы, швартовые палы, отбойные устрой­ства), шлангующие устройства и установки.

При проектировании водных подходов необходимо определить глубину и ширину полосы акватории, глубину водных подходов. Проект причальных устройств включает выбор типа причальных сооружений, определение суточной пропускной способности одного

||[ричала и числа причалов, необходимого для отгрузки всего ко-*личества грузов. В проекте нефтеп-ричала также решаются вопро-реы выбора-шлангующих устройств, подготовки резервуаров, тру-йбопроводов и нефтеналивных судов к сливо-наливным операциям, |определяются методы борьбы с потерями нефтепродуктов при на-Гл'иве и защиты водных бассейнов от загрязнения нефтепродуктами ^Вопросы проектирования сооружений для отгрузки водным путем г нефтепродуктов рассмотрены в [42—44].

5.5. СНАБЖЕНИЕ РЕАГЕНТАМИ", КАТАЛИЗАТОРАМИ, | СМАЗОЧНЫМИ МАСЛАМИ

Снабжение реагентами. Основными реагентами, применяемыми на НПЗ ц НХЗ, являются едкий натр, моноэтаноЛамин, серная кислота, диэтиленглико'ль, метилзтилкетон, толуол, бензол, фенол, * пропан и т. д. Для приема со стороны, хранения и передачи по­требителям необходимых реагентов проектируются реагентные хо­зяйства. -

"; Первый этап проектирования реагентного хозяйства — состав-.^дение перечня намечаемых к применению на заводе реагентов, Определение расхода этих реагентов по расходным показателям, -Содержащимся в проектах соответствующих технологических уста-' новок. Затем приступают к составлению проекта реагентного хо-;3яйства. Схему хозяйства, перечни входящих в его состав объек-;tOB разрабатывают, исходя из ассортимента потребляемых пред-•„нр'иятием реагентов, виды тары, в которой поступают реагенты, «sCxeMbi раздачи реагентов потребителям.

^ Заводы, изготавливающие реагенты, могут отправлять, их по­требителям либо только в железнодорожных цистернах, либо в Щелкой таре (бочках, мешках, бутылях, контейнерах), либо тем Ш другим способом. Естественно, что и схема приема реагента.на рЩЗ и НХЗ будет зависеть от того, в какой таре поступает реа-•тент. В( тех случаях, когда предприятие расходует в течение ме-1ёяца более одной цистерны реагента, предусматривается его по-^Ступление на предприятие в цистернах с последующей передачей ' внутризаводским потребителям. Если потребление реагента неве-~лико, нужно остановиться на варианте поступления в мелкой таре. .--...

При проектировании сливных устройств в реагентном хозяй­стве необходимо руководствоваться следующими основными поло­жениями.

1. Химические продукты, используемые на НПЗ и НХЗ в каче­стве реагентов, перевозятся в железнодорожных цистернах различ-'ных типов, поэтому прежде, чем приступить к проектированию, следует по литературным данным [36, 37] определить, в какой цис->терне 6yflef поступать продукт.

"2. В зависимости от типа цистерны проектируются устройства для верхнего или нижнего слива.

3. Ряд продуктов, используемых в качестве реагентов, пред­ставляет собой высоковязкие, застывающие при высокой темпера­туре жидкости (деэмульгаторы для обессоливания нефти, присадки, олеум, концентрированный едкий натр). Для разогрева продуктов

.в цистернах применяются различные способы. При выборе способа разогрева нужно и-меть в виду, что для некоторых продуктов, на­пример олеума, недопустим разогрев с применением острого пара и дргружных змеевиков. В отдельных случаях для слива высоко­застывающих продуктов сооружаются специальные здания (теп­ляки). В тепляках разгружаются цистерны с бензолом, фенолом, . присадками,к маслам. .

4. Для взрывоопасных и горючих реагентов, реагентов, пред­ставляющих собой сильнодействующие опасные вещества (СДОВ1), -сооружаются самостоятельные сливные устройства, располагаю­щиеся на отдельных железнодорожных путях.

Поступившие по железной дороге реагенты направляются в резервуарный парк реагентного хозяйства. Вместимость парка определяется требованиями к нормативному запасу реагентов. Не­обходимо учитывать, что в реагентном хозяйстве должна обеспе­чиваться возможность хранения запасов реагентов в следующих объемах: серная кислота — 20-суточная потребность предприятия, едкий натр •— 25-суточная, фенол, фурфурол, метилэтилкетон, ацетон, бензол, диэтиленгликоль, тринатрийфосфат — 30-суточ-ная.

- При выборе типа резервуара для хранения реагентов следует руководствоваться приводимыми ниже рекомендациями:

Тип реагента Тип резервуара Малоагрессивные реагенты Вертикальные стальные резервуа-плотностью до 1,0 т/м3 ры (РВС) по типовым проек­там от 704-1-49 до 704-5-71 Агрессивные реагенты плот- РВС по типовым проектам от ностью до 1,25 т/м3 705-4-55 до 705-4-64 Неагрессивные продукты РВС по типовым проектам от , плотностью до 1,8 т/м3 705-4-65>до 705-4-71

Для хранения реагентов используют также стандартные ем­костные аппараты по ОСТ 26-02-1496—76.

• Пропан, аммиак и другие сжиженные газы хранятся в гори­зонтальных емкостях вместимостью от 25 до 100 м3 по ОСТ 26-02-1519—76.

Технологические установки НПЗ и НХЗ зачастую применяют реагенты более низкой концентрации, чем та, с которой они изго­тавливаются, поэтому в составе реагентных хозяйств проектиру­ются узлы разбавления реагентов. Так, в частности, следует преду­сматривать приготовление растворов едТкого натра концентрацией 10% (масс.) из 42%-го раствора, растворов моноэтаноламина кон­центрацией 10—15% (масс.). /

Существуют различные способы передачи реагентов на техно­логические установки. Если на заводе имеется несколько потреби-

/ телей одного и того же реагента, нужно предусматривать цент­рализованную подачу реагента по трубопроводам. На НПЗ и ' НХЗ проектируется раскачка по трубопроводам таких реагентов, "как едкий натр, аммиак, деэмульгаторы обессоливания нефти, мо-. ноэтаноламин.

Целесообразно проектировать трубопроводы между реагентным •хозяйством и потребителем и в тех случаях, когда потребитель реагента на заводе один, однако реагент расходуется в больших количествах. Например, для доочистки жидких парафинов на установках «Парекс» необходимо свыше 30 т олеума в сутки. На заводах, где построены установки «Парекс», олеум принимают в реагентном хозяйстве и транспортируют ни установку по трубо­проводу.

