Проект реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива с увеличением производительности до 2450000 тонн в год по сырью

Работа из раздела: «Производство и технологии»

Реферат

Проект состоит из расчётно-пояснительной записки объёмом 214 листов, 64 таблиц, 9 рисунков, 54 литературных источников

Ключевые слова: ДИЗЕЛЬНОЕ ТОПЛИВО, ГИДРООЧИСТКА, КАТАЛИЗАТОР, ТЕХНОЛОГИЯ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ АВТОМАТИЗАЦИЯ, БЕЗОПАСНОСТЬ, ЭКОЛОГИЯ, ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ, СЕБЕСТОИМОСТЬ.

Целью данного проекта является реконструкция установки гидроочистки дизельных топлив ЛЧ-24/2000 с увеличением производительности до 2450000 тонн в год по сырью.

В пояснительной записке приведен литературный обзор способов производства, технико-экономическое обоснование проектируемого цеха и выбор места строительства. Даны физико-химические основы метода производства, характеристика сырья и готовой продукции. Сделано описание технологической схемы процесса, указан аналитический контроль производства и автоматический контроль средствами КИП и А. Проведен расчет материального и энергетического балансов, технологический и механический расчет реакционного аппарата, осуществлен подбор вспомогательного оборудования. Разработаны мероприятия по безопасности и экологичности производства.

Реконструкция осуществляется за счет замены сырьевого теплообменника на более производительный.

Проект реконструкции является эффективным. Себестоимость целевой продукции по предлагаемому проекту снизилась на 74,80 руб. Годовая прибыль составит 10654847,3 тыс. руб., что позволяет окупить затраты на реконструкцию в течение 5 месяцев

Перечень сокращений и условных обозначений

АВГ - аппарат воздушного охлаждения горизонтальный.

АТ - атмосферная трубчатка.

АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка.

ВНИИНП - Всероссийский Научно-Исследовательский Институт Нефтепереработки.

ДЗЭЧ - дизельное зимнее экологически чистое.

ДТ - дизельное топливо.

МДЭА - метилдиэтаноламин.

НПЗ - нефтеперерабатывающий завод.

ПЛК - пром-ливневая канализация.

РСУ - распределительная система управления.

УКПГ - установка комплексной подготовки газов.

ppm - parts per million - частей на миллион, единица измерения содержания серы в топливе.

Введение

Нефтепереработка сегодня - это крупная передовая отрасль нашей промышленности. Нефтяные топлива являются важнейшим источником энергии. Эту роль они сохранят и в течении ближайших десятилетий. К 2014 году доля нефти в энергопотреблении составила около 57 %, а через полвека нефть вместе с углём будут обеспечивать более половины потребности планеты.

Мировая потребность в нефти на 90 % удовлетворяется за счёт нефтей легких и средней плотности. Прогнозируется утяжеление поставляемой нефти и более высокое содержание в ней серы.

Во многих регионах мира нефтеперерабатывающая промышленность стоит перед проблемой, касающейся новых более жестких стандартов на качество топлив при одновременном изменении спроса на них. Особенно быстро меняются спецификации на дорожные бензины и дизельные топлива, заставляя нефтеперерабатывающие предприятия вкладывать средства в строительство новых установок или реконструкцию существующих мощностей.

Одним из распространённых процессов нефтепереработки является процесс гидроочистки моторных топлив, так как таким путём достигается улучшение качества бензинов, керосинов и дизельных топлив, приведение их в соответствие требованиям стандарта качества. Улучшение количества выпускаемых моторных топлив вызвано потребностью на рынке страны нефтепродуктов нового качества, ужесточающемся требованиями к защите окружающей среды, экономией природных запасов нефти, достигаемой за счёт сокращения удельных расходов топлив двигателями.

Гидрогенизационные процессы имеют несколько разновидностей. В их исследования большой вклад внесли Н.Д. Зелинский, А.Е. Фаворский, С.В. Лебедев, С.А. Фокин, большой вклад в их разработку внесли также сотрудники ВНИИНП.

Переработка сернистых нефтей сопряжена с интенсивной коррозией оборудования. Для её предупреждения приходиться прибегать к использованию дорогостоящего оборудования из легированных сталей и обеспечивать поступление на переработку обессоленной нефти. Поэтому дистилляты, идущие на выпуск товарных нефтепродуктов, подвергаются специальной очистке.

Максимальное снижение серы в нефтепродуктах достигается в результате гидрогенизационных процессов: снижается содержание не только сернистых, но и азотистых, и других агрессивных соединений, кроме этого, гидроочистка применяется для облагораживания сырья каталитического крекинга и других процессов.

Будучи универсальным и исключительно удобным источником энергии, нефть и нефтепродукты в то же время представляют потенциальную угрозу для окружающей среды, относясь к важнейшим факторам её загрязнения. При сгорании нефтепродуктов образуются все основные загрязнители атмосферы. Так, например, антропогенная эмиссия углеводородов и оксида углерода близка к естественной, а свинца и оксидов серы- её превышает. Оксиды серы и азота превращаются в соответствующие кислоты, участвуя в образовании кислотных дождей.

Применение топлива с высоким содержанием сернистых соединений ведёт к коррозионному износу деталей двигателя. При сгорании сернистых соединений в двигателе образуется окислы SO₂ и SO₃, которые вместе с конденсирующимися парами воды образуют серную и сернистую кислоты, оказывающее сильное коррозионное воздействие на металл двигателя. Кроме того, использование сернистых топлив ведёт к загрязнению окружающей среды вредными продуктами сгорания.

В результате гидроочистки эти нежелательные факторы воздействия значительно снижаются, улучшаются многие показатели качества дизельного топлива, такие как: содержание серы, фракционный состав, цетановое число, температура застывания и помутнения.

В последнее время разработка и применение экологически чистых видов топлив является одним из основных вопросов на повестке дня во всем мире. В Европе переход на дизельное топливо с содержанием серы 50 ppm стал обязательным в 2005 году, а переход к содержанию серы, равному 10 ppm, произошел с 1 января 2009 года. Начиная с 2000 года, многие нефтеперерабатывающие предприятия успешно осуществили программы по усовершенствованию производства, направленные на обеспечение соответствия требованиям по концентрации серы, равной 50 ppm. При этом многие из них уже тогда были готовы к производству дизельного топлива с содержанием серы 10 ppm. Определяющими факторами при проведении таких программ являются применение современных технологий катализа, использование дополнительных объемов катализаторов, усовершенствования процесса обработки и контроля качества, а также оптимизации исходного сырья, в особенности при переработке сырьевых смесей на основе продуктов крекинга.

В России и странах СНГ ограничение на содержание серы в дизельном топливе, используемом для внутреннего потребления, до последнего времени составляла максимум 50 ppm, а с начала 2015 года это значение не должно превышать 10 ppm. Нефтеперерабатывающая промышленность России при этом должна соответствовать растущему

спросу на российское дизельное топливо в европейских странах, а так же понижающемуся внутреннему уровню спроса на жидкое топливо. Для обеспечения возможности экспорта дизельного топлива в страны Европейского Союза, оно должно соответствовать требованиям стандарта Euro-5.

Это означает, что нефтеперерабатывающая промышленность России находится на самом высоком уровне производства дизельного топлива с ультранизким содержанием серы, и все нефтеперерабатывающие предприятия адаптированы под современные мировые требования к качеству.

Одним из наиболее важных вопросов является принятие решения о реконструкции действующих установок гидроочистки дизельного топлива, относящихся к старому типу, путём замены катализатора на новый, более эффективный и селективный катализатор и/или строительство новых мощностей. Также должна быть произведена замена устаревшего оборудования на более современное и производительное. Замена катализатора имеющейся установки на катализатор нового поколения намного дешевле, чем строительство новой установки гидроочистки.

1. Литературный обзор с обоснованием метода производства

Гидрогенизационные процессы в нефтеперерабатывающей промышленности применяется во всё возрастающем объёме. Широкое развитие их обусловлено в основном повышением требований к качеству вырабатываемых нефтепродуктов и значительным объёмом сернистых нефтей, поступающих на переработку.

В нефтеперерабатывающей промышленности гидроочистка как тип гидрогенизационных процессов является основным. Она применяется для удаления из нефтепродуктов сераорганических соединений, а также соединений кислорода и азота и для снижения содержания непредельных и ароматических углеводородов, для улучшения запаха и цвета нефтепродуктов. В результате гидроочистки уменьшается коррозия оборудования и снижается загрязнение атмосферы.

Установка гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24/2000 введена в эксплуатацию в 1993 году.

Установка предназначена для очистки от сернистых соединений прямогонного дизельного топлива, поступающего с установок АВТ.

Очищенное от сернистых соединений дизельное топливо используется в качестве компонента для получения товарных дизельных топлив согласно действующим ГОСТам и ТУ.

Установка ЛЧ-24/2000 состоит из реакторного отделения, отделения стабилизации и дегазации гидрогенизата, отделения очистки циркуляционного газа и отделения регенерации раствора метилдиэтаноламина (МДЭА).

Бензин-отгон является побочным продуктом гидроочистки и используется как компонент сырья блока вторичной разгонки бензина.

Углеводородные газы, образующиеся в процессе гидроочистки, используются на установке в качестве компонента топлива на печах.

Сероводород, образующийся в процессе гидроочистки, направляется на производство серной кислоты и элементарной серы.

Генеральный проектировщик предприятия НижегородНИИНефтепроект.

Химические основы процесса: удаление гетероатомов происходит в результате разрыва связей C-S, C-N и C-O и насыщение образующихся радикалов водородом. При этом сера, азот и кислород выделяются соответственно в виде H₂S, NH₃ и H₂O.

Превращение серосодержащих соединений:

RSH + H₂ > RH + H₂S

RSR^' + H₂ > R^'SH + H₂S

Кинетика гидрирования сернистых соединений сильно зависит от их строения. Она уменьшается с увеличением молекулярной массы, то есть удаление серы их тяжёлых нефтяных фракций происходит с большим трудом, чем из лёгких. Взаимодействие индивидуальных серосодержащих соединений различного класса с водородом в условиях гидроочистки происходит по реакции первого порядка.

Превращение азотоорганических соединений: гидрогенолиз связи C-N протекает труднее, чем C-S, поэтому в процессах гидроочистки азот удалить сложнее:

C₆H₅CH₂ + H₂ > C₆H₅CH₃ + NH₃

Хуже всего удаляется азот из циклических структур. Пиролл гидрируется до бутана и аммиака. При гидроочистки достигается практически полное гидрирование азотосодержащих соединений.

Превращение кислородосодержащих и металлоорганических соединений: в среднедистилляционных фракциях кислород может быть представлен соединениями типа спиртов, эфиров, фенолов. В высококипящих фракциях, в основном в мостиковых связях и в циклах молекул. Наибольшее количество кислородосодержащих соединений концентрируется в смолах и асфальтах.

RC₆H₄OH + 2H₂ > RC₆H₅ + H₂O

В присутствии обычных катализаторов гидроочистки кислородосодержащие соединения удаляются практически нацело.

Металлоорганические соединения разлагаются на активных катализаторах с выделением свободного металла, являющегося каталитическим ядом.

Превращение углеводородов: в условиях процесса гидроочистки происходит гидрирование алкенов, алкодиенов и частично полициклических аренов.

RCH=CH₂ + H₂ > RCH₂CH₃ (Т=310-400 ⁰С, Р =3 МПа)

Полициклические арены гидрируется при той же температуре, что и алкены, но при большем давлении Р= 3-7 МПа.

Макрокинетика процесса: скорость протекания реакции гидроочистки нефтяных фракций зависит от химической природы и физических свойств сырья, типа катализатора, парциального давления водорода, объёмной скорости подачи сырья, температуры и других факторов.

С повышением температуры скорость реакций гидрирования возрастает. Однако, верхний предел температуры ограничен (400- 420 ⁰С), что связано с неблагоприятным термодинамическим равновесием гидрирования тиофенов. Кроме того, повышение температуры способствует реакции гидрокрекинга, дегидрирования полициклических циклоалканов и коксообразованию. В зависимости от качества исходного сырья и требуемого качества очищенного продукта, гидроочистку проводят при температуре 320 - 400 ⁰С.

Скорость газофазной реакции (при гидроочистке легких фракций) возрастает с увеличением парциального давления водорода до 3 МПа и не изменяется. В жидкофазном процессе (при гидроочистке высококипящих фракций) повышение давления водорода до очень высоких значений увеличивает скорость реакции, ускоряя транспортирование водорода через плёнку жидкости к поверхности катализатора. Предел повышения давления обычно ограничивается удорожанием оборудования и составляет 8 МПа.

Объёмная скорость подачи сырья зависит от содержания и типа гетероатомных соединений в сырье, от технологии получения сырья и требуемой глубины очистки. Обычно она колеблется от 0,5 до 10 ч^-1. Гидроочистку сырья с высоким содержанием тиофенов проводят с меньшей объёмной скоростью, чем сырья содержащего серу в виде меркаптанов и сульфидов. Низкая объёмная скорость требуется также для переработки тяжёлого сырья.

В промышленности процесс гидроочистки проходит при следующих показателях технологического режима:

- среднее давление в реакторах, МПа 3-6

- температура в реакторах, ⁰С 320-400

-объёмная скорость подачи сырья, ч^-1 2-5

-кратность циркуляции ВСГ, м³/м³ 200-350

-содержание водорода в ЦВСГ, % об. от 90

Для получения дизельного топлива с ультранизким содержанием серы очень важно в тонкостях понимать химию процесса удаления серы из фракций нефтепродуктов. Процесс удаления серы из дизельных фракций является достаточно сложным, особенно если речь идет об очень глубокой очистке. Хотя в дизельном топливе и присутствуют серосодержащие соединения, точки кипения которых расположены по всем интервалу кипения топлива, наиболее устойчивые и трудные для удаления соединения (например, 4,6-диметилдибензотиофен) обнаруживаются во фракциях с наиболее высокими температурами кипения (более 320 ⁰C). Было выяснено, что имеется два основных типа химических реакций, используемых для удаления этих серосодержащих соединений (рисунок 1.1): прямая реакция (гидрогенолиз), и реакция гидрогенизации. Считается, что последний способ является наиболее эффективным с точки зрения снятия стерических ограничений. К третьему, наименее важному способу удаления серы, относятся реакции, при которых происходит изменение структуры молекул серосодержащих соединений.

Возможными для реализации являются все три типа реакций, при этом предпочтительное направление протекания реакций определяют рабочие условия конкретного процесса и тип применяемых катализаторов.

Рисунок 1 - Возможные типы реакций для удаления 4,6-диметил-дибензотиофена при гидродесульфуризации

Известно, что реакции гидрогенолиза ингибируются как H₂S, так азотсодержащими соединениями, в то время как при использовании способа, основанного на гидрогенизации, в качестве ингибиторов выступают в основном азотосодержащие соединения. Поскольку в указанных случаях реакционная способность серосодержащих органических соединений оказывается различной, то катализаторы, работающие по механизму гидрогенолиза (кобальт-молибденовые, или CoMo-катализаторы) ведут себя иначе, чем катализаторы, которые в основном работают по механизму гидрогенизации (никель-молибденовые, или NiMo-катализаторы). Для неустойчивых серосодержащих соединений основным типом реакций является гидрогенолиз, что делает крайне эффективным применение CoMo-катализаторов. Для удаления же устойчивых соединений серы лучше использовать катализаторы с высокой активностью в процессе гидрогенизации. Высокая гидрогенизационная активность способствует протеканию реакций гиидрогенизационного типа, а так же удалению ингибирующих азотосодержащих соединений.

Эти концепции являются основными при выборе типа используемого катализатора: для работы при низком давлении, когда важнейшим типом протекающих реакций является гидрогенолиз, лучше использовать CoMo-катализатор . При увеличении рабочего давления более важными становятся реакции типа гидрогенизации, и в этом случае предпочтительным катализатором будет уже NiMo-катализатор. Помимо такого фактора, как давление, на выбор оптимального катализатора или каталитической системы для конкретной установки также влияют содержание азота в сырье (то есть доля легкого рециклового газойля) и требуемая объемная скорость.

2. Физико-химические основы процесса

Процесс гидроочистки основывается на реакции разложения органических соединений, содержащих серу, азот, кислород, в присутствии водорода и катализатора при температуре 320-400 ^оС и давлении 3-5 МПа (30-50 кгс/см²) с последующим их гидрированием.

В керосиногазойлевых фракциях нефти содержатся классы серосодержащих соединений, перечисленные ниже в порядке уменьшения реакционной способности.

Таблица 2.1 - Классы серосодержащих соединений

В процессах гидрообессеривания протекают следующие основные реакции: сама реакция гидрообессеривания приводит к разрыву связи С-S

RS H + H₂ > RH + H₂S,

RS - SR + 3Н₂> 2 RH + 2H₂S,

R - S - R + 2H₂ > RH + RH + H₂S,

В условиях промышленного проведения процесса могут протекать реакции гидрогенолиза связи С-C , связи С-N, связи C-O, приводящие к реакциям гидрокрекинга, гидродеазотирования и восстановления.

RCH₂CH₂R' +H₂ > RCH₃ + R'CH₃ ,

RNH₂ + H₂ > RCH₃ +NH_3,

ROH +H₂ > RCH₃ + Н₂О.