В тех случаях, когда расход реагента на установке невелик, предусматривается его доставка на установку в бочках. Если предприятие получает какой-либо реагент в железнодорожных цистернах, а раздает его отдельным потребителям в бочках или другой мелкой таре, в составе реагентного хозяйства проектиру­ются узлы затаривания. При надлежащем технико-экономическом обосновании проектируется доставка реагентов потребителям в ав­тоцистернах, заполняемых в реагентном хозяйстве. Приобретение автоцистерн должно быть предусмотрено проектом реагентного хозяйства. ,

В насосной реагентного хозяйства размещаются насосы раз­личного назначения: откачивающие продукт из цистерн в резер­вуары, циркуляционные (используемые для приготовления раство­ра нужной концентрации), перекачивающие реагент из резервуа-

' ров потребителям. Выбор типа насоса зависит от свойств пере­качиваемого продукта. Для транспортировки таких реагентов, как бензол, толуол, диэтиленгликоль целесообразно применять нефтя­ные насосы, для .перекачки моноэтаноламина, щелочей и кислот —

' химические, для перекачки фенола и пропана — герметичные элек­тронасосы. При определении производительности насосов следует учитывать следующие обстоятельства:

1) насос, предназначенный для проведения сливных операций, должен обеспечить откачку продукта из цистерны или группы цистерн за срок, установленный правилами перевозки грузов [41];

2) поскольку реагентное хозяйство обычно работает не круг­лосуточно, а только 1—2 смены, необходимо, чтобы с помощью насосов реагентного хозяйства в мерниках технологических уста­новок был создан не менее, чем суточный запас реагента, и тем. самым обеспечена бесперебойная работа технологических произ­водств;

3) для сокращения числа насосов, следует стремиться к сов­мещению операций, предусматривать по возможности использо­вание одних и тех же насосов для слива продуктов из цистерн, Для циркуляции и откачки реагента потребителям.

Рис. 5.6. План реагентного хозяйства НПЗ:

1 — резервуарные парки: 2,—здание/насосной; 3 — компрессорная аммиака' 4 — сливная

эстакада; 5 — сливные стояки аммиака;

ТП — трансформаторная подстанция; КИП — операторная: ВК — вентиляционная кацера.

Для хранения реагентов, поступающих в мелкой таре, на НПЗ и НХЗ• проектируются специальные склады.. Площадь склада F (в м2) определяется по формуле

. - F= abcn/ (nzA)

Здесь а —диаметр тары (бочки, мешка), м; Ь — высота тары, м; с —коэф­фициент плотности укладки, равный 1,1—1,3; я —число единиц тары; т —число рядов по высоте; \ — коэффициент использования площади, равный 0,65—0,7.

Склады состоят из специально оборудованных отсеков, в ко­торых реагенты объединяются в группы по общности свойств и условиям хранения. .

На рис. 5.6 представлен план реагентного хозяйства НПЗ топ­ливного профиля. В реагентном хозяйств? имеются:

1) резервуарный парк;

2) здание насосной, в котором размещаются отделение для на­сосов, перекачивающих взрывоопасные реагенты; отделение для насосов, перекачивающих прочие реагенты; склад мешков с со­дой; склад реагентов в бочках; помещение для разогрева бочек; навес для порожних бочек;

3) компрессорная для .слива аммиака; ~

• 4) две железнодорожные эстакады — для слива аммиака и t слива прочих реагентов, поступающих в цистернах. "

'; Реагентное хозяйство занимает территорию 128X130 м.

Особенности приема и хранения различных химических про­дуктов, используемых в качестве реагентов на НПЗ и НХЗ, под-

::, робно описаны в литературе [47, 52].

; Снабжение катализаторами и адсорбентами. В нефтеперера­ботке и нефтехимии широко применяются различные катализато­ры и адсорбенты. Для их хранения проектируются специальные

..склады, вместимость которых должна обеспечить хранение нор­мативных запасов .катализаторов и адсорбентов. Для реакторов с движущимся слоем катализатора нормативный запас соответ-

-ствует 30-суточной текущей потребности плюс одна загрузка для полной замены катализатора в системе (аварийный запас). Для реакторов с неподвижным слоем катализатора и адсорбента вели-

" чина нормативного запаса зависит от числа однотипных устано­вок на заводе. Если на предприятии имеется 1—3 однотипных уста-

^'новки, то на складе должна храниться резервная загрузка для

' 'полной замены катализатора на одной установке; если однотипных

; установок больше 4, то на складе хранят две резервные загрузки. Склады катализаторов на НПЗ и-НХЗ сооружают по индиви­дуальным проектам. Склад делится на несколько секций, в каж-

'".дой из которых хранятся катализаторы и адсорбенты, аналогич­ные по свойствам. Площадь, необходимая для хранения катализа­торов, определяется по той же формуле, которая применяется для

• расчета площади склада реагентов в мелкой таре. Проектами ^-предусматривается устройство рамп и пандусов для въезда. Рам-. пы перекрываются консольными навесами.

•, Снабжение смазочными маслами. На НПЗ и НХЗ имеется ^значительное количество компрессоров, центрифуг, вакуум-филь-,1тров и других агрегатов, для нормальной эксплуатации которых /''.необходимы смазочные масла. Потребность в смазочных маслах \'>на' заводах топливно-масляного профиля частично удовлетворяет-^-ся за счет собственного производства, а на НПЗ топдивного про-f фил'я и на НХЗ все смазочные масла поступают со стороны. :. Для НПЗ и НХЗ проектируются специальные склады масел. По •"данным, содержащимся в проектах технологических установок и ^общезаводских объектов, определяют расход, смазочных масел, ^устанавливают, какие марки масел необходимы. В проекте склада г .следует предусматривать прием масел по железной дороге, из ^автоцистерн, в бочках. По железной дороге поступают масла, рас-Сход которых превышает 50—100 т/год. Как показывает практика, 1*в железнодорожных цистернах принимают не более 4—5 различ->ных сортов масел, причем цистерны поступают не чаще, чем 1— :-2 раза в неделю. Поэтому вполне достаточно ограничиться в про­екте одним'сливным устройством. Для хранения смазочных масел, ^•поступающих в цистернах, необходимо предусматривать резервуа­ры вместимостью не менее 50 м3. В такой резервуар сливается целиком одна цистерна с маслом. Для подачи масел от сливного

*

устройства в резервуары используются коллекторы и шестеренча­тые насосы. Количество коллекторов и насосов может быть огра­ничено 3—4. Каждый из' коллекторов и насосов предназначается для слива группы однотипных масел. В одну группу, например, объединяются трансформаторное, авиационное и турбинное мас­ла, компрессорное, индустриальное и дизельное масла.