Таким образом, в процессе гидроочистки органические соединения, содержащие серу, азот, кислород, превращаются в углеводороды с выделением сероводорода, воды и аммиака.

При гидрообессеривании происходит также гидрирование ненасыщенных соединений

+ 5H₂ >

Одновременно с реакциями присоединения водорода идут реакции гидрокрекинга с образованием небольшого количества легких бензиновых фракций и газов, реакции изомеризации парафиновых и нафтеновых углеводородов и т.п.

Реакция разложения сернистых и других органических соединений происходит на поверхности катализаторов гидроочистки.

Факторами, влияющими на ход процесса, являются:

- качество сырья;

- активность катализатора;

- удельная скорость;

- соотношение водорода и сырья;

- температура;

- давление.

Качество сырья: скорость обессеривания уменьшается с увеличением плотности (молекулярного веса) сырья, так как с утяжелением фракционного состава увеличивается содержание тиофеновой серы.

Наличие смолистых соединений в сырье приводит к быстрому закоксовыванию катализатора и резкому снижению его активности. Содержание смолистых веществ в сырье косвенно характеризуется его цветом.

Активность катализатора: снижение активности катализатора происходит из-за отложений (кокс, окалина, металл и т.п.) на его поверхности. Образование коксовых отложений происходит за счёт окисления непредельных углеводородов кислородом, растворённым в сырье. Даже содержание кислорода 0,00001% в сырьё приводит к образованию смол с последующим коксообразованием. Коксоподобные вещества реагируют с сульфидами железа и отлагаются на поверхности катализатора, особенно на входном слое катализатора.

Удельная скорость: отношение объема сырья (м³/час) при 20 ⁰С к объему катализатора ( подсчитанному по насыпному весу) в реакторе называется удельной скоростью. Чем тяжелее сырье, тем ниже должна быть удельная скорость. Увеличение удельной скорости приводит к уменьшению времени пребывания сырья в реакторе, а значит и к снижению степени обессеривания. С другой стороны снижение удельной скорости приводит к снижению производительности установки и удорожанию процесса. Увеличение удельной скорости в 2 раза требует повышения температуры гидрообессеривания примерно на 17 ⁰С.

Соотношение водорода и сырья: при увеличении отношения водородосодержащий газ - сырье скорость процесса обессеривания увеличивается. Низкая степень обессеривания сырья при весьма малом отношении водородосодержащий газ - сырье объясняется недостаточным парциальным давлением водорода.

Кинетика реакций обессеривания имеет первый порядок по водороду и скорость обессеривания прямо пропорциональна парциальному давлению водорода. Парциальное давление водорода зависит:

- от общего давления в реакторе,

- от кратности ВСГ/сырье,

- от концентрации водорода в ВСГ.

Заметное возрастание степени обессеривания происходит до определенного предела (700 нм³ циркуляционного газа на 1м³ сырья), так как при повышении расхода газа уменьшается время контакта. Для процесса гидроочистки дизельных фракций принята кратность циркуляции ВСГ 160-180 нм³/м³ из расчета на 100 %-ый водород.

Сероводород, образующийся при реакции, замедляет скорость реакции. При содержании H₂S 0,3 % объемных в реакционной газовой смеси скорость реакции уменьшается на 5 %, поэтому необходимо производить очистку циркулирующего водорода от H₂S. Скорость реакции также уменьшается при увеличении содержания ароматических углеводородов в дизельном топливе.

Температура: при повышении температуры скорость гидрирования сернистых соединений возрастает, достигая максимума при 400 ⁰С. Для процесса гидроочистки дизельных фракций оптимальная температура 320-400 ⁰С.

При температуре выше 400 ⁰С развиваются процессы, вызывающие закоксовывание катализатора.

Давление: степень обессеривания увеличивается с возрастанием общего давления в системе, так как уменьшается объем газосырьевой смеси, увеличивается время контакта, увеличивается парциальное давление водорода. Повышенное давление ослабляет реакции дегидрирования углеводородов и уменьшает коксование катализатора. Повышенное давление в системе реакции ведет к увеличению насыщения непредельных и гидрогенизации ароматических углеводородов, что приводит к повышению расхода водорода.

Факторы влияющие на процесс очистки газов: очистка газов от сероводорода производится раствором МДЭА , который, контактируя с потоком циркуляционного газа, поглощает сероводород с образованием растворимого комплекса.

NСН₃ (C₂H₄ OH)₂+ H₂S H₂S ----- NСН₃ (C₂H₄ OH)₂

Регенерация раствора МДЭА основана на разложении образовавшегося комплекса.

H₂S ----- NСН₃ (C₂H₄ OH)₂ NСН₃ (C₂H₄ OH)₂ + H₂S

Разложение происходит при температуре 80-130 ⁰С. Основными факторами, влияющими на процесс очистки газов, являются: температура, давление, концентрация МДЭА, расход раствора МДЭА .

Оптимальная температура абсорбции сероводорода - 30-40 ⁰С. Повышение температуры ухудшает поглощение сероводорода. Важную роль играет соотношение температур раствора МДЭА и газа, поступающего на очистку. При высокой температуре газа происходит охлаждение его раствором МДЭА, с образованием жидкой фазы бензина. Бензин при регенерации раствора МДЭА испаряется и попадает в сероводородсодержащий газ.

Повышение давления увеличивает степень поглощения сероводорода. Уменьшение концентрации МДЭА в растворе увеличивает энергетические затраты на регенерацию МДЭА , но уменьшает скорость коррозии оборудования. С увеличением расхода циркулирующего раствора МДЭА, степень очистки от сероводорода увеличивается.

3. Характеристика сырья и готовой продукции

Таблица 3.1 - Характеристика сырья, материалов, реагентов, готовой продукции

Наименование сырья, материалов, реагентов, готовой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Область применения изготовляемой продукции
Компонент топлива дизельного летнего с установок АВТ- 1, 2, 5, 6	СТП 4.1а-05	Фракционный состав: -50 % перегоняется при температуре, ⁰С, не выше -90% перегоняется при температуре, ⁰С, не выше -96% перегоняется при температуре, ⁰С, не выше	280 345 360	Сырье установки
		Температура вспышки в закрытом тигле, ⁰С, не ниже	65
		3. Температура помутнения, ⁰С, не выше	минус 5
		4. Содержание воды	отсутствует
		Массовая доля серы, %	не нормируется
Компонент топлива дизельного зимнего с установок АВТ- 1, 2, 5, 6	СТП 4.2а-05	Фракционный состав, ⁰С -начало кипения, не ниже -96% перегоняется при температуре, не выше	140 340	Сырье установки
		2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, ⁰С, не ниже	40
Наименование сырья, материалов, реагентов, готовой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Область применения изготовляемой продукции
		3. Температура помутнения, 0С, не выше	минус 25
		4. Температура застывания, 0С, не выше	минус 35
		5. Цвет	от бесцветного до желтого
		Массовая доля серы, %	не нормируется
Дизельное топливо с установок АВТ	СТП 13.02-7	1. Плотность, г/смъ	0,820 - 0,850	Компонент сырья установки
		2. Предельные у/в, % масс	70,000 - 80,000
		3. Непредельные у/в, % масс	6,500 - 8,500
		4. Ароматические у/в, % масс	14,000 - 17,000
Бензин - отгон	СТП 2.12-06	1. Фракционный состав: конец кипения, 0С, не выше	180	Компонент сырья установок АВТ-1, 2, 5
Водородосодержащий газ с установок 35/5, 35/11-300, 35/11-600, 35/21-1000	СТП 3.7-04	Компонентный состав: -содержание водорода, % об, не менее -дляустановки 35/21-1000, % об, не менее	78 90	ВСГ для процесса гидроочистки
Наименование сырья, материалов, реагентов, готовой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Область применения изготовляемой продукции
Сероводородосодер жащий газ с установки ЛЧ-24/2000	СТП 3.8-02	Содержание сероводорода, % об, не менее	93	Сырье установки производства серной кислоты
Топливный газ	СТП 3.12-02	Плотность, г/дм3 Объемная доля сероводорода, % , не более 3. Объемная доля С5-С6, %, не более 4. Теплота сгорания низшая, ккал/кг, не менее	0,4-0,8 1,0 1,0 11000	Используется для нагрева продукта в печах
Компонент гидроочищенный дизельного летнего топлива с установок 24/7, 24/2000	СТП 4.6-04	Фракционный состав, 0С: -50% перегоняется при температуре, не выше -90% перегоняется при температуре, не выше -96% перегоняется при температуре, не выше	280 345 360	Компонент топлива дизельного Л и ДЛЭЧ
		2. Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже	65
Наименование сырья, материалов, реагентов, готовой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Область применения изготовляемой продукции
		Массовая доля серы, %, не более -для топлива ДЛЭЧ I вид П вид III вид	0,2 0,005 0,035 0,05
		5. Содержание сероводорода	отсутствует
		6. Содержание механических примесей	отсутствует
		Содержание воды	отсутствует
		8. Плотность, г/см	0,820 - 0,850
		9. Предельные у/в	75,000 - 85,000
		10. Непредельные у/в	1,500 - 5,000
		11. Ароматические у/в	14,000 - 17,000
Компонент гидроочищенный дизельного зимнего топлива с установок 24/7 И 24/2000	СТП 4.7-04	1. Фракционный состав, 0С -начало кипения, не ниже -96% перегоняется при температуре, не выше	140 340	Компонент топлива дизельного зимнего З и ДЗЭЧ
Наименование сырья, материалов, реагентов, готовой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Область применения изготовляемой продукции
		Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже	40
		Температура застывания, 0С, не выше	Минус 35
		Массовая доля серы, %, не более для топлива ДЗЭЧ I вид П вид III вид	0,2 0,005 0,035 0,05
		6. Содержание механических примесей	отсутствует
		7. Содержание воды	отсутствует
Компонент гидроочищенный дизельного зимнего топлива с установок 24/7, 24/2000		1. Фракционный состав, 0С -при 180 0С отгоняется, %, не более	10	Компонент топлива дизельного ЕН 590 (EN 590)
		-при 340 0С отгоняется, %, не менее	95
		2. Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже	55
Наименование сырья, материалов, реагентов, готовой продукции	Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП	Область применения изготовляемой продукции
		3. Температура помутнения, 0С, не выше	Минус 25
		4. Температура застывания, 0С, не выше	Минус 35
		5. Массовая доля серы, мг/кг ( ppm),не более
		- вид 1	350
		- вид 2	50
Метилдиэтаноламин	ТУ 2423-005-111598-73	1. Массовая доля метилдиэтаноламина, %,не менее - высший сорт - 1 сорт	99 98,5	Используется для очистки водородосо- держащего и углеводород ных газов от сероводорода

4. Описание технологической схемы

Узел подачи сырья

Сырье - прямогонная дизельная фракция - поступает на установку из промежуточного парка через клапан-отсекатель поз. UV-351, проходит очистку от механических примесей на фильтрах Ф-207/1,2, после чего через эл. задвижки поз. Z-218/3,4 поступает на прием сырьевых насосов Н-201/1-4. Управление клапаном-отсекателем поз. UV-351 осуществляется системой противоаварийной защиты (далее по тексту ПАЗ).

Сырье насосами Н-201/1-4 подается на смешение с циркулирующим водородсодержащим газом и в качестве газо-сырьевой смеси поступает в реакторный блок.

Постоянство расхода сырья, подаваемого в реакторный блок, регулируется в распределенной системе управления (далее по тексту РСУ) контуром поз. FQRC-3 посредством клапана поз. FV-3, установленного на линии подачи сырья от насосов Н-201/1-4 в тройник смешения. Минимальное значение расхода сырья сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку (остановку насосов Н-201/1-4) по понижению расхода сырья поступает от контура поз. FRAS-3/2 в систему ПАЗ.

Давление и температура сырья - прямогонной дизельной фракции - контролируется в РСУ контуром поз. PR-3А и ТR-3В, соответственно.

Реакторный блок

Сырье, подаваемое насосами Н-201/1-4 с давлением 46,0 кгс/см², и циркулирующий ВСГ, нагнетаемый циркуляционным компрессором ЦК-201 с давлением 46,0 кгс/см², поступают в тройник смешения.

Водородсодержащий газ (ВСГ) поступает в сепаратор С-203 через клапан-отсекатель UV-204.

В сепараторе производится разделение парогазовой и жидкой фазы.

Жидкая фаза из сепаратора С-203 отводится в сепаратор С-207 через клапан-отсекатель UV-362. Управление клапаном-отсекателем поз. UV-362 осуществляется системой ПАЗ.

Газовая фаза из сепаратора С-203 через фильтр Ф-206 поступает на всасывание компрессора. На линии всасывания установлен регулирующий клапан PV_120 и байпаснаяэлектрозадвижка HV-105 с дистанционным управлением. Регулировка загрузки компрессора осуществляется регулирующим клапаном РV-120 с монитора компьютера, а при необходимости вручную по месту задвижкой HV-105 в случае возникновения аварийной ситуации.

Для начального заполнения компрессора водородсодержащим газом перед пуском предусмотрен байпас клапана-отсекателя UV-204 (на линии ввода ВСГ в сепаратор С-203) малого диаметра с дистанционно управляемым клапаном HV-106 для ограничения скорости заполнения компрессора.

Сжатый водородсодержащий газ из компрессорной установки ЦК-201 поступает в тройник смешения. На линии нагнетания установлен клапан-отсекатель UV-205.

При снижении расхода через компрессор из линии нагнетания часть ВСГ отводится в байпасный холодильник Х-217 через антипомпажный регулирующий клапан FV_117. Регулирующий клапан FV_117 автоматически поддерживает минимально допустимый расход ВСГ через компрессор для исключения явлений помпажа при снижении расхода. Охлажденный ВСГ из холодильника Х-217 поступает во всасывающую линию компрессорной установки ЦК-201 перед сепаратором С-203.

Для отвода жидкой фазы из мест возможных скоплений конденсата ВСГ предусмотрена система продувки (дренажа) трубопроводов. Конденсат сбрасывается под давлением ВСГ (1,23-4,61МПа) в факельную систему.

В местах возможных скоплений конденсата ВСГ в трубопроводах всасывания (до сепаратора С-203), из фильтра Ф-206, в трубопроводах на нагнетании компрессора, на линии ВСГ от холодильника Х-217 предусмотрены отсечные клапаны с дистанционным управлением для сброса возможного скопления конденсата и дроссельные шайбы для ограничения расхода газовой фазы.

Из тройника смешения газо-сырьевая смесь (далее по тексту ГСС) с температурой 75 °С поступает последовательно в межтрубное пространство теплообменников нагрева газо-сырьевой смеси Т-202/1-4 и затем Т-201/1,2. В теплообменниках ГСС нагревается за счет тепла стабильного гидрогенизата, поступающего из колонны К-201, и газо-продуктовой смеси (далее по тексту ГПС) из реактора Р-201, соответственно.

Температура ГСС контролируется в РСУ контуром:

- после тройника смешения - поз. TR-63;

- после теплообменников Т-202/3,4 - поз. TR-62;

- после теплообменников Т-202/1,2 - поз. TR-60.

После теплообменников Т-201/1,2 ГСС с температурой 314 °С/328 °С (начало/конец цикла) нагревается в реакторной печи П-201/1,2 до температуры реакции 349 °С/382 °С (начало/конец цикла) и поступает последовательно в реактор Р-200 и реактор Р-201.

В реакторы загружена система катализаторов - защитного слоя, предотвращающего засорение катализатора гидроочистки, и непосредственно никель-молибденовый катализатор.

В реакторах происходит гидрогенолиз серо-, азот- и кислородсодержащих соединений с образованием сероводорода, аммиака и воды.

Температура ГСС на входе в реактор Р-200 составляет 349 °С/382 °С (начало/конец цикла), на выходе - 369 °С/397 °С (начало/конец цикла), давление на входе - 41,7 кгс/см². Перепад давления по реактору Р-200 на конец цикла должен быть не более 2,0 кгс/см² для катализатора фирмы Альбемарле и 2,5 кгс/см² для катализатора фирмы Грейс.

Температура ГСС на входе в реактор Р-200 контролируется в РСУ контуром поз. TRА-910А с сигнализацией минимального значения. Давление на входе в реактор контролируется в РСУ поз. PA-951, PA-951A с сигнализацией минимального значения.

Перепад давления по реактору Р-200 контролируется в РСУ контуром поз. PDIRA-953А с сигнализацией максимального значения.

Температура ГСС на входе в реактор Р-201 составляет 369 °С/397 °С (начало/конец цикла), на выходе - 369 °С/400 °С (начало/конец цикла), давление на входе - 40,7 кгс/см² / 39,7 кгс/см² (начало/конец цикла).

Перепад давления по реактору Р-200 на конец цикла должен быть не более 2,5 кгс/см² для катализатора фирмы Альбемарле и 2,0 кгс/см² для катализатора фирмы Грейс.

Температура на входе в реактор Р-201 контролируется в РСУ контуром поз. ТR- 58, на выходе - контуром поз. ТR- 56.

Перепад давления по реактору Р-201 контролируется в РСУ контуром поз. PDIA-12 с сигнализацией максимального значения.