Для приёма масел, поступающих с нефтебаз системы нефте-снабжения в автоцистернах, на складах масел проектируются ре­зервуары вместимостью 5—10 м3. Площадь складов тарного хра­нения определяется по приведенным выше формулам.

Внутризаводским потребителям смазочные масла раздаются в мелкой таре (бочках, канистрах, бидонах) и с помощью авто­цистерн. Проектом склада масел должны быть предусмотрены на­сосы и мерники для налива масел в мелкую тару, а также устрой­ства для налива .автоцистерн, развозящих масло крупным потре­бителям внутри предприятия. В состав склада смазочных масел следует также включить навес для хранения пустой тары.

При использовании смазочных масел образуется заметное ко­личество отработанных масел, которые нужно утилизировать. Нор­мативными документами предлагается при проектировании про­мышленных предприятий предусматривать пункты сбора, хране­ния и перекачки отработанных масел. На НПЗ и НХЗ.такие пунк-•ты целесообразно включать в состав складов смазочных масел. В проекте также определяется направление использования отра­ботанных масел: отправка на маслорегенерационную установку (входящую в состав данного или другого предприятия), сброс в нефть или мазут.

В зависимости от выбранного способа регенерации масел в со­ставе склада масел следует предусматривать емкости и насосы для перекачки отработанных масел в пределах предприятия или емкости, насосы и соответствующие наливные устройства.

5.6. СНАБЖЕНИЕ СЖАТЫМ ВОЗДУХОМ, АЗОТОМ И ВОДОРОДОМ

Снабжение сжатым воздухом. Снабжение установок и объек­тов общезаводского хозяйства НПЗ и НХЗ сжатым воздухом осу­ществляется как от централизованных общезаводских воздушных компрессорных, так и от местных воздуходувных и компрессор­ных. Местные воздуходувные и компрессорные имеются в составе установок каталитического крекинга, производства битума, синте­тических жирных кислот и др.

При проектировании новых и реконструкции действующих НПЗ и НХЗ рекомендуется предусматривать строительство только централизованных компрессорных. Для завода может быть запро­ектирована одна или несколько воздушных компрессорных. При определении числа компрессорных следует учитывать очередность ввода объектов предприятия в эксплуатацию, а также размеры территории завода. Потери давления в сети от компрессорной до потребителя не должны превышать 0,2 МПа.

На НПЗ и НХЗ существуют сети сжатого воздуха давлением 0,8 и 6,4 МПа. При расчете производительности заводских компрес­сорных, производящих воздух давлением1 0,8 МПа, руководству­ются следующими соображениями:

1) рабочие компрессоры должны обеспечить полную потреб­ность в воздухе, используемом для приборов контроля и автома­тики, и в воздухе, расходуемом постоянно на технологические нужды;

2) к полученной величине постоянных расходов воздуха до­бавляется увеличенная в 1,5 раза максимальная потребность в воз­духе одного периодического потребителя. i

При определении количества резервных компрессоров исходят из того, чтобы обеспечить 100%-ный резерв компрессорам воздуха КИПиА; для компрессоров технологического воздуха допускается иметь одну общую резервную машину.

Для обеспечения безаварийной работы предприятий следует •предусматривать буферные емкости с часовым запасом воздуха КИПиА у каждого крупного потребителя.

Производительность компрессоров, снабжающих заводы возду­хом давлением 6,4 МПа, определяется потребностью в этом воз­духе. Компрессоры воздуха высокого давления рекомендуется раз­мещать в общем-помещении с компрессорами низкого давления.

При выборе оборудования воздушных компрессорных рекомен­дуется применять центробежные компрессоры без смазки. Отече­ственными машиностроительными заводами выпускаются центро­бежные машины для сжатия воздуха производительностью от 100 до 1000 м3/мин. Для осушки воздуха следует использовать серий­но выпускаемые агрегаты типа УОВ производительностью от 10 до 100 м3/мин.

Воздухозаборные устройства проектируют вне производствен­ного помещения — в зоне, которая защищена от солнечной радиа­ции и тепловых выделений. Во всасывающей линии для удаления из воздуха частиц пыли крупнее 5—6 мкм предусматривают .фильтры, которые могут быть индивидуальными или общими для группы компрессоров.

Сети сжатого воздуха КИПиА и технологического воздуха про­ектируются раздельными. Для того чтобы' иметь возможность от­ключать отдельные участки'сетей воздуха КИПиА на ремонт, кол­лектора закольцовываются. Диаметр колец сжатого воздуха КИПиА следует выбирать с учетом 10% резерва, детально рас­считывая потери давления в сетях с тем, чтобы они не превышали 0,2 МПа при отключении любого участка кольца. Этими же пра­вилами следует руководствоваться при проектировании трубопро­водов технологического воздуха.

- Снабжение азотом. Системы снабжения НПЗ и НХЗ инертным газом проектируются с конца 1950-х годов. Первоначально инерт­ный газ использовали только на установках по производству ма­сел, каталитического риформинга и гидроочистки. Для получения инертного газа сооружали генераторы инертного газа (ГИГи) и

специальные установки. На этих установках сжигали топливный или сжиженный газ'в токе атмосферного воздуха при минималь­ном избытке последнего; полученный дымовой газ подвергали очистке от окислов углерода и осушке [47]. Установки этого тина сооружены на многих отечественных НПЗ. Недостатком устано­вок производства инертного газа является присутствие в газе даже после очистки заметных количеств окислов углерода — до 0,1% (об.) -СО и до 1,0% (об.) СО2. Такая глубина очистки не может быть признана удовлетворительной при использовании инертного газа для регенерации некоторых видов катализаторов (в частности, полиметаллических катализаторов риформинга).

Азот более высокой степени чистоты (99,9% и выще) может быть получен низкотемпературным разделением воздуха. Поэтом-у -в настоящее время при проектировании нефтеперерабатывающих 'и нефтехимических предприятий следует предусматривать их осна­щение установками низкотемпературного разделения воздуха. Су­ществуют проекты установок разделения воздуха, отличающиеся технологической схемой (способом получения холода, способом очистки воздуха от примесей и т. д.),. производительностью (от 20 м?/ч до 50 тыс. м3/ч по азоту), видом получаемой продукции' (азот, азот и кислород, только кислород). Описание наиболее рас­пространенных установок разделения воздуха приводится в лите­ратуре [56]. V ,

Следует иметь в виду, что в целях рационального размещения установок разделения воздуха, их кооперирования, а также пра­вильного выбора технологических схем действует порядок, соглас­но которому вопрос о строительстве установок разделения воздуха подлежит предварительному согласованию. Генеральный проекти­ровщик НПЗ и НХЗ при выявлении необходимости строительства такой установки направляет запрос по установленной форме во Всесоюзное промышленное объединение «Союзметанол», которое анализирует заявку и дает рекомендации о применении той или иной типовой установки или определяет необходимость разработки индивидуального проекта. Индивидуальные проекты производств разделения воздуха выполняются Гипрокислородом.