Также контролируется РСУ перепад температуры в слое катализатора многозонными термопарами с сигнализацией максимального значения:

- в реакторе Р-200 - контуром поз. ТIRA- 1001/1-4, поз. ТIRA- 1002/1-8.

- в реакторе Р-201 - контуром поз. ТRA- 20/1-10.

Давление в реакторном блоке регулируется в РСУ контуром поз. PRC-14 посредством клапана поз. PV-14, установленного на линии вывода отдувочного ВСГ на ГРП.

Газо-продуктовая смесь из реактора Р-201 поступает в трубное пространство сырьевых теплообменников Т-201/1,2, где охлаждается до температуры 250 °С/270 °С (начало/конец цикла), отдавая тепло на нагрев газо-сырьевой смеси, и направляется в горячий сепаратор высокого давления С-201. Давление ГПС на выходе из теплообменника Т-201/1,2 измеряется техническим манометром поз. PI-938, а температура контролируется в РСУ контуром поз. TR-20.

В сепараторе С-201 происходит разделение нестабильного гидрогенизата и водородсодержащего газа. Давление в сепараторе С-201 контролируется в РСУ контуром поз. PIR-954, а температура - контуром поз. TR-61.

Нестабильныйгидрогенизат из С-201 через клапан-отсекатель UV-17/2 поступает непосредственно в зону питания колонны стабилизации К-201. Управление клапаном-отсекателем поз. UV-17/2 осуществляется системой ПАЗ.

Уровень нестабильного гидрогенизата в сепараторе С-201 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-17 посредством клапана поз. LV-17, установленного на линии вывода нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-201 в колонну К-201. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ. Сигнал на закрытие клапана-отсекателя UV-17/2 по минимальному уровню поступает от контура LS-77 системы ПАЗ.

С верха сепаратора С-201 выходит ВСГ и направляется в теплообменник Т-205, где охлаждается, отдавая тепло нестабильномугидрогенизату, поступающему из холодного сепаратора высокого давления С-202 и доохлаждается в аппарате воздушного охлаждения Х-201/1-6 до 45 °С. Из аппарата воздушного охлаждения Х-201/1-6 водородсодержащий газ поступает на разделение в сепаратор С-202.

Для отмывки теплообменного оборудования реакторного блока от солей аммония предусмотрена подача конденсата водяного пара перед аппаратом воздушного охлаждения Х-201/1-6.

Расход конденсата водяного пара подаваемого в реакторный блок регулируется в РСУ контуром поз. FIRC-988 посредством клапана поз. FUV-988, установленного на линии подачи конденсата водяного пара от насосов Н-251/1,2 в трубопровод перед воздушным холодильником Х-201/1-6.

В холодном сепараторе высокого давления С-202 при давлении 34,8 кгс/см² и температуре не более 45 °С происходит разделение ВСГ, сконденсированных легких углеводородов и воды. Давление в сепараторе С-202 контролируется в РСУ контуром поз. PIR-956, а температура регулируется в РСУ контуром поз. TIRC-67, исполнительный механизм которого изменяет степень открытия жалюзи на Х-201/1-6 и частоту вращения лопастей Х-201/1,3,5 на электродвигатели которых установлены частотные преобразователи автоматически регулирующие вращение вентиляторов.

Частота вращения лопастей вентиляторов контролируется в РСУ контуром поз. SR Х-201/1, SR Х-201/3, SR Х-201/5.

Нестабильный гидрогенизат из сепаратора С-202 поступает в теплообменник Т-205,

где нагревается за счет тепла паров сепаратора С-201, и в качестве второго (верхнего) потока питания через клапан-отсекатель поз.UV-355 направляется в колонну К-201. Управление клапаном-отсекателем поз. UV-355 осуществляется системой ПАЗ.

Уровень нестабильного гидрогенизата в сепараторе С-202 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-18 посредством клапана поз. LV-18, установленным на линии вывода нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-202 в теплообменник Т-205. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Промывная вода из сепаратора С-202 выводится по уровню раздела фаз на установку производства элементарной серы, или в деаэратор Е-215 в случае остановки производства элементарной серы.

Уровень раздела фаз регулируется в РСУ контуром поз. LRC-551 посредством клапана поз. LUV-551, установленного на линии вывода промывной воды из сепаратора С-202. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

С верха из сепаратора С-202 выходит ВСГ и поступает в абсорбер циркуляционного ВСГ К-202 на очистку от сероводорода 45 % водным раствором МДЭА, подаваемого насосами Н-204/1,2.

Постоянство расхода регенерированного раствора МДЭА, подаваемого в абсорбер, регулируется в РСУ контуром поз. FRC-147 посредством клапана поз. FV-147, установленного на линии подачи регенерированного МДЭА от насосов Н-204/1,2 в абсорбер К-202. Сигнал на блокировку (остановку насосов Н-204/1,2) по снижению расхода МДЭА поступает от контура поз. FRAS-147/2 системы ПАЗ. Температура МДЭА на входе в абсорбер контролируется в РСУ контуром поз. TR-65.

Насыщенный сероводородом раствор МДЭА из абсорбера К-202 через клапан-отсекатель поз.UV-360 поступает в сепаратор С-207. Управление клапаном-отсекателем поз. UV -360 осуществляется системой ПАЗ.

Уровень насыщенного раствора МДЭА в кубе абсорбера К-202 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-153 посредством клапана поз. LV-153, установленного на линии вывода насыщенного МДЭА из абсорбера К-202 в сепаратор С-207. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ. Температура в кубе абсорбера К-202 контролируется в РСУ контуром поз. TR-135.

Очищенный от сероводорода циркуляционный ВСГ делится на два потока, первый поступает через сепаратор С-203 на прием центробежного компрессора ЦК-201, где компримируется и далее направляется в тройник смешения с сырьем. Второй поток - в качестве 'отдува' через клапан-отсекатель UV-359 выводится с установки на ГРП. Управление клапаном-отсекателем поз. UV-359 осуществляется системой ПАЗ.

Количество ВСГ, выводимого на ГРП, контролируется в РСУ контуром поз. FQIR-8.

Схемой установки предусмотрена возможность подачи части циркуляционного ВСГ на поддув в К-201 через клапан поз.FV-9 и газоподогреватель П-201.

Давление циркулирующего ВСГ на приеме сепаратора С-203 контролируется в РСУ контуром поз. PIR-957. В сепараторе С-203 происходит удаление капельной влаги и сконденсированных углеводородов из циркуляционного водородсодержащего газа.

Перепад давления на отбойном устройстве в сепараторе С-203 контролируется в РСУ контуром поз. PDIRA-11 с сигнализацией максимального значения.

Уровень в сепараторе С-203 регулируется в РСУ контуром поз. LRCA-108 посредством клапана поз. LUV-108, установленного на линии вывода жидкой фазы из сепаратора С-203 в сепаратор С-207. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку по максимальному уровню поступает от контура поз. LSA-109 системы ПАЗ.

Из сепаратора С-203 водородсодержащий газ через фильтр Ф-206 поступает на прием циркуляционного контура компрессора ЦК-201, где дожимается до 46,0 кгс/см² и с температурой 80 °С направляется в тройник смешения с сырьем - прямогонной дизельной фракцией.

Давление циркуляционного ВСГ на линии приема компрессора ЦК-201 контролируется РСУ контуром поз. PIRA-113, на линии нагнетания - контуром поз. PICRA-120 и поз. PR-5A.

Температура циркуляционного ВСГ на линии нагнетания компрессора ЦК-201 контролируется РСУ поз. TR-5B.

Расход циркуляционного ВСГ перед тройником смешения контролируется в РСУ контуром поз. FIRA-5A с сигнализацией минимального значения. Сигнал на блокировку по понижению расхода циркуляционного ВСГ поступает от контура поз. FRAS-5 системы ПАЗ.

Для поддержания требуемой концентрации водорода в контуре циркуляционного ВСГ, а также для компенсации потерь водорода в результате химических превращений сырья и высокой растворимости ВСГ при горячей сепарации предусмотрена подпитка контура циркуляционного ВСГ свежим водородсодержащим газом на прием компрессора ЦК-201 перед сепараторами С-202 и С-203.

Свежий водородсодержащий газ поступает на установку через клапан-отсекатель поз.UV-352 с давлением 35,0 кгс/см² и с температурой не выше 60 °С с установки ЛФ-35/21-1000 (либо с установки ЛЧ-35/11-600, Л-35/11-300). Управление клапаном-отсекателем поз. UV-362 осуществляется системой ПАЗ. Давление свежего ВСГ на входе на установку контролируется в РСУ контуром поз. PR-6A, а его температура - поз. TR-6б.

Расход свежего ВСГ регулируется в РСУ контуром поз. FQRCA-6 посредством клапана поз. FV-6, установленного на линии свежего ВСГ на входе на установку. Минимальное значение расхода свежего ВСГ сигнализируется в РСУ.

При отключении адсорбера хлороводорода 300-V5 на установки ЛФ-35/21-1000 необходимо переводить подпитку свежего ВСГ в сепаратор С-202. (изм.№10 утв.2.09.2014г)

Блок стабилизации нестабильного гидрогенизата

Нестабильный гидрогенизат из горячего сепаратора высокого давления С-201 с температурой 250°С/270°С (начало/конец цикла) и нестабильный гидрогенизат из холодного сепаратора высокого давления С-202, предварительно нагретый в Т-205 до температуры 210 °С, поступают, соответственно на 14 и 20 тарелки питания колонны стабилизации К-201.

Температура нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-201 контролируется в РСУ контуром поз. TR-61, из сепаратора С-202 - контуром поз. TR-22. Расход нестабильного гидрогенизата из сепаратора С-202 контролируется в РСУ контуром поз. FR-7.

В колонне стабилизации К-201 происходит отпарка легких углеводородов, сероводорода и воды. Процесс стабилизации в колонне К-201 осуществляется при избыточным давлении 5,2/5,7 кгс/см² (верх/куб) и температуре не выше 175/260 °С (верх/куб).

Температура верха и низа колонны К-201 контролируется РСУ контуром поз. TR-79 и контуром поз. TR-81, соответственно.

Температура питания колонны К-201 контролируется в РСУ контуром поз. TR-80.

Давление верха колонны контролируется в РСУ контуром поз. PIRA-960 и контуром поз. PIRA-960A с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку по повышению и понижению давления поступает из системы ПАЗ (поз. PS-960 и поз. PS-960A).

Для улучшения удаления легких углеводородов и сероводорода из нестабильного гидрогенизата в куб колонны предусмотрена подача горячего ВСГ.

Свежий ВСГ поступает с установок ЛФ-35-21/1000 (ЛЧ-35/11-600, Л-35/11-300) и направляется в газоподогреватель печи П-201/1,2, где нагревается за счет тепла дымовых газов. Из печи П-201/1,2 нагретый до 400 °Сводородсодержащий газ через клапан-отсекатель поз. UV-356 поступает в куб колонны К-201. Управление клапаном-отсекателем поз. UV-356 осуществляется системой ПАЗ.

Количество свежего ВСГ, поддуваемого в куб колонны К-201, регулируется в РСУ контуром поз. FRCA-9 посредством клапана поз. FV-9, установленного на линии подачи свежего ВСГ в печь П-201/1,2. Минимальное значение расхода поддуваемого ВСГ сигнализируется в РСУ. Температура поддуваемого ВСГ контролируется в РСУ контуром поз. TIR-914.

Схемой предусмотрена также возможность использования в качестве поддува в К-201 ВСГ, отдуваемого из абсорбера К-202.

Верхний продукт колонны К-201 (ВСГ, водяные пары, пары углеводородов и сероводород) поступает в холодильник-конденсатор ХК-201, где происходит частичная конденсация и охлаждение паро-газовой фазы. Далее газо-жидкостная смесь доохлаждается до 40 °Св водяном холодильнике Х-209/1,2 и поступает в сепаратор С-205.

Температура продукта на входе в сепаратор С-205 регулируется в РСУ контуром поз. TIRC-85, исполнительный механизм которого изменяет степень открытия жалюзей на ХК-201.

В сепараторе С-205 при давлении 4,8 кгс/см² происходит разделение газо-жидкостной смеси на бензин-отгон, углеводородный газ и кислую воду.

С верха сепаратора С-205 выводиться углеводородный газ (далее по тексту УВГ). Часть УВГ направляется на очистку раствором МДЭА в абсорбер К-203 через клапан-отсекатель поз. UV-368, другая часть - через клапан-отсекатель поз. UV-366 в сепаратор С-207 для создания избыточного давления с дальнейшим сбросом УВГ на очистку в абсорбер К-204.

Давление в сепараторе С-205 контролируется в РСУ контуром поз. PR-123.

Бензин-отгон из сепаратора С-205 забирается насосами Н-203/1,2,3, часть которого подается на орошение колонны К-201, другая часть - балансовое количество - через клапан-отсекатель поз. UV-371 выводится с установки.

Уровень в сепараторе С-205 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-96 посредством клапана поз. LV-96, установленного на линии вывода бензина-отгона с установки. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Постоянство расхода бензина-отгона, подаваемого в колонну К-201 на орошение, регулируется в РСУ контуром поз. FRC-89 посредством клапана поз. FV-89, установленного на линии подачи орошения от насосов Н-203/1-3 в колонну К-201.

Расход выводимого бензина-отгона контролируется в РСУ контуром поз. FQR-93, а его температура - контуром поз. TR-93B.

Сероводородная вода из сепаратора С-205 выводится по уровню раздела фаз по мере накопления ее в отстойнике сепаратора. Уровень раздела фаз регулируется в РСУ контуром поз. LRCA-554 посредством клапана поз. LUV-554, установленного на линии вывода сероводородной воды из сепаратора С-205 на установку производства элементарной серы, или в деаэратор Е-215 в случае остановки производства элементарной серы. Минимальное и максимальное значение уровня раздела фаз сигнализируется в РСУ.

Стабильный гидрогенизат из куба колонны К-201 с температурой 240 °С/250 °С (начало/конец цикла) поступает в трубное пространство теплообменников Т-202/1-4, где охлаждается, отдавая тепло газо-сырьевой смеси, и далее поступает в колонну К-207а на дегазацию.

Уровень в колонне К-201 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-194 посредством клапана поз. LV-94, установленного на линии подачи стабильного гидрогенизата в колонну дегазации К-207а. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

На установке ЛЧ-24/2000 предусмотрено два режима ведения процесса дегазации:

- горячая дегазация, при которой стабильный гидрогенизат поступает в колонну К-207а не посредственно из теплообменников Т-202/1-4 с температурой 145 °С/150 °С (начало/конец цикла);

- холодная дегазация, при которой стабильныйгидрогенизат поступает в колонну К-207а после аппаратов воздушного охлаждения Х-204/1-6 с температурой не выше 80°С.

В колонне дегазации К-207а, работающей под вакуумом при остаточном давлении 300 мм.рт.ст., происходит удаление из стабильного гидрогенизата растворенных легких углеводородных газов и водорода.

Давление верха колонны К-207а контролируется в РСУ контуром поз. PR-583.

Верхний продукт колонны К-207а - углеводородные газы, выделенные из стабильного гидрогенизата, отсасываются водокольцевым насосом Н-230/1,2 через холодильник Х-207/1,2 и подаются в сепаратор С-231. Конструкция насосов для их работы предусматривает подачу воды на рабочее колесо, для чего используется оборотная вода I системы, которая подводится к насосам по отдельному трубопроводу.

Углеводородные газы, выходящие с верха сепаратора С-231, направляются на сжигание в печь П-201/1,2. Для обеспечения безопасности процесса горения непрерывно осуществляется автоматический контроль содержания кислорода в углеводородных газах из С-231 газоанализатором QT-1003.

Отработанная вода из сепаратора С-231 выводится в промливневую канализацию (далее по тексту ПЛК).

Уровень воды в сепараторе С-231 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-582 посредством клапана поз. LUV-582, установленного на линии вывода оборотной воды из сепаратора С-231 в ПЛК. Минимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Жидкий нефтепродукт из газов дегазации дизельного топлива после захолаживания в холодильнике Х-207/1,2 собирается в емкости Е-204. Из емкости Е-204 жидкий нефтепродукт по мере накопления насосом Н-253/1,2 откачивается через клапан-отсекатель UV-358 по линии некондиции в парк сырья.

Уровень нефтепродукта в емкости Е-204 регулируется в РСУ контуром поз. LIRCA-998 посредством клапана поз. LV-998, установленного на линии вывода некондиционного продукта от Н-253/1,2 с установки. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Имеется возможность сброса жидкого нефтепродукта из газов дегазации дизельного топлива после Х-207/1,2 в дренажную емкость Е-205.

С низа колонны К-207а (через гидрозатвор) в емкость Е-225 выводится стабильный гидрогенизат, который забирается насосами Н-225/1,2 и выводится через клапан-отсекатель поз. UV - 373 с установки в парк готовой продукции.

В режиме горячей дегазации перед выводом с установки стабильныйгидрогенизат охлаждается в аппарате воздушного охлаждения Х-204/1-6 до температуры не выше 60 °С. В режиме получения дизельного топлива в зимних условиях максимальная температура вывода продукта с установки не должна превышать 80 °С.