При разработке проекта завода необходимо проанализировать возможность использования на, предприятии кислорода, поскольку экономически более эффективно совместное получение азота и кис­лорода, чем только азота. Целесообразно,в частности, рассмотреть возможность применения кислорода для очистки сточных вод, для электросварочных работ. "Следует проанализировать потребность в кислороде близлежащих предприятий и всего экономического района. Если это окажется экономически эффективным, в состав цеха разделения воздуха включают станцию наполнения баллонов кислородом. Продажа кислорода посторонним потребителям позао--ля^т заводу получить дополнительную прибыль. Размещают цеха наполнения и хранения баллонов с кислородом вне территории предприятия на расстоянии не менее 50 м от зданий и сооружений с производствами категорий А, Б, Е.

Проектируя и повторно применяя типовые воздухоразделитель-ные установки, необходимо уделять особое внимание безопасности эксплуатации. Известны случаи аварий на установках, разделения воздуха, вызванные накоплением взрывоопасных примесей, при сутствующих в перерабатываемом воздухе (ацетилена, непредель­ных и предельных углеводородов, кислородсодержащих органиче­ских соединений и др.)- С целью предотвращения взрывов возду-хоразделительных установок при их проектировании и строитель­стве предусматриваются специальные блоки очистки воздуха с применением цеолитов и специальных катализаторов, а также уда­ленные воздухозаборы. . . -

При проектировании и применении установок разделения воз­духа следует руководствоваться нормативными документами [57, 58}г

Потребление инертного газа на НПЗ и НХЗ носит неравномер­ный характер. В периоды регенерации катализатора, опрессовок, испытаний на прочность расход инертного газа резко возрастает. Было бы нерационально проектировать производство азота, исхо­дя из величину максимального расхода. Для покрытия пиковой : потребности в азоте следует проектировать газгольдерные парки, состоящие из мокрых или сухих газгольдеров. Для НПЗ мощ­ностью 12—18 млн. т/год обычно предусматривают газгольдерные парки вместимостью 40^-50 тыс. м3.

• Мокрые газгольдеры, в которых газ хранится при давлении 4 кПа (400 мм вод. ст.), обладают рядом серьезных недостатков: они занимают много места; газ находится в постоянном контакте с водой и потому выходит из газгольдеров увлажненным. Гораздо более-эффективны сухие газгольдеры, которые представляют со­бой вертикальные емкости высокого давления. Для НПЗ реко­мендуется применять сухие газгольдеры давлением до 6,4 МПа с вместимостью 100—160 м3.

Инертный газ поступает к потребителям под давлением ' 0,8 МПа, которое обеспечивается компрессорами установок произ­водства инертного газа и компрессорами воздухоразделительных станций. Если для технологических нужд необходим азот более высокого давления, следует проектировать в общезаводском хо­зяйстве азотные компрессорные высокого давления. Для сжатия азота в этих компрессорных добычно применяют компрессор типа ,305ГП-16/70 • производительностью 960 м3/ч, обеспечивающий сжатие азота до 7,0 МПа. Азот поступает во всасывающую линию этого компрессора с азотно-кислородной станции или из газголь­дерного парка.

В периоды, когда на установках имеется потребность в азоте высокого давления, он подается компрессорами потребителям. В остальное время компрессор высокого давления направляет сжа­тый азот в газгольдеры.

Снабжение водородом. Принципы снабжения предприятия во­дородом зависят от технологической схемы завода, осуществляе­мых на нем процессов. : .

При проектировании заводов с неглубокой переработкой неф­ти обычно предусматривается водородное хозяйство для обеспече­ния первоначального и последующих пусков установок каталити­ческого риформинга. Для первоначального пуска установок ри­форминга в состав пускового комплекса в ряде случаев включают установку производства водорода методом электролиза воды. Про­екты электро'лизных установок малой мощности разрабатываются Чирчикским филиалом Государственного института азотной про­мышленности (ГИАП). Другой вариант первоначального снабже­ния завода водородом предусматривает проектирование специаль­ной разрядной рампы для приема водорода из баллонов.

Получаемый на электролизной установке или разрядкой балло­нов пусковой водород накапливается в специальных газгольдерах, поскольку для единовременного пуска установки риформинга не­обходимо до 4.0 тыс. м3 водорода. В эти же газгольдеры направ­ляют часть водорода, вырабатываемого установками риформинга в межрегенерационный период с тем, чтобы создать необходимый запас для последующего пуска установок риформинга. Для хра­нения водорода могут использоваться мокрые и сухие газгольде­ры. При проектировании современных предприятий рекомендуется применять сухие газгольдеры на давление 6 МПа.

Для создания необходимого давления при опорожнении и за­полнении газгольдеров следует включать в состав проектируемых водородных хозяйств специальные компрессорные. Компрессорные оснащаются поршневыми угловыми компрессорами типа ГП про­изводительностью около 300 м3/ч и давлением в нагнетательной линии до 7,0 МПа. ,

Опыт ввода в эксплуатацию установок ЛК-6у показал возмож­ность использования для первоначального пуска секций и устано­вок риформинга водорода* получаемого методом автогидроочистки, которую проводят на блоке предварительной гидроочистки уста­новки риформинга или в секции гидреочистки керосина установки ЛК-бу.

Если потребность НПЗ или НХЗ в водороде не удовлетворяет­ся за счет водорода, вырабатываемого в качестве побочного про­дукта технологических установок, то' в составе предприятия необ­ходимо иметь специальное производство водорода. Вопросы снаб­жения водородом нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий освещены в литературе [59, 60].