Уровень в емкости Е-225 регулируется в РСУ контуром поз. LRCA-553 посредством клапана поз. LV-553, установленного на линии нагнетания стабильного гидрогенизата от насосов Н-225/1,2. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку (остановку насосов Н-225/1,2) по минимальному уровню поступает от контура LRAS-553/2 в системе ПАЗ.

Температура гидроочищенного дизельного топлива на выходе с установки регулируется в РСУ контуром поз. TR-700, исполнительный механизм которого изменяет степень открытия жалюзей на Х-204/1-6.

Расход и давление гидроочищенного дизельного топлива на выходе с установки контролируется в РСУ контуром поз. FQR-92 и поз. PR-701, соответственно.

Блок очистки газов

Очистка углеводородного газа, выводимого из сепаратора С-205, осуществляется 35-45 % регенерированным раствором МДЭА, подаваемым насосами Н-205/1,2 в абсорбер К-203.

В абсорбере К-203 при давлении 4,8 кгс/см² в противотоке УВГ, подаваемого в нижнюю часть абсорбера, и раствора МДЭА, подаваемого в верхнюю часть в качестве орошения, происходит химическое взаимодействие сероводорода и МДЭА.

Очищенный УВГ выводится с верха абсорбера, насыщенный сероводородом раствор МДЭА выводится с низа К-203.

Давление в абсорбере К-203 регулируется в РСУ контуром поз. PRC-140 посредством клапана поз. PV-140, установленного на линии вывода очищенного углеводородного газа из абсорбера К-203 в сепаратор топливного газа С-251.

Температура верха и низа абсорбера К-203 контролируется в РСУ контуром поз. TR-151B и поз. TR-136 соответственно.

Постоянство расхода регенерированного раствора МДЭА, подаваемого в абсорбер К-203 регулируется в РСУ контуром поз. FRC-148 посредством клапана поз. FV-148, установленного на линии нагнетания регенерированного раствора МДЭА от насосов Н-205/1,2 в абсорбер К-203.

Уровень МДЭА в кубе абсорбера К-203 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-156 посредством клапана поз. LV-156, установленного на линии вывода насыщенного МДЭА из К-203 в С-207. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Очищенный углеводородный газ, выходящий из абсорбера К-203, делится на два потока. Основной поток через клапан-отсекатель поз. UV-380 поступает в топливную сеть (сепаратор топливного газа С-251) и используется на отопление печи установки П-201/1,2.

Второй поток (в случае необходимости) используется в качестве рабочей среды в эжекторе А-207 для выделения сероводорода из сероводородной воды в деаэраторе Е-215 (во время остановки производства элементарной серы)

Расход рабочей среды в эжекторе А-207 регулируется в РСУ контуром поз. FRC-548 посредством клапана поз. FV-548, установленного на линии вывода очищенного углеводородного газа из абсорбера К-203 в эжектор А-207.

Выходящий из эжектора А-207 неочищенный углеводородный газ объединяется с газом, выходящим из сепаратора насыщенного раствора МДЭА С-207, и направляется на очистку в абсорбер К-204.

Давление в абсорбере К-204 регулируется в РСУ контуром поз. PRC-141 посредством клапана поз. PV-141, установленного на линии вывода очищенного газа изабсорбера К-204 в печь П-201. Минимальное и максимальное значение давления сигнализируются в РСУ.

Постоянство расхода регенерированного раствора МДЭА, подаваемого в абсорбер К-204 регулируется в РСУ контуром поз. FRC-149 посредством клапана поз. FV-149, установленного на линии нагнетания регенерированного раствора МДЭА от насосов Н-205/1,2 в абсорбер К-204.

Насыщенный сероводородом раствор МДЭА из абсорбера К-204 поступает на прием насосов Н-216/1,2, которыми подается в сепаратор насыщенного раствора МДЭА С-207.

Уровень МДЭА в кубе абсорбера К-204 регулируется РСУ контуром поз. LRC-157 посредством клапана поз. LV-157, установленного на линии нагнетания насыщенного раствора МДЭА от насосов Н-216/1,2 в сепаратор С-207. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Блок регенерации раствора МДЭА

Насыщенный сероводородом раствор МДЭА из абсорберов К-202, К-203, К-204 объединяется с насыщенным раствором МДЭА, поступающим на установку через клапан-отсекатель поз. UV-378 с установки АГФУ, установки комплексной подготовки газов (далее по тексту УКПГ) 30/4 и висбрекинга.

Общий поток насыщенного раствора МДЭА проходит очистку от механических примесей на фильтрах Ф-255/1,2 и поступает в сепаратор насыщенного раствора МДЭА С-207. В сепараторе происходит разделение растворенного углеводородного газа, жидких углеводородов и насыщенного МДЭА.

Углеводородный газ с верха сепаратора через клапан-отсекатель поз. UV-357 направляется на очистку в абсорбер К-204.

Насыщенный раствор МДЭА из сепаратора С-207 с давлением не ниже 3,0 кгс/см² поступает в пластинчатый теплообменник Т-203, где нагревается до температуры 110 °С за счет тепла регенерированного раствора МДЭА и далее направляется на регенерацию в колонну К-205.

Перепад давления на фильтрах Ф-255/1,2 контролируется в РСУ контуром поз. PDIR-962C. Давление в сепараторе С-207 регулируется в РСУ контуром поз. PRC-142 посредством клапана поз. PV-142, установленного на линии вывода углеводородного газа из сепаратора С-207 в абсорбер К-204, а также контуром поз. PRC-143 посредством клапана поз. PV-143, установленного на линии вывода углеводородного газа из сепаратора С-205 в С-207.

Уровень насыщенного МДЭА в сепараторе С-207 регулируется в РСУ контуром поз. LIRCA-154 посредством клапана поз. LV-154, установленного на линии вывода МДЭА из сепаратора С-207 в теплообменник Т-203. Минимальное значение уровня насыщенного МДЭА сигнализируется в РСУ.

Углеводородный конденсат из сепаратора С-207 выводится по уровню раздела фаз на прием насосов Н-203/2,3 и откачивается с установки. Уровень раздела фаз регулируется в РСУ контуром поз. LIRCA-997 посредством клапана поз. LUV-997, установленного на линии вывода углеводородного конденсата из сепаратора С-207 на прием насосов Н-203/2,3. Максимальное значение уровня раздела фаз сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку по максимальному значению уровня раздела фаз поступает от контура LS-994 в системе ПАЗ на закрытие клапана поз. LUV-997. Уровень углеводородного конденсата в сепараторе С-207 контролируется РСУ контуром LA-155 с сигнализацией минимального и максимального значения. Сигнал на блокировку (автоматическое закрытие клапана поз.LUV-997) по минимальному значению уровня поступает от контура поз. LS-155 в системе ПАЗ.

В колонне регенерации К-205 происходит термическое разложение насыщенного раствора на МДЭА и сероводород. Давление в колонне регенерации К-205 поддерживается на уровне 1,0-1,1 кгс/см², а температура - 114°С /124 °С (верх/куб), питание 110 °С.

Температура питания колонны К-205 контролируется в РСУ контуром поз. TR-106, температура верха колонны ? контуром поз. TR-105.

Температура куба колонны К-205 регулируется в РСУ контуром поз. TRC-112 посредством клапана поз. TUV-112, установленного на линии подачи водяного пара из струйного охладительного устройства (далее по тексту ОУС) А-251 в рибойлер Т-204.

Сероводород, пары воды и легкие углеводородные газы с верха колонны регенерации поступают в пластинчатый холодильник-конденсатор ХК-207, установленный на верхнем штуцере колонны К-205.

Сконденсированные в холодильнике ХК-207 пары воды и легкие углеводороды возвращаются в качестве орошения в колонну регенерации К-205.

В случае необходимости возможно использование ХК-202 для охлаждения паров с верха колонны К-205.

Выделившийся сероводород из ХК-207 с температурой не более 50 °С поступает в сепаратор С-206, где происходит отделение воды, унесенной с сероводородом.

Температура сероводородного газа после холодильника-конденсатора ХК-207 регулируется в РСУ контуром поз. TIRC-922 посредством клапана поз. TV-922, установленного на линии подачи охлаждающей воды в ХК-207 от фильтров Ф-253/1,2. Перепад давления на фильтрах Ф-253/1,2 контролируется в РСУ контуром поз. PDIR-962B.

Сероводород из сепаратора С-206 через клапан-отсекатель поз. UV-374 выводится с установки на производство серной кислоты или элементарной серы.

Давление в блоке регенерации раствора МДЭА регулируется в РСУ контуром поз. PIC-113 посредством клапана поз. PV-113, установленного на линии вывода сероводорода из сепаратора С-206 с установки (на производство серной кислоты или элементарной серы).

Расход, давление и температура сероводорода, выводимого с установки, контролируется в РСУ контурами поз.FQR-119, PR-119A и TR-104, соответственно.

Сероводородная вода из сепаратора С-206 забирается насосами Н-207/1,2 и подается на 21 тарелку колонны регенерации К-205 в качестве орошения (в случае необходимости) или выводится для утилизации на установку производства элементарной серы, а в случае остановки последней в деаэратор Е-215. В качестве орошения К-205 может подаваться кислая вода из С-205.

Постоянство расхода сероводородной воды, подаваемой в колонну К-205 на орошение, регулируется в РСУ контуром поз. FRC-116 посредством клапана поз. FV-116, установленного на линии подачи сероводородной воды от насосов Н-207/1,2 в колонну К-205.

Уровень сероводородной воды в сепараторе С-206 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-120 посредством клапана поз. LV-120, установленного на линии вывода сероводородной воды с нагнетания насосов Н-207/1,2 на установку производства элементарной серы или в деаэратор Е-215. Максимальное и минимальное значение уровня сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку (остановку насосов Н-207/1,2) по минимального уровню на приеме насосов поступает от контуров поз. LSA-207/1, поз. LSA-207/2 в системе ПАЗ.

Расход сероводородной и промывной воды, выводимой на установку производства элементарной серы, контролируется РСУ контуром поз. FQIR-991.

В деаэраторе Е-215 происходит отпаривание сероводорода, растворенного в воде.

После деаэрации отпаренная от сероводорода вода охлаждается в холодильнике Х-213 и сбрасывается в ПЛК.

Уровень сероводородной воды в деаэраторе Е-215 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-162 посредством клапана поз. LUV-162, установленного на линии сброса сероводородной воды из холодильника Х-213 в ПЛК. Минимальное и максимальное значение уровня сигнализируется в РСУ.

Регенерированный раствор МДЭА из куба колонны К-205 поступает в емкость Е-201, откуда направляется в теплообменник Т-203, где охлаждается до 65 °С, отдавая тепло насыщенному раствору МДЭА, доохлаждается в аппарате воздушного охлаждения ХВ-253 до 45 °С, и поступает на прием насосов Н-204/1,2 и Н-205/1,2.

Далее регенерированный раствор МДЭА насосами Н-204/1,2 подается через клапан-отсекатель поз.UV-361 в абсорбер К-202, через клапан-отсекатель поз. UV-363 на установки АГФУ, УКПГ 30/4, висбрекинга гудрона , а насосами Н-205/1,2 через клапан-отсекатель поз. UV-375 в абсорберы К-203 и К-204.

Уровень в емкости Е-201 регулируется в РСУ контуром поз. LRC-121 посредством воздействия на регулирующие контуры поз. FRC-148 и FRC-149.

Максимальное и минимальное значение уровня сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку (остановку насосов Н-204/1,2, Н-205/1,2) поступает от контура поз. LAS-121/2 в системе ПАЗ.

Для удаления механических примесей из раствора МДЭА на линии нагнетания насосов Н-205/1,2 установлен фильтр Ф-201.

Расход регенерированного раствора МДЭА, циркулирующего через фильтр, регулируется РСУ контуром поз. FRC-117 посредством клапана поз. FV-117, установленного на линии подачи регенерированного МДЭА от насосов Н-205/1,2 в фильтр Ф-201.

Расход регенерированного раствора МДЭА выводимого на установки УКПГ и висбрекинга регулируется РСУ контуром поз. FRC-245 посредством клапана поз. FV-245, установленного на линии вывода регенерированного МДЭА от насосов Н-204/1,2 с установки.

Предусмотрена возможность вывода насыщенного МДЭА из сепаратора С-207 через клапан регулятора уровня С-207 поз. LV-154 на установку производства элементарной серы для регенерации, расход насыщенного раствора МДЭА контролируется прибором поз.FR-246.

Прием регенерированного МДЭА с установки производства элементарной серы осуществляется в емкость Е-202 через клапан регулятора уровня емкости поз.LV_127. Расход регенерированного МДЭА контролируется прибором поз.FR-247.

Предусмотрена возможность разделения циркуляции МДЭА насосами Н-204/1,2 с Е-201, насосами Н-205/1,2 с Е-202.(изм.№9 утв.29.05.2014г)

Узел аварийного освобождения, дренажа и приема факельных сбросов

После сброса давления из аппаратов и охлаждения, жидкие продукты дренируются в заглубленную емкость Е-205, откуда насосом Н-215 откачиваются по линии некондиции в парк сырья.

Вода, попадающая в емкость в процессе пропарки оборудования, откачивается в ПЛК.

Аварийное освобождение оборудования установки от газообразных взрывопожароопасных продуктов, а также сброс горючих газов и паров от предохранительных клапанов осуществляется на факел через емкость углеводородного факела Е-206.

Температура в емкости Е-206 контролируется в РСУ поз. TRA-563 с сигнализацией максимального значения.

Давление в Е-206 составляет 0,5 кгс/см² и измеряется техническим манометром.

Уровень в факельной емкости Е-206 контролируется в РСУ контуром поз. LA-161 и LRA-560 с сигнализацией минимального и максимального значения.

Факельный конденсат из емкости Е-206 откачивается с установки насосами Н-206/1,2 по линии некондиции в парк.

Сигналы на блокировку (остановку насосов Н-206/1,2) по минимальному уровню жидкости на приеме насосов Н-206/1,2 поступают от контуров поз. LSA-510 и LSA-511 в системе ПАЗ, а по минимальному перепаду давления на насосах Н-206/1,2 поступают от контуров поз. PDS-410 и PDS-411 в систему ПАЗ.

Сбросы от предохранительных клапанов, а также аварийное освобождение оборудования от газовой фазы, содержание сероводорода в которых превышает 8 % об., направляются в емкость сероводородного факела Е-214, из которой газы отправляются на сероводородный факел завода.

Температура в емкости Е-214 контролируется в РСУ контуром поз. TRA-564 с сигнализацией максимального значения.

Давление в Е-214 составляет 0,5 кгс/см² и измеряется техническим манометром.

Уровень сероводородной воды в емкости Е-214 контролируется в РСУ контуром поз. LA-163 с сигнализацией максимального и минимального значения. Сброс сероводородной воды предусмотрен в ПЛК.

Арматура на линии вывода горючих газов на углеводородный факел завода, арматура на линии вывода сероводородного газа на сероводородный факел завода опломбированы в открытом состоянии в режиме работы установки.

Для аварийного освобождения оборудования установки от жидких взрывопожароопасных продуктов предусмотрена заглубленная аварийно-дренажная емкость Е-252, где жидкие нефтепродукты остывают и при достижении температуры транспортирования и хранения в резервуарах парка (не выше 80 °С) погружным насосом Н-252 через клапан-отсекатель поз. UV-384 откачиваются по линии некондиции в парк.

Давление в аварийно-дренажной емкости Е-252 при работе установки составляет 0,5 кгс/см²и контролируется в РСУ контуром поз. PIR-944. Температура в емкости Е-252 контролируется в РСУ контуром поз. ТIR-916. Уровень в аварийно-дренажной емкости контролируется в РСУ контуром поз. LIA-996 с сигнализацией максимального и минимального значений. Сигнал на блокировку (остановку насоса Н-252) по минимальному значению уровня поступает от контура поз. LSA-995 в системе ПАЗ.

Насос Н-252 включается автоматически при достижении в емкости Е-252 максимального уровня на закрытый клапан-отсекатель UV-384. Клапан-отсекатель UV-384 открывается с задержкой 5 с. Сигнал на блокировку (включение насоса Н-252) по максимальному значению уровня поступает от контура поз. LSA-995 в системе ПАЗ.

При поступлении горячего продукта в аварийно-дренажную емкость Е-252 некоторое количество легких углеводородов может испаряться в результате снижения давления. Образующиеся пары поступают в холодильник-дефлегматор дыхательной линии Х-252, в котором частично конденсируются и стекают обратно в емкость. Несконденсировавшиеся углеводороды через клапан-отсекатель UV-381 направляются в емкость углеводородного факела Е-206. Температура горючих газов на выходе из холодильника Х-252 контролируется в РСУ контуром поз. TIR-917.

Узел охлаждения подшипников насосов

Узел предназначен для съема тепла с подшипников и систем уплотнений насосов.

В качестве охлаждающей жидкости в этом узле используется дизельное топливо, циркулирующее по замкнутому контуру.