5.7. ФАКЕЛЬНОЕ ХОЗЯЙСТВО

Факельное хозяйство нефтеперерабатывающих и нефтехими­ческих предприятий предназначено для повышения безопасности эксплуатации, улавливания и возврата на . переработку сбросов горючих газов и паров, б факельное хозяйство поступают: 1) по­стоянные сбросы из оборудования и коммуникаций, если их не­возможно использовать в технологических целях; 2) аварийные сбросы от предохранительных клапанов; 3) периодические сбросы

* в период пуска технологического оборудования, остановки его на ? ремонт и т. п. Факельное хозяйство современных НПЗ и НХЗ со­стоит из общей факельной системы предприятия, отдельных или специальных факельных систем для высокопроизводительных уста-

.новок (ЭП-300, АВТ-6,, ЛК-6у и др.), специальных факельных систем для горючих токсичных газов, установки сбора факельных сбросов. При проектировании факельных систем следует руковод­ствоваться нормативными документами [61—63], а. также литера­турными данными, в которых обобщен опыт проектирования и экс­плуатации факельных систем в различных отраслях промышлен­ности [47, 64].

Проектирование факельных систем. В состав факельных си­стем входят: трубопроводы (коллекторы) сбросных газов; дренаж­ные устройства; факельные трубы (свечи) для открытого сжига­ния газа; огнепреградительные устройства; вспомогательные тру­бопроводы.

Ответственным этапом проектирования факельных систем яв-

- ляется гидравлический расчет коллекторов факельного газа. Общее сопротивление факельной системы (от предохранительного клапа­на до устья факельной трубы) не должно превышать 50 кПа. Для обеспечения выполнения этого требования рекомендуется диамет­ры трубопроводов на различных участках факельной системы вы­бирать таким образом, чтобы: 1) сопротивление факельного газо­провода на участке от предохранительного клапана до общезавод­ского коллектора на границе установки не превышала Г5 кПа;

2) сопротивление общезаводского факельного коллектора от гра­ницы установки до факельного устройства не превышало 15 кПа;

3) сопротивление факельного устройства, включающего дренаж­ное устройство, гидрозатвор или огнепреградитель, факельную трубу (свечу) не превышало 20 кПа. При выполнении гидравли­ческих расчетов используются традиционные методики, содержа­щиеся, например, в [65, 66].

Важным элементом факельной системы является факельная труба (свеча)., в устье которой происходит открытое сжигание га­зов и паров. Конструктивно факельные свечи выполняются: само­несущими; -закрепленными на оттяжках; размещенными в метал­лической конструкции решетчатого или трубчатого типа. Для обеспечения эксплуатации и удобства обслуживания факельные трубы снабжаются дежурными (пилотными) горелками, горелоч-ным и запальным устройством, газостатическим затвором, устрой­ством для бездымного сжигания.

При отсутствии факельных сбросов воздух за счет диффузии может проникнуть в факельную трубу, а через нее—в факельную систему, вызвать образование взрывоопасных смесей. Проникно­вение воздуха возможно также при создании в факельной трубе разрежения вследствие уменьшения объема газа, вызванного ох­лаждением горячих сбрасываемых газов. Для * предотвращения проникновения воздуха предусматривают постоянную подачу в (Ьакрлъные тоубы топливного, ПРИРОДНОГО или инеотного газа. Ско-

ИИРЯ^г • ••'.•• . -

чркйь подачи топливного и природного-газов должна быть не ме­нее 0,9 м/с, азота — не менее Д7 м/с.

Перед факельной трубой на трубопроводе сбросных газов про­ектируется установка огнепреградительных устройств, которые предотвращают распространение пламени из факельной свечи в факельную систему. Огнепреградительные функции выполняют про­мышленные -огнепреградители и гидрозатворы. Практика эксплу­атации факельных систем НПЗ и НХЗ показала преимущества схемы с гидрозатвором. Величина столба затворной жидкости в гидрозатворах должна составлять 150—250 мм, слив жидкости должен производиться через сифон («утку») с разрывом струи. Гидрозатвор также предотвращает попадание воздуха в факель-нук4) систему.

Проектирование установок сбора факельных сбросов. Для ути­лизации и возврата сбрасываемых в факельные системы паров и газов на повторную переработку в состав НПЗ и НХЗ включаются установки сбора факельных сбросов. В эти установки входят от­бойники конденсата, газгольдеры, компрессорная и насосная.

Объем: отбойников конденсата определяют расчетом, исходя из данных о составе и величине сбросов в факельную систему. Иног­да для этой цели используют эмпирические, основанные на прак­тике эксплуатации соотношения. Например, принимают, что на каждые 6 млн. т/год перерабатываемой нефти завод должен иметь один отбойник объемом 100 м3. Отбойники должны быть обору­дованы системой дистанционного контроля уровня.

Из отбойников газ направляется в газгольдеры, являющиеся буферными емкостями перед компрессорами. Объем газгольдера выбирается таким, чтобы он мог в течение 5—10 мин принимать .весь газ максимального факельного выброса. Для хранения газа применяют мокрые газгольдеры вместимостью 3—15 тыс. м3. Сле-дует-иметь в виду, что в типовых проектах мокрых газгольдеров, которые проектировались для хранения азота и других невзрыво­опасных газов, ввод газа предусмотрен через приямок. В проекте газгольдеров для факельных газов необходимо предусматривать ввод газа через нижний лояс, что позволит предотвратить обра­зование взрывоопасных смесей в приямках, разместить вспомо­гательные узлы "газгольдера (гидрозатворы, сливные баки, армату­ру) на отметках, близких к нулевым. '

Газ из газгольдеров поступает к компрессорам. Общую произ­водительность компрессоров рассчитывают, исходя из вместимости-газгольдеров. Если в составе установки сбора факельных сбросов имеется один газгольдер, то часовая производительность компрес­соров принимается равной 50% вместимости газгольдера. В тех • случаях,- когда в составе факельного хозяйства предусмотрены два и более газгольдеров производительность компрессоров должна быть не менее 30% общей вместимости газгольдеров.

Контроль за сбросом в факельную систему. При проектирова­нии НПЗ и НХЗ следует предусматривать устройства, позволяю­щие контролировать сброс газов в факельные системы с отдель-

•:-. ных объектов. К:сожаЛению, до настоящего времени не разрабо­таны устройства, которые позволяли бы одновременно не только контролировать факт выброса; но и фиксировать его'продолжи­тельность и величину. Однако системы, сигнализирующие о факте сброса, эксплуатируются на ряде предприятий. Показания прибо­ров, фиксирующих сброс, следует выводить в операторную факель­ного хозяйства.

5.8! СИСТЕМА СНАБЖЕНИЯ ТОПЛИВОМ

Во многих технологических процессах на НПЗ и НХЗ исполь­зуются трубчат-ые печи, тепловая мощность которых колеблется от единиц до сотен мегаватт. Для обеспечения их бес-перебойной ра­боты на заводах сооружаются системы снабжения топливом.