Дизельное топливо закачивается в емкость Е-210 насосами Н-225/1,2 (после

Х-204/1-6). Из емкости Е-210 охлаждающая жидкость забирается насосами Н-210/1,2 и подается к подшипникам и системам уплотнений насосов установки

На линии закачки дизельного топлива в емкость Е-210 смонтирована задвижка с электроприводом Z-222, на линии приема насосов Н-210/1,2 - задвижка с электроприводом Z-220, на линии нагнетания насосов Н-210/1,2 - задвижка с электроприводом Z-221.

Предусмотрена линия подачи азота низкого давления для продувки насосов Н-210/1,2, линия подачи пара для пропарки приемного и нагнетательного трубопроводов насосов Н-210/1,2 и АВГ-210. Освобождение Е-210, АВГ-210, Н-210/1,2 производится в емкость Е-205.

Уровень в емкости Е-210 контролируется в РСУ контуром LR-122. Максимальное и минимальное значение сигнализируется в РСУ. Сигнал на блокировку (остановку насосов поз.Н-210/1,2) по минимальному уровню поступает от контура поз. LIRSA-122 в системе ПАЗ.

От подшипников и систем уплотнения насосов нагретое дизельное топливо поступает на охлаждение в аппарат воздушного охлаждения АВГ-210, после чего возвращается в емкость Е-210. Температура охлаждающей жидкости перед АВГ -210 контролируется в РСУ контуром поз.TR-101, после АВГ-210 - контуром поз. TR-102.

Контроль за температурой подшипников осуществляется в РСУ с сигнализацией максимального значения:

- для насоса Н-201/1 - от контура поз.TRSA-506/1 и поз. TRSA-506/2;

- для насоса Н-201/2 - от контура поз. TRSA-506/3 и поз. TRSA-506/4;

- для насоса Н-201/3 - от контура поз. TRSA-506/5 и поз. TRSA-506/6;

- для насоса Н-201/4 - от контура поз. TRSA-506/7 и поз. TRSA-506/8;

- для насоса Н-204/1 - от контура поз. TRSA-508/1 и поз. TRSA-508/2;

- для насоса Н-204/2 - от контура поз. TRSA-508/3 и поз. TRSA-508/4;

- для насоса Н-205/1 - от контура поз. TRSA-509/1;

- для насоса Н-205/2 - от контура поз. TRSA-509/2;

- для насоса Н-225/1 - от контура поз. TRSA-514/1;

- для насоса Н-225/2 - от контура поз. TRSA-514/2.

Также для насосов Н-201/1-4 и Н-204/1,2 предусмотрен контроль температуры подшипников электродвигателя, сигнал при достижении максимального значения температуры поступает в РСУ:

- для насоса Н-201/1 - от контура поз.TRSA-516/1 и поз. TRSA-516/2;

- для насоса Н-201/2 - от контура поз. TRSA-516/3 и поз. TRSA-516/4;

- для насоса Н-201/3 - от контура поз. TRSA-516/5 и поз. TRSA-516/6;

- для насоса Н-201/4 - от контура поз. TRSA-516/7 и поз. TRSA-516/8;

- для насоса Н-204/1 - от контура поз.TRSA-517/1 и поз. TRSA-517/2;

- для насоса Н-204/2 - от контура поз.TRSA-517/3 и поз. TRSA-517/4.

Предусмотрена автоматическая остановка насосов при достижении температуры подшипников 80 °С.

Предусмотрен контроль температуры подшипников погружного насоса Н-252 в РСУ с сигнализацией максимального значения 70 °С и автоматическая остановка насоса Н-252 при достижении температуры подшипников 80 °С из системы ПАЗ контурами TISA-920А,В. Автоматическая остановка насоса Н-252 из системы ПАЗ происходит и при снижении уровня затворной жидкости в бачке до 30% (контур LSA-1006). Давление затворной жидкости в бачке насоса Н-252 контролируется в РСУ контуром поз. PIRA-967 с сигнализацией максимального значения 0,5 кгс/см².

Для безаварийной работы насосов Н-201/1-3, Н-201/4, Н-203/1,-3, Н-207/1,2, Н-210/1,2, Н-216/1,2, предусмотрен контроль наличия уровня жидкости на приеме насосов. Сигнал на блокировку по понижению уровня жидкости поступает из системы ПАЗ от контуров поз. LS-997A, LS-997B, LS-203/1,2,3, LS-207/1,2, LS-210/1,2, LS-216/1,2 соответственно. При достижении минимального уровня предусмотрена автоматическая остановка вышеперечисленных насосов.

Также предусмотрен контроль наличия уровня уплотнительной жидкости в бачках насоса Н-201/4. При достижении минимального уровня насос останавливается. Сигнал на блокировку (остановку насоса Н-201/4) поступает от контуров поз. LSA-334/1 и LSA-334/2 в системе ПАЗ. Давление уплотнительной жидкости в бачках насоса Н-201/4, контролируется в РСУ контурами поз. PRA-314/1 и поз. PRA-314/2. При достижении максимального значения давления насос Н-201/4 останавливается (контуры PS-314/1 и поз.PS-314/2 в системе ПАЗ).

Узел приготовления свежего раствора МДЭА

Концентрированный раствор МДЭА поступает на установку в автоцистернах и насосом Н-209 откачивается в емкость Е-202.

Свежий раствор МДЭА готовится в емкости Е-202 разбавлением концентрированного МДЭА конденсатом водяного пара, который подается насосом Н-209 из емкости Е-203.

В емкости Е-202 азотной 'подушкой' поддерживается избыточное давление

0,8 кгс/см², которое регулируется в РСУ контуром поз. PRC-114 посредством клапана поз. PV-114, установленного на линии подвода азота низкого давления в емкость Е-202, а также контуром поз. PRC-115 посредством клапана поз. PV-115, установленного на линии сдувки газа из емкости Е-202 на факел.

Уровень в емкости Е-202 контролируется в РСУ контуром поз. LRА-125. Максимальное значение сигнализируется в РСУ.

Подпитка контура регенерированного раствора МДЭА осуществляется концентрированным раствором МДЭА или конденсатом водяного пара, подаваемыми насосом Н-209 в коллектор приема насосов Н-204/1,2, Н-205/1,2.

Чистка фильтра Ф-201

Перед проведением чистки фильтра Ф-201 освободить фильтр от остатков раствора МДЭА путем дренирования в линию освобождения МДЭА.

Производится пропарка фильтра в течение 24-х часов. Подача пара осуществляется по шлангу через штуцер в крышке фильтра с выходом пара в воздушник, сброс пароконденсата через дренаж на трубопроводе освобождения.

Затем по наряду-допуску на газоопасные работы 1 группы открыть заслонку на днище фильтра и выгрузить шлам в бочку из нижней части фильтра. Вскрыть верхнюю крышку фильтра, не вынимая фильтрующие элементы, промыть внутреннее устройство фильтра водой из шланга со сбросом воды в бочку.

Затем демонтировать фильтрующие элементы -сетки- и промыть водой со щеткой наружные поверхности сеток.

После чистки сеток произвести монтаж их на выходном коллекторе внутри фильтра. Закрыть заслонку на днище, установить и закрепить верхнюю крышку, постепенно заполнить фильтр раствором МДЭА, вытесняя воздух через воздушник. Заполнение производить, приоткрывая задвижки на входе и выходе из фильтра. После вытеснения воздуха воздушник закрыть, полностью открыть задвижки на входе и выходе, подать раствор МДЭА от Н-205/1,2 с полным расходом.

Узел ввода присадок в дизельное топливо

Включает в себя емкости Е-231, Е-232, Е-233, Е-234 для присадок.а также насосы:

-насосы Н-231/1, Н-231/2, Н-232, Н-233 для подачи присадок из емкостей Е-231, Е-232, Е-233, Е-234 в линию гидроочищенного дизельного топлива.

Присадки поступают на установку в контейнерах и откачиваются насосами Н-235/1,Н-235/2 в соответствующие емкости.

Количество подаваемых в гидроочищенное дизельное топливо присадок регулируется изменением хода поршня. Расход присадок контролируется в РСУ контурами:

- FT-931 из Е-231;

- FT-932 из Е-232;

- FT-933 из Е-233;

- FT-934 из Е-234 .

Температура в емкостях регистрируется, уровень в емкостях регистрируется и сигнализируется.

Присадка Додифлоу 5416 предназначена для понижения температуры застывания и предельной температуры фильтруемости дизельного топлива, присадка Хайтек4140А, Тотал PS-32 предназначена для улучшения смазывающих свойств, присадка Керобризол EHN, Экоцетан - для повышения цетанового числа дизельного топлива.

В гидроочищенное дизельное топливо EN с содержанием серы 10 ррм вовлекается антистатическая присадка Стадис-450, Протриат-930. Подача присадки осуществляется насосом Н-234, входящим в состав блока дозировочного регулируемого БДР-16/16.

В состав блока входит следующее оборудование: насос Н-234, емкость объемом 0,4 м³, указатель уровня жидкости, фильтр, предохранительный клапан, запорные краны.

Присадка Стадис-450, Протриат -930 из бочек пневматическим насосом закачивается в емкость блока в количестве 30-35 л, туда же подается гидроочищенное дизельное топливо из л.547 обратным ходом по линии нагнетания насоса Н-234 в количестве 200 л (по уровнемерному стеклу емкости). Перемешивание раствора присадки осуществляется насосом Н-234 в течение 30 минут.

После перемешивания раствор присадки насосом Н-234 подается в линию вывода гидроочищенного дизельного топлива с установки. Смешение присадки с дизельным топливом осуществляется в потоке. (изм.№11 утв.19.01.2015г)

5. Аналитический контроль качества

Таблица 5.1 - Аналитический контроль режима работы установки

Наименование стадий процесса, анализируемый продукт	Место отбора пробы	Контролируемые показатели	Методы контроля (методика анализа, ГОСТ)	Норма	Частота контроля
Компонент топлива дизельного летнего	Сырьевой насос	Фракционный состав: - 50% перегоняется при температуре, ⁰С, не выше - 90% перегоняется при температуре, ⁰С, не выше - 96% перегоняется при температуре, ⁰С, не выше	ГОСТ 2177-99	280 345 360	1 раз в сутки
		2. Массовая доля серы, %	ГОСТ 19121-73	не нормируется	1 раз в декаду
		3. Плотность, кг/см3	ГОСТ 3900- 85	не нормируется	1 раз в сутки
		4. Цвет	визуально	светло-желтый	1 раз в 2 часа оператор
Компонент топлива дизельного зимнего	Сырьевой насос	Фракционный состав, ⁰С - начало кипения, не ниже - 96% перегоняется при температуре, не выше	ГОСТ 2177-99	140 340	1 раз в сутки
		2. Цвет	визуально	бесцветный - светложелтый	1 раз в 2 часа оператор
		3. Массовая доля серы, %	ГОСТ 19121-73	не нормируется 1 раз в декаду
Компонент гидроочищенный дизельного летнего топлива	На выходе с установки	Фракционный состав, 0С - 50% перегоняется при температуре, не выше - 90% перегоняется при температуре, не выше - 96% перегоняется при температуре, не выше	ГОСТ 2177-99	280 345 360	1 раз в сутки
		2. Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже	ГОСТ 6356-75	65	2 раза в сутки
		3. Температура помутнения, 0С, не выше	ГОСТ 5066-91	минус 5	1 раз в сутки
		Массовая доля серы, %, не более - для топлива ДЛЭЧ I вид П вид III вид	ГОСТ 19121-73	0,2 0,005 0,035 0,05	2 раза в сутки
		5. Содержание механических примесей	визуально	отсутствует	1 раз в сутки-ЦЗЛ 1 раз в 2 часа- оператор
		6. Содержание воды	визуально	отсутствует	1 раз в сутки-ЦЗЛ 1 раз в 2 часа-оператор
		7. Плотность, кг/см3	ГОСТ 3900-85	не нормируется	1 раз в сутки
Для компонента топлива дизельного ЕН 590 ( ЕN-590)	На выходе с установки	1 .Фракционный состав, 0С -при 250 0С отгоняется, %, не более -при 350 0С отгоняется, %, не менее	ГОСТ 2177-99	65 85	1 раз в сутки
		-96% отгоняется при температуре, 0С, не более		360
		2. Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже	ГОСТ 6356-75	55	2 раза в сутки
		3. Температура помутнения, 0С, не выше	ГОСТ 5066-91	минус 5	1 раз в сутки
		4. Содержание воды	визуально	отсутствует	1 раз в сутки- ЦЗЛ 1 раз в 2 часа-оператор
		5. Массовая доля серы, мг /кг (ppm), не более - вид 1 -вид 2	ASTM D 4294	350 50	2 раза в сутки
		6. Плотность, кг/см3	ГОСТ 3900-85	не норм	1 раз в сутки
Бензин-отгон МДЭА насыщенный МДЭА регенерированный	На выходе с установки линия входа в К-205 Н-204	1. Фракционный состав - конец кипения, 0С, не выше	ГОСТ 2177-99	180	1 раз в сутки
		1. Содержание МДЭА, % масс	методика 2/27	35-40	По требованию
		2. Содержание сульфидов, мг/дм3 , не менее	методика 1/27	15	По требованию
		1. Содержание МДЭА, % вес	методика 2/27	35-40	1 раз в сутки
		2. Содержание сульфидов, мг/м3 , не более	методика 1/27	10	1 раз в сутки
Циркулирующий газ после очистки от сероводорода	Линия выхода из К-205	Компонентный состав а) содержание водорода, %, об, не менее	ГОСТ 14920-79	78	1 раз в сутки
		б) содержание сероводорода, % об, не более	ГОСТ 11382-76	0,1	1 раз в сутки
		2. Плотность , г/л	ГОСТ 22667-82	не нормируется	1 раз в неделю
		3. Содержание углеводородов, % об.	ГОСТ 10679-76	не нормируется	1 раз в сутки
Газ стабилизации Сточные воды Дымовые газы Паровой конденсат	Линия выхода из К-201 Колодец ПЛК П-201 На выходе с установки	Содержание сероводорода, % об, не более из К-5 из К-6	ГОСТ 11382-76	0,3 1,2	1 раз в сутки
		Содержание водорода, %, об	ГОСТ 14920-79	Не норм.	1 раз в сутки
		Содержание нефтепродуктов мг/л, не более	Методика	100	по графику
		Содержание кислорода, % об, не более	ГХП	7,0	по графику
		1. Содержание железа, мкг/кг, не более	ОСТ 34.70 953.4-88	100	по графику
		2. Содержание нефтепродукта, мг/кг, не более	методика	5	по графику
			Визуально	отсутствует	через 2 часа
		Общая жесткость, мкг-экв, не более	РД 34.37.5238-88	50	по требованию
		4. Содержание кремниевой кислоты, мкг/кг, не более	ОСТ 34.70953.6-88	120	по требованию
		5. Показатель рН	методика	7	по требованию
Топливный газ	П-201	1. Углеводородный состав, % об -объемная доля С5+С6 ,%, не более	ГОСТ 10679-76	1,0	1 раз в месяц
		2. Плотность, г/дм3 не более	ГОСТ 22667-82	0,8	1 раз в месяц
		2. Плотность, г/дм3 не более	ГОСТ 22667-82	0,8	1 раз в месяц
		3. Содержание водорода, % об.	ГОСТ 14920-79	Не нормируется	1 раз в месяц
		4. Объемная доля сероводорода, %, не более	ГОСТ 11382-76	1,0	1 раз в месяц
		5. Теплота сгорания низшая, ккал/кг, не менее	ГОСТ 22667-82	11000	По требован.
		2. Плотность, г/дм3 не более	ГОСТ 22667-82	0,8	1 раз в месяц
Сероводород- содержащий газ	Линия выхода из С-206	Содержание сероводорода, % об, не менее	ГОСТ 14920-79	93	2 раза в неделю

Жидкое топливо	Т-208	1. Массовая доля серы, %, не более	ГОСТ 19121-73 Или ГОСТ 1437-75	1,8	1 раз в месяц
	Операторная	1. Содержание углеводородов, мг/м3, не более	экспресс УГ-2	900-макс разовая	по графику
				300-среднесменная
		2. Содержание сероводорода, мг/м3, не более	УГ-2	3	по графику
		3. Содержание окиси углерода, мг/м3, не более	УГ-2	20	по графику

6. Контроль и автоматизация процесса

6.1 Цели и задачи автоматизации

Автоматизация - это внедрение технических средств, управляющих процессами без непосредственного участия человека. Разнообразие технических средств автоматизации, глубокое изучение процессов химической технологии, а также достаточно хорошо разработанная теория автоматического управления позволяют интенсивно проводить автоматизацию в химической промышленности.

Одной из основных задач автоматизации технологических процессов является повышение экономической эффективности производства. В ряде случаев само производство не может быть реализовано без его автоматизации. Существует значительное число процессов, интенсификация которых возможна лишь при ведении их в предаварийных режимах, что вызывает необходимость в процессе автоматизации таких производств решать совместные задачи автоматического управления и автоматической защиты.

Важнейшей предпосылкой автоматизации является обработанность технологии производства. Основными требованиями, которые предъявляет автоматизация к технологии, являются неразрывность технологической цепи в пределах автоматизируемого участка и целесообразное расположение оборудования, в соответствии с направлением движения материальных и энергетических протоков. Чем полнее соответствует процесс указанным требованиям, тем выше экономическая эффективность автоматизации.