' В качестве топлива на НПЗ и НХЗ применяют газ, получаемый в качестве побочного продукта в основном производстве, и мазут, который на НПЗ получают при переработке нефти, а на НХЗ по­дают со стороны. На некоторых НПЗ и НХЗ в качестве топлива -используются также природный и попутный газы, поступающие по магистральным газопроводам. Для применения природного и попутного-газов в качестве топлива заказчик или проектировщик должен в установленном порядке получить разрешение Госплана СССР.

Потребители используют либо один вид топлива, либо их ком­бинацию. Выбор того или иного вида топлива определяется кон­струкцией печи, типом применяемых горелок, требованиями по за­щите окружающей среды, необходимостью в отдельных случаях использовать непосредственно на установке газ низкого давления или высоковязкий побочный продукт. Так, в 'частности, необходи­мо предусматривать сжигание в печах выхлопных газов от эжек-торных устройств, газа низкого давления на установках гидроочист­ки. Печи беспламенного горения и вертикальные цилиндрические печи в качестве топлива применяют только очищенный газ, пря­чем для печей беспламенного горения очень важно обеспечить поддержание стабильности состава и теплоты сгорания газового топлива. • .

Первым этапом проектирования системы топливоснабжения яв-, ляется определение потребности в топливе. .Расчет потребности осуществляется по данным проектов отдельных установок и произ-. водств с учетом опыта эксплуатации. Следует учитывать, что пере­довые предприятия, борясь за экономию топлива, сумели значи­тельно снизить потребление газа и мазута на многих технологи­ческих установках по сравнению с проектным.

Определив потребность в топливе, проектировщик затем при­ступает к решению задачи удовлетворения этой потребности. Не­обходимо стремиться к максимально полному использованию газо­образного топлива, которое более полно сгорает и легко может быть очищено от серы. Лишь при дефиците газообразного топлива предусматривают подачу на установки жидкого топлива.

Снабжение жидким топливом. Для обеспечения потребителей жидким топливом на НПЗ и НХЗ проектируется специальное топ­ливное хозяйство, включающее резервуары, насосы и коммуника­ции. Объем резервуаров должен обеспечивать запас топлива, исхо­дя из -суточной работы всех заводских печей. Целесообразно пре-, дусматривать в топливном хозяйстве не менее трех стальных вер­тикальных резервуаров, один из которых служит для приема из­быточного топлива от потребителей, второй — для раздачи, а тре­тий -г- для отстоя между этими двумя операциями.

Во избежание выброса продукта из резервуаров температура хранения мазута не должна превышать 80—90° С. Поскольку для обеспечения требуемой вязкости мазут марки 100 должен поступать к форсункам печей подогретым до температуры 110—120°С, на тех­нологических установках следует предусматривать подогреватели мазута.

Топливо подается в топливное хозяйство НПЗ из товарных пар­ков или узлов смешения, а в некоторых случаях поступает непо­средственно с установок первичной перегонки нефти. Нефтехими­ческие предприятия получают мазут, как правило, по трубопрово­дам с близлежащих нефтеперерабатывающих заводов. Если такая возможность отсутствует, нужно проектировать узлы приема ма­зута по железной дороге со стороны, включающие железнодорож­ные эстакады и насосные для слива.

Для раздачи топлива используются центробежные насосы, про­изводительность которых должна в 1,5—2 раза превышать расход топлива потребителями. На всасывающей линии насоса проекти­руется установка двух фильтров грубой очистки, а на нагнетатель­ной — двух фильтров тонкой очистки. Проектом должна быть пре­дусмотрена возможность отключения одного из фильтров для чист­ки без нарушения системы топливоснабжения. Снабжение отдель­ных потребителей топливом, проектируется по кольцевой схеме. В зависимости от числа потребителей и их размещения на гене­ральном плане проектируется одно или несколько топливных колец. Снабжение газом. Углеводородные газы, полученные на техно­логических установках, должны направляться на газораспредели­тельные пункты (ГРП). В проектах следует предусматривать по­дачу газов на ГРП по самостоятельным коллекторам с однотип­ных установок, редуцирование и смешение газов на ГРП с после­дующей выдачей газа потребителям под различным давлением. На территории предприятий проектируют прокладку нескольких кол­лекторов топливного газа: для печей беспламенного горения (0,5 МПа), для прочих трубчатых печей (0,3 МПа), для столовых и лабораторий (0,005 МПа). Газообразное топливо, подаваемое в лаборатории и столовые, должно по качеству соответствовать тре­бованиям ГОСТ «Газ для коммунально-бытового снабжения», по­этому в проекте ГРП надо учитывать необходимость одорирова­ния этого .газа, а также поддержания его теплоты сгорания на постоянном уровне. Поскольку обеспечить стабильность состава и теплоты сгорания топливного газа в заводских условиях затруд-

нительно, его в последнее время не применяют в бытовых целях Для лабораторий и столовых проектируется снабжение сжижен ным газом..

Газ подается потребителям по тупиковой схеме. Для освобож дения его от конденсата перед печами устанавливают газосепа­раторы и подогреватели. Газопроводы влажного топливного газг следует прокладывать с обогревающими спутниками и теплово! изоляцией, предусматривая отвод конденсата из нижних точек газопроводов в специальные дренажные емкости.

При' проектировании топливных систем необходимо уделят! особое внимание стабилизации давления в них. Опыт эксплуата ции показал, что зачастую давление в сетях топливного газа по вышается и предприятия вынуждены сбрасывать избыток топлив­ного газа на факел. Для стабилизации давления в топливной сети могут быть предусмотрены следующие варианты: 1) сброс из­бытка топливного газа на заводскую ТЭЦ при условии сглажива­ния колебаний в подаче неТртезаводского газа природным газом: 2) поддержание постоянного давления путем сбрасывания избыт­ка топливного газа через регулятор давления в топливо, поступаю­щее на 2—3 установки (на этих установках следует предусмотреть смесительную емкость, в которую кроме сбрасываемого газа по* дается через регулятор давления природный газ, прямогонный гаа или испаренный сжиженный газ); 3) система автоматического пе­рехода печей с жидкого топлива на газообразное и обратно.

5,9. ЛАБОРАТОРНЫЙ КОНТРОЛЬ ПРОИЗВОДСТВА

Объем аналитического контроля. Для обеспечения нормальной эксплуатации НПЗ и НХЗ важное значение имеет своевременный и правильный аналитический контроль производства. Объем анали­тического контроля при проектировании заводов определяется на основании разделов «Аналитический контроль производства», со­держащихся в проектах технологических установок и технологи­ческих регламентах, выдаваемых для проектирования научно-ис­следовательскими институтами. Аналитический контроль осуще­ствляется с применением поточных анализаторов качества и по­средством лабораторных анализов.