В химической промышленности вопросам автоматизации уделяется особое внимание. Это объясняется сложностью и большой скоростью протекания технологических процессов, высокой чувствительностью их к нарушениям режима, вредностью условий работы, взрыво- и пожароопасностью перерабатываемых веществ.

Внедрение специальных автоматических устройств способствует безаварийной работе оборудования, исключает случаи травматизма, предупреждает загрязнение окружающей среды.

6.2 Анализ технологического процесса как объекта автоматизации

КИПиА установки в основном базируется на пневматических приборах: регулирование расхода, уровней, давлений. На части ответственных позиций реакторного блока

установлены электронные контроллеры фирмы «Сименс», которые регулируют давление и температуру топливного газа к печам, температуры низа колонн. Все температурные показатели, по которым не требуется регулирование, сведены на мультиплексор на основе процессора Intel Core 2 Duo.

Для обеспечения безаварийной эксплуатации процесса предусмотрена система блокировок. Контрольно-измерительные приборы снабжены звуковой и световой сигнализацией о выходе параметров за допустимые нормы. Технологическая карта параметров процесса приведена в табл. 7.1.

Таблица 7.1 - Технологическая карта параметров процесса

Наименование оборудования, номер позиции на схеме	Номер позиции контура КИП по схеме	Параметр	Функции системы автоматизации
		Наименование и размерность	Допустимые пределы технологических параметров
1. Реактор гидроочистки Р-200	TSA-911	Температура на входе, оС	330 - 396	Блокировка, сигнализация
	TR-58	Температура на выходе, оС	350-397	Регистрация
	PSA-951	Давление на входе, кгс/см2	42,5-39,0	Блокировка, сигнализация
	PIR-953	Давление на выходе, кгс/см2	42,0-39,0	Показание, регистрация
	TIRA-1001/1-4, TIRA-1002/1-8	Перепад температуры в слое катализатора, оС	не более 31	Показание, регистрация, сигнализация
2. Реактор гидроочистки Р-201	TR-58	Температура на входе, оС	360 - 397	Регистрация
	TR-56	Температура на выходе, оС	370-400	Регистрация
	PR-12	Давление на входе, кгс/см2	42,0-39,0	Регистрация
	PR-11	Давление на выходе, кгс/см2	41,5-38,0	Регистрация
	ТRA- 20/1-10	Перепад температуры в слое катализатора, оС	не более 17	Регистрация, сигнализация

6.3 Выбор и описание функциональной схемы автоматизации

Установка гидроочистки дизельного топлива ЛЧ - 24/2000 оснащена распределенной микропроцессорной системой управления (РСУ).

РСУ решает следующие задачи:

1. сбор и первичную обработку данных технологического процесса;

2. сбор и первичную обработку данных состояния технологических устройств;

3. мониторинг и управление процессом;

4. управление как отдельными, так и групповыми электроприводами;

5. реализация технологических блокировок и защит;

6. логическое управление;

7. сбор данных и представление динамики технологического процесса в виде трендов;

8. формирование предупредительной и аварийной сигнализации;

9. формирование журналов;

10. формирование отчетов.

Отдельно программируемые микропроцессорные контроллеры предназначены для приема сигналов от датчиков, расположенных на установке, обработке данных, а также для выдачи управляющих сигналов на исполнительные устройства.

К сети, соединяющей станции расширения, подключены консоли оператора, выполненные на базе персональных компьютеров со своими мониторами, клавиатурами и манипуляторами типа «трекбол».

Консоли периодически опрашивают контроллер, принимают от него данные, и отображают эти данные на соответствующих страницах.

При поступлении команд управления от оператора консоль пересылает эти команды в контроллер для последующего их вывода на исполнительное устройства.

Технологический процесс отображается на графических мониторах в разных формах: в виде мнемосхем, трендов (временных графиков), информационных журналов насосов, вентиляции, АВГ.

Оператор-технолог может наблюдать за ходом технологического процесса путем вызова на экран монитора существующих видеокадров.

Аппаратно РСУ представлена на рисунке 6.1.

Рисунок 6.1 - Структурная схема РСУ установки ЛЧ - 24/2000

Активизируя соответствующие объекты технологической схемы с помощью трекбола, оператор-технолог имеет возможность:

- наблюдать состояние динамического оборудования - компрессоров, насосов, АВГ по цвету этого оборудования:

1. включен - цвет зеленый;

2. выключен - цвет серый.

электрозадвижек и отсекателей по цвету механизма:

1. открыта - цвет зеленый;

2. закрыта - цвет серый.

3. переходное состояние - бордовый.

4. состояние 'Авария' - красный.

- определять режим работы задвижек и отсекаетелей:

«Ручной» - оператор может открывать/закрывать задвижки (отсекатели) с рабочей станции.

«Автомат» - задвижка (отсекатель) в автоматическом режиме по блокировке какой- либо позиции (оператор не может открывать/закрывать задвижки/отсекатели) с рабочей станции.

- наблюдать регистрацию аналоговых значений параметров технологического процесса, выводимых в сером прямоугольнике под названием позиции;

- наблюдать регистрацию дискретных значений параметров технологического процесса в виде цветного кружка рядом с названием позиции:

1. зеленый круглый (квадратный) индикатор - параметр в норме;

2. красный круглый (квадратный) индикатор - параметр имеет значение уставки сигнализации или блокировки;

- наблюдать уровень в колоннах и емкостях в виде цветного столбика:

1. зеленый цвет - уровень в норме;

2. красный цвет - значение достигло уровня сигнализации и блокировки.

- наблюдать режим работы регулирующих клапанов - по индикации:

Р - ручной (цвет оранжевый),

А - автомат (цвет зеленый),

- изменять с помощью клавиатуры задания на регуляторах и процент открытия регулирующих клапанов;

- отключать электроприводы насосов, вентиляторов, АВГ;

- выбирать позицию для регулировки по кнопке «Выбор по регулир...»;

при этом около клапана высвечивается на зеленом фоне номер регулирующей позиции;

- просматривать в журналах сообщения о технологических нарушениях, состоянии динамического оборудования и исполнительных механизмов и т.д.

- наблюдать динамику технологического процесса при просматривании трендов, активизируя правой кнопкой трекбола окна регистрации соответствующих параметров.

Системой формируются отчеты: материальный баланс, наработка оборудования. Режимные листы могут быть выведены на печать. Сведения о регулируемых и регистрируемых параметрах реакторного блока установки сведены в таблицу 6.2.

Таблица 6.2 - Контроль и автоматизация процесса

№ по схеме	Измеряемый параметр	Номинальное значение параметров	Место установки	Наименование прибора	Тип прибора
1	2	3	4	5	6
911	Температура входа ГСС в Р-200,°С	0-600	Трубопровод на входе в Р-200	Термопара	КТХК
1001/1-4, 1002/1-8	Перепад температур в слое катализатора в Р-200,°С	0-60	Люк для многозонной термопары	Термопара	КТХК
58	Температура на выходе из Р-200, °С	0-600	Трубопровод на выходе из Р - 200	Термопара	КТХК
951	Давление на входе ГСС в Р-200, °С	0-60	Трубопровод на входе в Р-200	Датчик давления	МПЛ-2
953	Давление на выходе из Р-200, °С	0-60	Трубопровод на выходе из Р-200	Датчик давления	МПЛ-2
20/1-10	Перепад температур в слое катализатора в Р-201,°С	0-60	Люк для многозонной термопары	Термопара	КТХК
12	Давление на входе в Р-201, °С	0-60	Трубопровод на входе в Р-201	Датчик давления	МПЛ-2
11	Давление на выходе из Р-201, °С	0-60	Трубопровод на выходе из Р-201	Датчик давления	МПЛ-2
56	Температура на выходе из Р-201, °С	0-600	Трубопровод на выходе из Р-201	Термопара	КТХК

7. Материальный баланс

7.1 Исходные данные

Состав исходного сырья (по данным ЦЗЛ):

Предельные углеводороды С₅-С₁₀ - 0,12% (масс)

Предельные углеводороды С₁₁ и выше - 68,01 % (масс)

Непредельные углеводороды - 7,89 %(масс)

Меркаптаны - 0,82 % (масс)

Сульфиды - 5,33 % (масс)

Дисульфиды - 0,72% (масс)

Тиофен - 0,66% (масс)

Ароматические углеводороды - 15,79% (масс)

Фенол - 0,30 % (масс)

Гидропероксид гептана - 0,25 % (масс)

Пиридин- 0,05% (масс)

Пиррол - 0,06 % (масс)

Плотность сырья составляет 0,842 кг/м³

Состав готового продукта:

Предельные углеводороды С₁₁ и выше- 83,061 % (масс)

Непредельные углеводороды - 0,805 % (масс)

Ароматические углеводороды - 16,131 % (масс)

Тиофен - 0,003 % (масс)

(в расчете на элементную серу) - 0,001 %(масс), (10 ррm).

Состав свежего водородсодержащего газа (по данным ЦЗЛ):

Водород- 64,16 %(масс)

Углеводороды С₁ - С₄ - 35,84 %(масс)

Кратность циркуляции водородсодержащего газа составляет 280 м³ /(м³ сырья). Реакции, протекающие при гидроочистке:

С_nН₂_n₊₁SН + Н₂> С_nН₂_n₊₂ + Н₂S 7.1

(С_nН₂_n₊₁)₂S + 2Н₂>2С_nН₂_n₊₂ + Н₂S 7.2

(С_nН₂_n₊₁)₂S₂ +3Н₂>2С_nН₂_n₊₂ + 2Н₂S 7.3

С₄Н₄S + 4Н₂ > С₄Н₁₀ + Н₂S 7.4

С_nН₂_n + Н₂> С_nН₂_n₊₂ 7.5

С₇Н₁₅ООН + 2Н₂ > С₇Н₁₆ + 2Н₂О 7.6

С₆Н₅ОН + 5Н₂ > С₆Н₁₄ + Н₂О 7.7

С₅Н₅N + 5Н₂ > С₅Н₁₂ + NH₃ 7.8

C₄Н₄NH + 4H₂ > С₄Н₁₀ + NH₃ 7.9

Степень превращения непредельных углеводородов в первом реакторе составляет 75 %, во втором - 15 % (или 60 % от количества непредельных углеводородов, входящих во второй реактор), тиофена в 1-м реакторе - 98 %, а во втором - 80 % от количества тиофена, входящего во второй реактор. Остальные участники реакций подвергаются превращениям полностью. Причем предполагается, что все серосодержащие, кислородсодержащие и азотсодержащие компоненты сырья превращаются в первом реакторе, а только тиофен и непредельные углеводороды подвергается более глубоким превращениям во втором реакторе. Производительность проектируемой установки составляет 2450000 тонн в год по сырью.

7.2 Пересчет на часовую производительность

Такой пересчет выполняют при помощи пересчетного коэффициента, который нужен для того, чтобы массовую производительность в кг/т пересчитать на часовую в кг/ч. Продолжительность ремонтов в году составляет 15 дней, тогда число рабочих дней установки в году составляет:

Т_раб= Т_кал- Т_рем= 365 - 15 = 350 дней

Переводим рабочие дни в часы:

Т_ч = Т_раб· 24 = 350 · 24 = 8400 часов

Пересчетный коэффициент определяется по формуле

К_перес = G / T_ч (7.10)

где G - производительность установки в год по сырью, т/г; Т_ч - годовой фонд рабочего времени, ч/г.

К_перес= 2450000 / 8400 = 291,667 т/ч.

Для перевода материального баланса из размерности кг/т в размерность кг/ч необходимо все расходы умножить на пересчетный коэффициент.

7.3 Расчет материального баланса реакционной стадии

Расчет проводим на 1000 кг сырья.

Относительная молекулярная масса сырья определяется по формуле Крега [1]

М_с= (44,29 ·) / (1,03 -), (7.11)

где - относительная плотность сырья при 15 °С, г/см³.

= + 5 Ч а

где - относительная плотность нефтепродукта при 20 °С, отнесённая к плотности воды при 4 °С, г/см³;

а - средняя температурная поправка для подсчёта плотности жидких нефтепродуктов.

= 0,842 + 5 Ч 0,000712 = 0,846 г/см³

Получаем,

М_с = (44,29 Ч 0,846) / (1,03 - 0,846) = 198,0

Дизельное топливо в основном состоит из предельных углеводородов общей формулы С_nН₂_n₊₂. Тогда молекулярную массу дизельного топлива можно записать:

М_с = 12·n + 2·n + 2 = 14·n + 2 = 198,0.

где n - число атомов углерода в дизельной фракции.

Решая это уравнение, получаем n равным 14.

Производим расчет по реакциям (7.1) - (7.9) с целью определения расхода водорода на гидроочистку, а также количества образующихся предельных углеводородов, сероводорода, воды и аммиака. Все компоненты газо-сырьевой смеси вступают в реакции в 1-м реакторе, а во втором превращениям подвергается только тиофен.

Реакция 7.1 Меркаптаны

- расходуется

m₁(С₁₄H₂₉SН) = 8,2 кг/т;

m₁ (Н₂) = (8,2 · 2) / 230 = 0,071 кг/т

- образуется

m₁ (Н₂S) = (8,2·34) / 230 =1,212 кг/т;

m₁(С₁₄Н₃₀) = (8,2·198) / 230 = 7,059 кг/т.

где 230 - молекулярная масса меркаптана С₁₄H₂₉SН;

2 - молекулярная масса водорода;

34 - молекулярная масса сероводорода;

198 - молекулярная масса С₁₄Н₃₀.

Реакция 7.2 Сульфиды

- расходуется

m₂((С₁₄Н₂₉)₂S) = 53,300 кг/т;

m₂(Н₂) = (53,3·2·2) / 426 =0,500 кг/т;

- образуется

m₃(Н₂S) = (53,3·34) / 426 = 4,254 кг/т,

m₃(С₁₄Н₃₀) = (53,3 · 198 · 2) / 426 = 49,546 кг/т.

Реакция 7.3 Дисульфиды

- расходуется

m₃((С₁₄Н₂₉)₂S₂) = 7,200 кг/т;

m₃ (Н₂) = (7,2·2·3) / 458 = 0,094 кг/т;

- образуется

m₃(Н₂S) = (7,2·34·2) / 458 = 1,069 кг/т;

m₃(С₁₄Н₃₀) = (7,2·198·2) / 458 = 6,225 кг/т.

Реакция 7.4 Тиофен

В первом реакторе

- расходуется

Дm_4.1 (С₄H₄S) = m⁰(С₄Н₄S) · 0,98 = 6,6 · 0,98 = 6,468 кг/т ;

m_4.1 (Н₂) = (6,468·2·4) / 84 =0,616 кг/т;

- образуется

m_4.1 (Н₂S) = (6,468·34) / 84 = 2,618 кг/т;

m_4.1 (С₄Н₁₀) = (6,468·58) / 84 = 4,466 кг/т.

- остаточное количество тиофена:

m_4.1(С₄Н₄S) = m⁰(С₄Н₄S) - Дm_4.1(С₄Н₄S);

m_4.1(С₄Н₄S) = 6,600 - 6,468 = 0,132 кг/т.

Во втором реакторе

- расходуется

Дm_4.2(С₄Н₄S) = m_4.1.(С₄Н₄S) ? 0,80 = 0,132 ? 0,80 = 0,106 кг/т

m_4.2(Н₂) = (0,106·2·4) / 84 =0,010 кг/т;

- образуется

m_4.2(Н₂S) = (0,106·34) / 84 = 0,043 кг/т;

m_4.2(С₄Н₁₀) = (0,106·58) / 84 = 0,073 кг/т.

- остаточное количество тиофена:

m_4.2(С₄Н₄S) = m_4.1.(С₄Н₄S) - Дm_4.2(С₄Н₄S);

m_4.1(С₄Н₄S) = 0,132 - 0,106 = 0,026 кг/т.

Реакция 7.5 Непредельные углеводороды

В первом реакторе

- расходуется

Дm_8.1(С₁₄Н₂₈) = m⁰(С₁₄Н₂₈)·0,75 = 78,9 · 0,75 = 59,175 кг/т;

m_8.1(H₂) = (59,175·2) / 196 = 0,604 кг/т;

- образуется

m_8.1(С₁₄Н₃₀) = (59,175·198) / 196 = 59,779 кг/т;

- остаточное количество непредельных углеводородов:

m_8.1 (С₁₄Н₂₈) = m⁰(С₁₄Н₂₈) - Дm_8.1(С₁₄Н₂₈);

m_8.1 (С₁₄Н₂₈) = 78,900 - 59.779 = 19,725 кг/т.

Во втором реакторе

- расходуется

Дm_8.2(С₁₄Н₂₈) = m_8.1(С₁₄Н₂₈) · 0,60 = 19,725 ? 0,60 = 11,835 кг/т;

m₅₂(Н₂) = (11,835·2) / 196 = 0,121 кг/т;

- образуется

m₅₂(С₁₄Н₃₀) = (11,835·198) / 196 = 11,596кг/т;

- остаточное количестве непредельных углеводородов:

m_8.2(С₁₄H₂₈) = m_8.1(С₁₄Н₂₈) - Дm_8.2(С₁₄Н₂₈)

m_8.2(С₁₄H₂₈) = 19,725 - 11,835 = 7,890 кг/г

Реакции 7.6 Гидроперекись гептана

-расходуется

m₆(С₇Н₁₅ООН) = 2,500 кг/т

m₆(Н₂) = (2,5·2·2) / 132 = 0,076 кг/т

-образуется

m₆(С₇Н₁₆) = (2,5·100) / 332 = 1,894 кг/т;

m₆(Н₂О) = (2,5·2·18) / 132 = 0,682 кг/т.

Реакция 7.7 Фенол

-расходуется

m₇(С₆Н₅ОН) = 3,000 кг/т;

m₇(Н₂) = (3·2·5) / 94 = 0,319кг/т;

-образуется

m₇(С₆Н₁₄) = (3·86) / 94 = 2,745 кг/т;

m₇(Н₂0) = (3·18) / 94 = 0,574 кг/т.

Реакция 7.8 Пиридин

-расходуется

m₈(C₅H₅N) = 0,500 кг/т

m₈(Н₂) = (0.5·2·5) / 79 = 0,063 кг/т,

-образуется

m₈(С₅Н₁₂) = (0,5 · 72) / 79 = 0,456 кг/т;

m₈(NH₃) = (0,5 · 17) / 79 = 0,108 кг/т.

Реакция 7.9 Пиррол

-расходуется

m₉(С₄Н₄NH) = 0,600 кг/т,

m₉(Н₂) = (0,6·4·2) / 67 = 0.072 кг/т;

-образуется

m₉(С₄Н,₀) = (0.6·58) / 67 = 0,519 кг/т;

m₉ (NH₃) = (0.6- 17) / 67 = 0,152 кг/т.

В результате расчета по реакциям (7.1)-(7.9) получаем:

1 ) расход водорода на гидрирование и гидрогенолиз в двух реакторах:

Уm_p(H₂) = m₁(H₂) + m₂(Н₂) + m₃(Н₂) + m_4.1(Н₂) + m_4.2(Н₂) + m_8.1(Н₂) + m_8.2(Н₂) + m₆(Н₂) + m₇(Н₂) + m₈(Н₂) + m₉(Н₂)

Уm_p(H₂) = 0,071 + 0,500 + 0,094 + 0,616 + 0,010 + 0,604 + 0,121 + 0,076 + 0,319 + 0,063 + 0,072 = 2,547кг/т

2) количество выделившегося при гидроочистке сероводорода:

- в первом реакторе:

m(Н₂S) ^/ = m₁(Н₂S) + m₂(Н₂S) + m₃(Н₂S) + m₄(Н₂S);

m(Н₂S) ^/ = 1,212 + 1,069 +4,254 +2,618 = 9,153 кг/т;

- во втором реакторе:

m(Н₂S)^// = m_4.2(Н₂S) = 0,043 кг/т.

3) количество образовавшихся предельных углеводородов С₁₄ в двух реакторах:

m(С₁₄Н₃₀) = m₂(С₁₄Н₃₀) + m₃(С₁₄Н₃₀) + m_8.1(С₁₄Н₃₀) + m_8.2(С₁₄Н₃₀);

m(С₁₄Н₃₀) = 7,059 + 49,546 + 6,225 + 59,779 + 11,959 = 134,566 кг/т

4) количество образовавшихся предельных углеводородов С₅-С₇ в двух реакторах:

m(С₅-С₁₀) = m₆(С₇Н₁₆) + m₇(С₆Н₁₄) + m₈(С₅Н₁₂);

m(С₅-С₁₀) = 1,894 + 2,745 + 0,456 = 5,094 кг/т.

5) количество образовавшихся предельных углеводородов С₄:

- в первом реакторе:

m(С₄Н₁₀) ^/ = m_4.1(С₄Н₁₀) + m₉(С₄Н₁₀);

m(С₄Н₁₀) ^/ = 4,466 + 0,519 = 4,985 кг/т,

- во втором реакторе:

m(С₄Н₁₀) ^// = m_4.2(С₄Н₁₀) = 0,073 кг/т.

6) количество выделившейся при гидроочистке воды:

m(Н₂О) = m₆(Н₂О) + m₇(Н₂О);

m(Н₂О) = 0,682 + 0,574 = 1,256 кг/т.

7) количество выделившегося при гидроочистке аммиака:

m(NH₃) = m₈(NH₃) + m₉(NH₃);

m(NH₃) = 0,108 + 0,152 = 0,260 кг/т.

Определим потери водорода в циркулирующем водородсодержащем газе за счет растворения в гидрогенизате и механических потерь. По данным заводской лаборатории состав ЦВСГ представлен в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Компонентный состав ЦВСГ

Компоненты	% объемный	Молекулярная масса (Мi), кг/кмоль	Мольная доля (хi)	Мi · хi	Массовая доля
Н2	90,00	2	0,9000	1,800	0,4244
СН4	5,12	16	0,0512	0,8192	0.1931
С2Н6	3,92	30	0,0392	1,1760	0,2773
С3Н8	0,79	44	0,0079	0,3476	0.0820
C4H10	0,17	58	0,0017	0,0986	0,0232
Итого	100,00	-	1,0000	4,2414	1,0000

Потери водорода на растворение в гидрогенизате в процентах на сырье определяются по формуле [1]

% m_пот1(Н₂) = (х_н2· М_H₂)·100 / ((х_н2· М_H₂) + (1- х_H₂) · М_с), (7.12)

где х_H₂ - мольная доля водорода, растворенного в гидрогенизате;

М_Н2 - молекулярная масса водорода, кг/кмоль.

Мольную долю водорода растворенного в гидрогенизате, рассчитываем из условий фазового равновесия в горячем газосепараторе высокого давления:

х_н2= у_Н2/ К_р (7.13)

где у_н2 - мольная доля водорода в паровой фазе;

К_р - константа фазового равновесия.

Мольная доля водорода в паровой фазе равна объемной концентрации водорода в циркулирующем газе, то есть

у_Н2 = 0,9 (см. табл. 7.1).

Для условий газосепаратора высокого давления константа равновесия составляет 30 [1]. Тогда получаем,

х_Н2 = 0,9 / 30 = 0,03

% m_пот1(Н₂) = (0,03 · 2) · 100 / (0,03 · 2 + (1 - 0,03) · 198,36) = 0,03 %

Механические потери водорода составляют 1% от общего объема циркулирующего водородсодержащего газа.

Определяем количество свежего и циркулирующего водородсодержащего газа. Объем сырья определяется по формуле

V_с = m_с/ d_с, (7.14)

где m_с - количество сырья, подаваемого на гидроочистку, кг;

d_с - плотность сырья, кг/м³.

Тогда объем 1000 кг сырья составляет:

V_с= 1000 / 0,842= 1,188м³/т

Объем циркулирующего водородсодержащего газа определяется по формуле:

V_ЦВСГ= V_c · N, (7.15)

где N - кратность циркуляции водородсодержащего газа.

V_ЦВСГ = 1,188 · 280 = 332,542 м³/г.

Плотность циркулирующего водородсодержащего газа:

с_ЦВСГ = М_ЦВСГ/ 22,4 (7.16)

где М_ЦВСГ - средняя молярная масса циркулирующего водородсодержащего газа, кг/кмоль.

Согласно данным таблицы 7.1 средняя молярная масса ЦВСГ составляет 4,2414 кг/кмоль.

Получаем,

с_ЦВСГ = 4,2414 / 22,4 = 0,189 кг/м³.

Количество циркулирующего водородсодержащего газа определяется по формуле

m_ЦВСГ= V_ЦВСГ· с_ЦВСГ; (7.17)

m_ЦВСГ = 332,54 · 0,189 = 62,966 кг/т.

Количество водорода в циркулирующем водородсодержащем газе определяется по формуле:

m(Н₂)_ЦВСГ= (m_ЦВСГ· щ(Н₂)_ЦВСГ) / 100 , (7.18)

где щ(Н₂)_ЦВСГ - массовая доля водорода в циркулирующем водородсодержащем газе, %(масс).

Согласно таблице 7.1 массовая доля водорода в ЦВСГ составляет 42,44 % (масс), тогда:

m(Н₂)_ЦВСГ = (62,966 · 42,44) / 100 = 26,723 кг/т.

Тогда количество углеводородов С₁-С₄ в циркулирующем водородсодержащем газе составляет:

m(С₁-С₄)_ЦВСГ = m_ЦВСГ- m(H₂)_ЦВСГ;

m(С₁-С₄)_ЦВСГ = 62,966 - 26,723 = 36,243 кг/т.

Потери водорода на растворении в гидрогенизате составляют:

m_пот1(Н₂) =(% m_пот1(Н₂) · m_с) / 100;

m_пот1(Н₂) = (0,03 · 1000) / 100 = 0,300 кг/т.

Механические потери водорода составляют:

m_пот2(Н₂) = (0,01· V_ЦВСГ· М_Н2) / 22,4;

m_пот2(Н₂) = (0,01 · 332,54 · 2) / 22,4 = 0,297 кг/т.

Количество водорода в свежем водородсодержащем газе составляет:

m(Н₂)_ВСГ = Уm_Р(Н₂) + m_пот1(Н₂) + m_пот2(Н₂);

m(Н₂)_ВСГ = 2,547 + 0,300 + 0,297 = 3,143 кг/т.

Количество свежего водородсодержащего газа определяется по формуле

m_ВСГ = (m(Н₂)_ВСГ) / щ(Н₂)_ВСГ, (7.19)

где щ(Н₂)_ВСГ - массовая доля водорода в свежем водородсодержащем газе.

Согласно исходным данным массовая доля водорода в свежем водородсодержащем газе составляет 0,6416, тогда получаем:

m_ВСГ = 3,143 / 0,6416 = 4,899 кг/т.

Тогда количество углеводородов С₁- С₄ в свежем водородсодержащем газе составляет:

m(С₁-С₄)_ВСГ = m_ВСГ - m(Н₂)_ВСГ;

m(С₁-С₄)_ВСГ = 4,899 - 3,143 = 1,756 кг/т.

Количество водорода в циркулирующем водородсодержащем газе до подпитки свежим составляет:

m⁰(Н₂)_ЦВСГ = m(Н₂)_ЦВСГ - m(Н₂)_ВСГ;

m⁰(Н₂)_ЦВСГ = 26,723 - 3,143 = 23,579 кг/т.

Количество углеводородов С₁-С₄ в циркулирующем водородсодержащем газе до подпитки свежим составляет:

m⁰(С₁-С₄)_ЦВСГ = m(С₁-С₄)_ЦВСГ - m(С₁-С₄)_ВСГ;

m⁰(С₁-С₄)_ЦВСГ = 36,243 - 1,756 = 34,487 кг/т.

Тогда количество циркулирующего водородсодержащего газа до подпитки свежим составляет:

m⁰_ЦВСГ = m⁰(Н₂)_ЦВСГ + m⁰(С₁-С₄)_ЦВСГ;

m⁰_ЦВСГ = 23,579 + 34,487 = 58,067 кг/т.

Материальный баланс стадии подпитки циркулирующего водородсодержащего газа свежим представлен в таблице 7.2.

На стадии смешения циркулирующий водородсодержащий газ смешивается с сырьем. Согласно исходным данным в 1000 кг сырья содержится следующее количество компонентов:

- 1,2 кг предельных углеводородов С₅-С₁₀;

- 680,1 кг предельных углеводородов С₁₁и выше;

- 78,9 кг непредельных углеводородов;

- 8,2 кг меркаптанов;

- 53,3 кг сульфидов;

- 7,2 кг дисульфидов;

- 6,6 кг тиофена;

- 157,9 кг ароматических углеводородов;

- 2,5 кг гидропероксида гептана;

- 3,0 кг фенола;

- 0,5 кг пиридина;

- 0,6 кг пиррола.

Материальный баланс стадии смешения циркулирующего водородсодержащего газа с сырьем представлен в таблице 7.3.

В результате реакции (7.1)-(7.3), (7.5) образуются предельные углеводороды С₁₄, тогда количество предельных углеводородов С₁₁ и выше составляет:

- после первого реактора

m(С₁₁ и выше) ^/ = m⁰(С₁₁ и выше) + m(С₁₄Н₃₀)^/

m(С₁₁ и выше) ^/ = 680,100 + 122,610 = 802,710 кг/т;

- после второго реактора:

m(С₁₁ и выше) ^// = m⁰(С₁₁ и выше)^/ + m(С₁₄Н₃₀)^//;

m(С₁₁ и выше) ^// =802,710+ 11,959 = 814,666 кг/т;

Кроме того в результате реакции (7.4), (7.9) образуются предельные углеводороды С₄, тогда количество предельных углеводородов С₁ - С₄ после стадии реакции составляет:

- после первого реактора:

m(С₁-С₄)^/ = m(С₁-С₄)_ЦВСГ + m(С₄Н₁₀) ^/ ;

m(С₁-С₄)^/= 36,243 + 4,985 = 41 ,229 кг/т;

- после второго реактора:

m(С₁-С₄)^// = m(С₁-С₄) ^/ + m(С₄Н₁₀) ^//

m(С₁-С₄)^// = 41,229 + 0,073 = 41,302 кг/т.

На реакции (7.1)-(7.9) расходуется водород, количество водорода после стадии реакции составляет:

m'(Н₂) = m(Н₂)_ЦВСГ - Уm_р(Н₂) = 26,723 - 2,547 = 24,176 кг/т.

Материальный баланс стадии реакций представлен в таблицах 7.4. и 7.5.

Таблица 7.2 - Материальный баланс стадии подпитки циркулирующего водородсодержащего газа

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% масс.	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% масс.
1	ЦВСГ до подпитки	58,067	16936,227	100,000	1	ЦВСГ	62,966	18365,104	100,000
1.1	Водород	23,579	6877,216	40,608	1.1	Водород	26,723	7793,926	42,440
1.2	Предельные у/в С1-С4	34,487	10059,011	59,392	1.2	Предельные у/в С1-С4	36,243	10571,178	57,560
2	Свежий ВСГ	4,899	1428,877	100,000
2.1	Водород	3,143	916,710	64,160
2.2	Предельные у/в С1-С4	1,756	512,167	35,840

	Итого	62,966	18365,104			Итого	62,966	18365,104

Таблица 7.3 - Материальный баланс стадии смешения циркулирующего водородсодержащего газа и сырья

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% масс.	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% масс.
1	Сырьё	1000,000	291667,00	100,000	1	Газо-сырьевая смесь	1062,966	310032,104	100,000
1.1	Предельные у/в С5-С10	1,200	350,000	0,120	1.1	Водород	26,723	7793,926	2,514
1.2	Предельные у/в С11 и выше	680,100	198362,727	68,010	1.2	Предельные у/в С1-С4	36,243	10571,178	3,411
1.3	Непредельные у/в	78,900	23012,527	7,890	1.3	Предельные у/в С5-С10	1,200	350,000	0,113
1.4	Ароматические у/в	157,900	46054,219	15,790	1.4	Предельные у/в С11 и выше	680,100	198362,727	63,981
1.5	Меркаптаны	8,200	2391,669	0,820	1.5	Непредельные у/в	78,900	23012,527	7,423
1.6	Сульфиды	53,300	15545,851	5,330	1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	14,855
1.7	Дисульфиды	7,200	2100,003	0,720	1.7	Меркаптаны	8,200	2391,669	0,771
1.8	Тиофен	6,600	1925,002	0,660	1.8	Сульфиды	53,300	15545,851	5,014
1.9	Гидропероксид гептана	2,500	729,168	0,250	1.9	Дисульфиды	7,200	2100,003	0,677
1.10	Фенол	3,000	875,001	0,300	1.10	Тиофен	6,600	1925,002	0,621
1.11	Пиридин	0,500	145,833	0,050	1.11	Гидропероксид гептана	2,500	729,168	0,235
1.12	Пиррол	0,600	175,000	0,060	1.12	Фенол	3,000	875,001	0,282
2	ЦВСГ	62,966	18365,104	100,000	2	Пиридин	0,500	145,833	0,047
2.1	Водород	26,723	7793,926	42,440	2.1	Пиррол	0,600	175,000	0,056
2.2	Предельные у/в С1-С4	36,243	10571,178	57,560	2.2
	Итого	1062,966	310032,104			Итого	1062,966	310032,104

Таблица 7.4 - Материальный баланс стадии реакции (1-ый реактор)

Статьи прихода		Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Газо-сырьевая смесь	1062,966	310032,104	100,000	1	Газо-продуктовая смесь	1062,966	310032,104	100,000
1.1	Водород	26,723	7793,926	2,514	1.1	Водород	24,307	7089,551	2,287
1.2	Предельные у/в С1-С4	36,243	10571,178	3,411	1.2	Предельные у/в C1-C4	41,229	12025,139	3,879
1.3	Предельные у/в С5-С10	1,200	350,000	0,113	1.3	Предельные у/в С5-С10	6,294	1835,752	0,591
1.4	Предельные у/в С11 и выше	680,100	198362,727	63,981	1.4	Предельные у/в С11 и выше	802,710	234124,017	75,516
1.5	Непредельные у/в	78,900	23012,527	7,423	1.5	Непредельные у/в	19,725	5753,131	1,856
1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	14,855	1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	14,855
1.7	Меркаптаны	8,200	2391,669	0,771	1.7	Тиофен	0,132	38,500	0,013
1.8	Сульфиды	53,300	15545,851	5,014	1.8	Сероводород	9,153	2669,628	0,861
1.9	Дисульфиды	7,200	2100,003	0,677	1.9	Вода	1,256	366,334	0,118
1.10	Тиофен	6,600	1925,002	0,621	1.10	Аммиак	0,260	75,833	0,024
1.11	Гидропероксид гептана	2,500	729,168	0,235
1.12	Фенол	3,000	875,001	0,282
1.13	Пиридин	0,500	145,833	0,047
1.14	Пиррол	0,600	175,000	0,056
	Итого	1062,966	310032,104			Итого	1062,966	310032,104	100,000