Поточные анализаторы качества рекомендуется устанавливать прежде всего на технологических потоках,, направляемых на ком­паундирование, и потоках с неуправляемыми технологическими параметрами. Подбор поточных анализаторов качества произво­дится по номенклатурным перечням НПО «Нефтехимавтоматика» и каталогам заводов-изготовителей Министерства приборостроения, средств автоматизации и систем управления (Минприбора) СССР. В процессе проектирования необходимо тщательно контролиро­вать, налажен ли серийный выпуск выбранных анализаторов ка­чества и обеспечивают ли они требуемую точность измерений.

Организация лабораторного контроля. Для осуществления по­вседневного лабораторного аналитического контроля на предпри-

ятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленнос­ти предусматриваются специализированные подразделения, кото­рые подчиняются главному инженеру производственного объедине­ния (завода), а в 'части функций отдела технического контроля (ОТК) — директору предприятия. На подразделения лабораторного аналитического контроля возлагается • контроль качества сырья, полуфабрикатов, материалов, готовой продукции, контроль воз­душной среды и сточных вод.

На предприятиях, строившихся в 1940—50-х годах, предусмат­ривались контрольные лаборатории для каждого цеха, и, кроме того, товарные (на товарно-сырьевой базе) и центральные лабо­ратории. Позднее вместо цеховых лабораторий проектировались контрольные лаборатории для отдельных блоков (топливного, мас­ляного) при сохранении товарных и центральных лабораторий.

В связи с широким внедрением поточных анализаторов качест­ва количестао лабораторных анализов заметно сократилось; и это позволило упростить структуру подразделений лабораторного контроля. На крупных нефтеперерабатывающих и нефтехимических производственных объединениях рекомендуется предусматривать две лаборатории: 1) лабораторию технического контроля (ЛТК), выполняющую функции лабораторного аналитического контроля -производства и функции ОТК в части готовой продукции, и 2) цен­тральную лабораторию, выполняющую опытно-исследовательские работы и методическое руководство ЛТК. На средних и небольших НПЗ и НХЗ создается центральная заводская лаборатория (ЦЗЛ), которая осуществляет функции лабораторного контроля производ-стра, ОТК и ведет в,небольшом объеме исследовательские работы. В зависимости от выполняемых функций в состав ЛТК и ЦЗЛ -включают следующие -лаборатории (группы): контрольные, товар­ные, газохроматографическую, газокаталитическую, моторных ис­пытаний, санитарную аналитическую и др.

Для ЛТК и ЦЗЛ. рекомендуется проектировать не более одно­го здания; в отдельных случаях допускается размещать лабора­тории, входящие в состав ЛТК в нескольких зданиях с учетом тер­риториального расположения-обслуживаемых объектов.

Отбор проб. Точки отбора проб должны быть определены в про­ектах технологических установок и объектов общезаводского хо­зяйства. Отбор проб товарной продукции осуществляется пробо-

ТАБЛИЦА 5.4., Форма задания на

Контроль

Продукты, параметры среды место агоегат- в месте отбора состав смеси Л по пор. подвергаемые место агрегат- г в месте отбора анализ отбора ное пробы, % ' проб состояние давление, темпера- (масс.) или МПа тура, °С «/о (об.)

12 3 4 5 6 7 П р в м е ч а н и е. Графы 11—14 заполняются только для товарно-сырьевых складов

отборщицей лаборатории. Пробы текущей продукции отбираются в соответствии с графиком аналитического контроля оператором технологического объекта и собираются на границе установки в специальном шкафчике.

Доставка проб в лабораторию осуществляется автотранспор­том, курсирующим по специальному графику.

, Проектирование заводских лабораторий. Разработка проектов лабораторий нефтеперерабатывающих и нефтехимических. пред­приятий ведется специализированными проектными организациями на основании заданий, основным из которых является технологи­ческое задание на проектирование аналитического контроля про­изводства (табл. 5.4). В задании на проектирование лаборатории институт-генпроектировщик завода отражает также необходимые сведения, связанные с обеспечением лаборатории энергоресурсами, азотом, воздухом, топливным газом. К заданию должна быть при­ложена выкопировка из генплана с указанием места размещения лаборатории. Необходимо, чтобы в районе размещения отсутство­вали производственный шум и вибрация, было сведено к миниму­му количество вредных выбросов от других производств.

Автор проекта лаборатории в свою очередь подготавливает и выдает генпроектировщику задание,-в котором отражаются тре­бования по организации на НПЗ и НХЗ службы ведомственного метрологического надзора, а также указывается необходимый объем ремонтных и транспортных служб,4 используемых для обес­печения эксплуатации лабораторий.

Проектирование лабораторий для НПЗ и НХЗ ведётся ,в соот­ветствии с «Указаниями по проектированию лабораторий нефте­перерабатывающих и нефтехимических предприятий» и.«Инструк­цией по проектированию зданий и .сооружений научно-исследова-. тельских учреждений. СН 495—77»;

Помещения лабораторий на НПЗ и НХЗ компонуются по функциональным и эксплуатационным признакам в отдельные зо­ны здания или отдельные блоки: блок лабораторных помещений, административный блок, блок экспериментальных мастерских, стеклодувная", блок моторных испытаний, санитарно-бытовой блок.

В блоке лабораторных помещений размещаются: лаборатории общего назначения; специальные лаборатории (спектральная, хро-матографическая, -лаборатория для работы с ртутью); весовые.

проектирование аналитического контроля

производства Контроль товарно-сырьевой продукции

наименование - - ' анализа, реко- число "Р00 количе- Дополни-мендуемый метод ГОСТ, ство вид упа- размер тельные

аНзаирИуеамыйНнЛаИ" - ™ » ™л. ковки партии сведения потоке показа- в сутки в смену тыс. т тель)

8 9 10 Ц 12 13 14 15 я цехов, отпускающих готовую продукцию потребителю.

ТАБЛИЦА 5.5. Рекомендации по способам

Внутрицеховые трубопроводы подземно наземно

_ в непроходных Транспортируемая среда „епосоед- каналах на вы,0

ИсЦиСрсД" На ВЫиО" дд ЭСТЭ™

ственно ' ких кэдзх в грунте необогре- обогре- опарах ваемых ваемых

Нефть и нефтепродукты застывающие ниже — 35°С — — — 4- -t-

застывающие от 0°С до + + — 4- + ' — 35°С

застывающие выше 0°С с вязкостью не выше 20 сСт при 50°С

для нагнетательных ли- — — — 4- 4-4- 4-4-4-

НИИ

для всасывающих линий — ' — — 4-44- 4- 4- 4-

застывающие выше 0°С . , с вязкостью выше 20сСт при 50°С

для нагнетательных ли- — — — 4-4-4- + + +

НИИ

для всасывающих линий — — — + + +•+ + + ; Жидкие газы: углеводородные • для нагнетательных ли- — — — +++ + + +

НИИ '' '

для всасывающих линий — — — + + + ++ + аммиак — — — -1- + • Жидкие реагенты: , серная кислота - — — — + + ++ + + едкий натр, сода и ' — + + + + + + + + + + другие водные растворы фенол — — . ++'+++ + + бензол — — . + ++++ + +' толуол, метилэтилкетон — — — + +

прокладки технологических трубопроводов

Межцеховые трубопроводы подземно наземно в непроходных _ каналах Примечания непосред- каналах на низких на высо- на 9Ста. ственно ких опорах калах в грунте необогре- обогре- опорах ваемых ваемых + + — + + + + + — + ,+ + При необходимо­сти с изоляцией и обогревом — — — + + + + + + + + + — +-H- . + +++ — — — - - + + + + + + + + + — + + + +++ +++ — — .- - - 4-++ +++ + + + + — - + + + + + + ++ + — — — + + + - / — - - +++ +++ Н-+ + — + + + , + + + + +4-+ + + + — + + + + + + + + + + + + + — . +++ + + + + +++ ++ + + — — Ч- + + В грунте — только приемные линии
Внутрицеховые трубопроводы подземно иаземно Транспортируемая среда . . в некпаЈ°*°;!НЬ1Х ' V непосрел- каналах. на высо- _ „а эста-ственно ----- -------------- • ----------- ких в грунте необогре- обогре- опорах кадах ваемых васмых 'азы. воздух: углеводородный- газ неосу- ~ — — — + ++ + + + шейный углеводородный газ сухой . — — , — ^ .+ инертный газ " - — — — + + сероводород " — — — + + + -)- + + ВОДОРОД — — — -(- + факельные линии, , -г- — — + + + +-К+- аР ' • , ++ ++ ++ ++ ++ • онденсат, горячая вода: ' ' от потребителей пара до -*-+ ++ ++ ++ + + конденсатоотводчиков •••-.' от конденсатоотводчиков ' +' + -f Ц- + до узлов захолаживания W от насосов (напорные ли- ++ +-(- ++ .}.+ ..+ + нии) , -•-'•• горячая вода -М- ++ ++ ++ + + химически очищенная вода + + + -t + • -f- + -K++-f-аварийных трубопроводах: ' температура продукта + — ~ — — __ до 250°С температура продукта ниже — ++ — — — 25(ГС . . ' Условные обозначения: — ае применять; + применять без изоляции и обогрева; ++ применять с тепло-
' ________ _^_^__ Межцеховые трубопроводы подземно лаземно " "е"Р°ХО"Ш Примечания непосред- каналах ^ ^^ нз высо. ^ ^ ственно кнх в грунте необогре- обогре- опорах опорах ***** вземых ваемых ; + - ' .- +++ +++ +++ + — - +++ +++ +++ + — - + + - +•. -. — — - +++ +++ +++ - • - +•+•+.--- - . — +++ +++ +++ '++.++ +'+ -f-+ ++ 4- + + + ++ ++ ++ ,+ + ++ Наземно — при на­личии избыточ­ного давления + + + -г- + -f - ++ ++ ++ +++++ + + + . +-f ++ ++ ++ ++. + + + + . -f _ +++ -)- + + +++ - .' . Ч v ,_ ;- 1++. • _ . •_ _ _ . • . ' х " -/ изоляцией; -(--f-f- применять с теплоизоляцией и обогревом.

Лаборатории оснащаются вытяжными шкафами, лабораторными столами, универсальными стендами, моечными раковинами. К ла­бораторным столам подводятся сжатый воздух, азот, топливный газ, вода, электропитание.

В состав лаборатории включаются также расходные склады: помещения для хранения проб, легковоспламеняющихся и горючих жидкостей; расходный склад кислот и щелочей; расходный склад реактивов.

Помещения для хранения проб, ЛВЖ и ГЖ отделяются от ос­тальных помещений лаборатории глухой, газонепроницаемой, не­сгораемой стеной и оборудуются отдельным выходом наружу или в коридор через тамбур-шлюз. Эти помещения предназначаются для хранения в течение суток рабочих проб и для хранения 2-3-су-точного запаса используемых в лаборатории ЛВЖ, ГЖ и горючих газов.

Склады реактивов, кислот и щелочи размещают в первом этаже лабораторного .корпуса.

При разработке проектов общезаводского хозяйства нужно предусматривать централизованное снабжение лабораторий топ­ливным газом, азотом и воздухом.

6.10. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

При помощи технологических трубопроводов осуществляется транспортирование по территории НПЗ и НХЗ жидких и газо­образных продуктов. Заводские трубопроводы подразделяются на внутри- и межцеховые. Внутрицеховые трубопроводы служат для связи между отдельными аппаратами, насосами, компрессорами, расположенными внутри установки или объекта общезаводского хозяйства. С помощью межцеховых трубопроводов осуществляется связь между технологическими установками, резервуарными пар­ками, общезаводскими насосными и т. д.

При проектировании внутри- и межцеховых трубопроводов проектировщики-технологи определяют с помощью расчетов диа­метры труб и величину гидравлических сопротивлений, подготав­ливают рекомендации по способам прокладки трубопроводов и необходимости их изоляции. В обязанности проектировщика-монтажника входит механический расчет трубопроводов," выбор труб, соединительных устройств и арматуры для трубопроводов по каталогам и стандартам, разработка монтажных чертежей про­кладки трубопроводов.

Для прокладки трубопроводов используются наземный и под­земный способы. При наземной прокладке трубопроводы разме­щаются на низких опорах или на многоярусных эстакадах, при подземной — в каналах и непосредственно в грунте (бес-канальная прокладка). Срок службы наземных трубопроводов примерно в 2,5 раза больше, чем подземных; поэтому всюду, где это возможно, рекомендуется применять наземную прокладку тру-

fбопроводов. В табл. 5.5 приводятся полученные на основании опыта

* эксплуатации действующих НПЗ и НХЗ рекомендации по спосо­бам прокладки внутрицеховых и межцеховых трубопроводов.