Таблица 14.12 - Расход и стоимость материальных ресур

№	Наименование	Единица измерения	Цена, тыс.руб.	Затраты на единицу продукции (на 1 тонну)	Затраты на годовой выпуск
			аналог	проект	Количество	Сумма, тыс.руб.	Количество	Сумма, тыс.руб.
					аналог	проект	аналог	проект	аналог	проект	аналог	проект
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1 1.1 1.2	Сырье ДТ (сернист.) ВСГ (свежий)	т тыс.м3	4,87 0,31	4,87 0,31	1,020 0,080	1,020 0,080	4,9674 0,0248	4,9674 0,0248	2400000,0 62209,60	2450000,0 63506,00	11921760,00 1542,80	12170130,00 1574,90
	Итого (строка 1)						4,9922	4,9922			11923302,80	12171704,90
2 2.1 2.2	Материалы и реагенты МДЭА (40%-ый) Катализатор	т т	15,64 607,77	15,64 607,77	0,240 0,50	0,240 0,50	3,7536 303,90	3,7536 303,90	1159200,00 124,00	1183350,00 124,00	4351173,10 37683,60	4441822,60 37683,60
	Итого (строка 2)						307653	307653			4388856,70	4479506,20
3 3.1	Топливо Топливный газ	тыс.м3	0,43	0,43	0,390	0,390	0,1677	0,1677	974937,60	1013922,00	163497,30	170034,70
	Итого (строка 3)						0,1677	0,1677			163497,30	170034,70
4 4.1 4.2 4.3 4.4	Энергия Электроэнергия Пар Вода оборотная Сжатый воздух	тыс.кВт·ч Гкал тыс.м3 тыс.м3	5,60 1,20 4,50 3,50	5,60 1,20 4,50 3,50	0,380 0,640 0,153 0,110	0,380 0,630 0,153 0,110	2,1280 0,7680 0,6885 0,3850	2,1280 0,7680 0,6885 0,3850	949939,20 1566051,20 374384,10 269165,05	952370,00 1603276,48 389353,78 279927,56	1978703,70 119847,10 257763,30 103628,50	2026643,40 121203,54 268069,50 107771,80
	Итого (строка 4)						4,1660	4,1660			2227952,60	2523688,20
	Итого (строки 1-4)										18703609,40	19344934,20

7.4 Материальный баланс стадии горячей сепарации

На этой стадии происходит разделение газо-продуктовой смеси на жидкий гидрогенизат и парогазовую смесь. По практическим данным в парогазовую смесь переходят следующие компоненты (в процентах от их количества в газо-продуктовой смеси после реакционной стадии):

- 97 % сероводорода, тогда количество сероводорода, которое уходит с парогазовой смесью составляет:

m(Н₂S)_п.г.с. = 0,97 · m(Н₂S),

m(Н₂S)_п.г.с = 0,97 · 9,196 = 8,920 кг/т,

тогда количество сероводорода в жидком гидрогенизате после горячей сепарации составляет:

m(Н₂S)_ж.г. = m(Н₂S) - m(Н₂S)_п.г.с.

m(Н₂S)_ж.г. = 9,196 - 8,920 = 0,276 кг/т;

- 50 % предельных углеводородов С₅-С₁₀, тогда количество предельных углеводородов С₅-С₁₀, которое уходит с парогазовой смесью составляет:

m(С₅-С₁₀)_п.г.с. = 0,50 · m(С₅-С₁₀),

m(С₅-С₁₀)_п.г.с. = 0,50 · 6,294 = 3,147 кг/т,

тогда количество углеводородов С₅-С₁₀в жидком гидрогенизате после горячей сепарации составляет:

m(С₅-С₁₀)_ж.г. = m(С₅-С₁₀) - m(С₅-С₁₀)_п.г.с.

m(С₅-С₁₀)_ж.г. = 6,294 - 3,147 = 3,147 кг/т,

- 20 % непредельных углеводородов, тогда количество непредельных углеводородов, которое уходит с парогазовой смесью составляет:

m(С_nН₂_n)_п.г.с. = 0,20 · m(С_nН₂_n),

m(С_nН₂_n)_п.г.с. = 0,20 · 7,89 = 1,578 кг/т,

тогда количество непредельных углеводородов в жидком гидрогенизате после горячей сепарации составляет:

m(С_nН₂_n)_жг = m(С_nН₂_n) - m(С_nН₂_n)_пгс;

m(С_nН₂_n)_ж.г = 7,890 - 1,578 = 6,312 кг/т;

77 % тиофена, тогда количество тиофена, которое уходит с парогазовой смесью составляет:

m(С₄Н₄S)_п.г.с. = 0,77 · m(С₄Н₄S),

m(С₄Н₄S)_п.г.с. = 0,77 · 0,026 = 0,020 кг/т,

тогда количество тиофена в жидком гидрогенизате после горячей сепарации составляет:

m(С₄Н₄S)_ж.г = m(С₄Н₄S) - m(С₄Н₄S)_п.г.с.,

m(С₄Н₄S)_ж.г = 0,026 - 0,020 = 0,006 кг/т.

На стадии холодной сепарации отделяются все углеводороды С₁-С₄, входящие в состав ЦВСГ. Количество предельных углеводородов С₁-С₄в циркулирующем газе до подпитки и очистки после стадии горячей сепарации составляет (см.п.7.3):

m⁰(С₁-С₄)_ЦВСГ = 34,487 кг/т,

тогда количество предельных углеводородов С₁-С₄в жидком гидрогенизате после сепарации высокого давления составляет:

m(С₁-С₄)_ж.г.г = m(С₁-С₄) - m⁰(С₁-С₄)_ЦВСГ,

m(С₁-С₄)_ж.г.г = 41,302 - 34,487 = 6,814 кг/т.

Количество предельных углеводородов С₁-С₄перешедших в парогазовую смесь составляет:

m(С₁-С₄)_п.г.с. = m(С₁-С₄) - m(С₁-С₄)_ж.г.г.,

m(С₁-С₄)_п.г.с. = 41,302 - 6,814 = 34,487 кг/т

Вода и аммиак переходят в парогазовую смесь на этой стадии полностью, тогда:

m(Н₂О)_п.г.с. = m(Н₂О) = 1,256 кг/т;

m(NН₃)_п.г.с.= m(NН₃) = 0,260 кг/т.

На этой стадии также часть водорода растворяется в гидрогенизате - 0.3 кг/т, а часть теряется как механические потери - 0,3 кг/т, весь оставшийся водород переходит в парогазовую смесь:

m(Н₂)_п.г.с. = m'(Н₂) - m_пот1(Н₂) - m_пот2(Н₂),

m(Н₂)_п.г.с. = 24,176 - 0,300 - 0,297 = 23,579 кг/т.

m(H₂)_ж.г.г. = m_пот1(Н₂),

m(H₂)_ж.г.г. = 0,3 кг/т.

Остальные компоненты газо-продуктовой смеси переходят в жидкий гидрогенизат в неизменном, после стадии реакции, количестве.

Материальный баланс стадии горячей сепарации представлен в таблице 7.6.

Таблица 7.5 - Материальный баланс стадии реакции (2-й реактор)

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Газо-продуктовая смесь	1062,966	310032,104	100,000	1	Газо-продуктовая смесь	1062,966	310032,104	100,000
1.1	Водород	24,307	7089,551	2,287	1.1	Водород	24,176	7051,342	2,274
1.2	Предельные у/в С1-С4	41,229	12025,139	3,879	1.2	Предельные у/в С1-С4	41,302	12046,431	3,885
1.3	Предельные у/в С5-С10	6,294	1835,752	0,591	1.3	Предельные у/в С5-С10	6,294	1835,752	0,592
1.4	Предельные у/в С11 и выше	802,710	234124,017	75,516	1.4	Предельные у/в С11 и выше	814,666	237611,189	76,641
1.5	Непредельные у/в	19,725	5753,131	1,856	1.5	Непредельные у/в	7,890	2301,252	0,742
1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	14,855	1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	14,855
1.7	Тиофен	0,132	38,500	0,013	1.7	Тиофен	0,026	7,583	0,003
1.8	Сероводород	9,153	2669,628	0,861	1.8	Сероводород	9,196	2682,169	0,865
1.9	Вода	1,256	366,334	0,118	1.9	Вода	1,256	366,334	0,118
1.10	Аммиак	0,260	75,833	0,024	1.10	Аммиак	0,260	75,833	0,024

	Итого	1062,966	310032,104	100,000		Итого	1062,966	310032,104	100,000

Таблица 7.6 - Материальный баланс стадии горячей сепарации

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	%масс	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Газо-продуктовая смесь	1062,966	310032,104	100,00	1	Парогазовая смесь	73,248	21364,024	100,000
1.1	Водород	24,176	7051,342	2,274	1.1	Водород	23,579	6877,217	32,191
1.2	Предельные у/в С1-С4	41,302	12046,431	3,885	1.2	Предельные у/в С1-С4	34,488	10059,012	47,083
1.3	Предельные у/в С5-С10	6,294	1835,752	0,592	1.3	Сероводород	8,920	2601,669	12,178
1.4	Предельные у/в С11 и выше	814,666	237611,189	76,641	1.4	Предельные у/в С5-С10	3,147	917,876	4,297
1.5	Непредельные у/в	7,890	2301,252	0,742	1.5	Непредельные у/в	1,578	460,251	2,154
1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	14,855	1.6	Тиофен	0,020	5,833	0,028
1.7	Тиофен	0,026	7,583	0,003	1.7	Вода	1,256	366,333	1,715
1.8	Сероводород	9,196	2682,169	0,865	1.8	Аммиак	0,260	75,833	0,355
1.9	Вода	1,256	366,334	0,118	2	Жидкий гидрогенизат	989,421	288581,455	100,000
1.10	Аммиак	0,260	75,833	0,024	2.1	Водород	0,300	87,500	0,030

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	%масс	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
					2.2	Предельные у/в С1-С4	6,814	1987,419	0,689
					2.3	Предельные у/в С5-С10	3,147	917,876	0,318
					2.4	Непредельные у/в	6,312	1841,002	0,638
					2.5	Предельные у/в С11 и выше	814,666	237611,188	82,338
					2.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	15,959
					2.7	Тиофен	0,006	1,750	0,001
					2.8	Сероводород	0,276	80,501	0,028
					3	Механические потери водорода	0,297	86,625	100,000

	Итого	1062,966	328987,977			Итого	1062,966	310032,104	100,000

7.5 Материальный баланс стадии холодной сепарации

На этой стадии происходит разделение парогазовой смеси на циркулирующий водородсодержащий газ и нестабильный гидрогенизат. По практическим данным на стадии сепарации низкого давления отделяется 75 %, оставшегося после сепарации высокого давления, сероводорода, который переходит в ЦВСГ, а также в ЦВСГ переходит весь водород и предельные углеводороды С₁-С₄, парогазовой смеси. Таким образом, циркулирующий водородсодержащий газ после сепарации низкого давления будет содержать:

- сероводород в количестве:

m(Н₂S)_ЦВСГ = m(Н₂S)_п.г.с.· 0,75,

m(Н₂S)_ЦВСГ = 8,920 · 0,75 = 6,690 кг/т;

- предельные углеводороды С₁-С₄ в количестве:

m⁰(С₁-С₄)_ЦВСГ = 34,487 кг/т;

- водород в количестве:

m⁰(H₂)_ЦВСГ= m(Н₂)_п.г.с.,

m⁰(H₂)_ЦВСГ= 23,579 кг/т.

Тогда остаточное содержание сероводорода в нестабильном гидрогенизате составляет:

m(Н₂S)_{нест.гидрог.} = m(Н₂S)_п.г.с - m(Н₂S)_ЦВСГ,

m(Н₂S)_{нест.гидрог.} = 8,920 - 6,690 = 2,230 кг/т.

Остальные компоненты парогазовой смеси переходят в нестабильный гидрогенизат в неизменном количестве.

Материальный баланс стадии сепарации низкого давления представлен в таблице 7.7.

7.6 Материальный баланс стадии стабилизации нестабильного гидрогенизата

На стадию стабилизации продукта поступают два потока: жидкий гидрогенизат из горячего сепаратора и нестабильный гидрогенизат из холодного сепаратора. На этой стадии от продукта отделяется газовая фаза. Согласно практическим данным в газовую фазу уходят 90 % предельных углеводородов С₁-С₄, 92 % воды и аммиака, весь оставшийся сероводород, водород и предельные углеводороды С₅-С₁₀. В стабильный гидрогенизат переходят все углеводороды С₁₁ и выше, непредельные и ароматические углеводороды, тиофен, а также в составе стабильного гидрогенизата уходят 10 % предельных углеводородов С₁-С₄и по 8 % воды и аммиака.

Таким образом, газовая фаза содержит:

- сероводород в количестве:

m(Н₂S)_гф. = m(H₂S)_ж.г.г + m(Н₂S)_{нест.гидрог.},

m(Н₂S)_гф = 0,276 + 2,230 = 2,506 кг/т;

- водород в количестве:

m(Н₂)_г.ф. = m(H₂)_ж.г.г

m(Н₂)_г.ф. = 0,3 кг/т;

- предельные углеводороды С₁-С₄ в количестве:

m(С₁-С₄)_г.ф. = 0,9 · m(С₁-С₄)_ж.г.г.

m(С₁-С₄)_г.ф. = 0,9 · 6,814 = 6,133 кг/т.

- предельные углеводороды С₅-С₁₀ в количестве:

m(С₅-С₁₀)_гф = m(С₅-С₁₀)_ж.г.г + m(С₅-С₁₀)_{нест. гидрог.},

m(С₅-С₁₀)_гф = 3,147 + 3,147 = 6,294 кг/т;

- вода в количестве:

m(Н₂О)_гф. = 0,92 · m(Н₂О)_нест. _{гидрог.},

m(Н₂О)_гф. = 0,92 - 1,256 = 1,156 кг/т;

- аммиак в количестве:

m(NН₃)_гф.= 0,92·m(NН₃)_{нест.гидрог.},

m(NН₃)_гф = 0,92·0,260 = 0,239 кг/т.

Тогда стабильный гидрогенизат содержит:

- предельные углеводороды С₁₁ и выше в количестве:

m(С₁₁ и выше)_{стаб. гидрог.} = m(С₁₁ и выше)_жгг,

m(С₁₁ и выше)_{стаб. гидрог.} = 814,666 кг/т;

- непредельные углеводороды в количестве:

m(С_nН₂_n)_{стаб. гидрог.} = m(С_nН₂_n)_жг + m(С_nН₂_n)_{нест.гидрог.} ,

m(С_nН₂_n)_{стаб. гидрог.} = 6,312 + 1,578 = 7,890 кг/т;

- ароматические углеводороды в количестве:

m(аромат.у/в)_{стаб. гидрог.} = m(аромат.у/в)_ж.г.г,

m(аромат.у/в)_{стаб. гидрог.} = 157,900 кг/т;

- тиофен в количестве:

m(С₄Н₄S)_{стаб. гидрог.} = m(С₄Н₄S)_ж.г.г+ m(С₄Н₄S)_{нестаб. гидрог.}

m(С₄Н₄S)_{стаб. гидрог.} = 0,020 + 0,006 = 0,026 кг/т;

- предельные углеводороды С₁-С₄ в количестве:

m(С₁-С₄)_{стаб. гидрог.} = 0,1 · m(С₁-С₄)_ж.г.г

m(С₁-С₄)_{стаб. гидрог.} = 0,1 · 6,814 = 0,681 кг/т

- вода и количестве:

m(Н₂О)_{стаб.гидрог.}= 0,08 · m(Н₂О)_{нестаб. гидрог.}

m(Н₂О)_{стаб.гидрог.}= 0,08 ·1,256 = 0,101 кг/т;

- аммиак в количестве:

m(NН₃)_{стаб.гидрог.}= 0,08 · m(NН₃)_{нестаб.гидрог.}

m(NН₃)_{стаб.гидрог.}= 0,08 · 0,260 = 0,021 кг/т.

Материальный баланс стадии стабилизации продукта представлен в таблице 7.8.

Таблица 7.7 - Материальный баланс стадии холодной сепарации

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Парогазовая смесь	73,248	21364,024	100,000	1	ЦВСГ до очистки	64,756	18887,482	100,000
1.1	Водород	23,579	6877,217	32,191	1.1	Водород	23,579	6877,216	36,412
1.2	Предельные у/в С1-С4	34,488	10059,012	47,083	1.2	Предельные у/в С1-С4	34,488	10059,012	53,257
1.3	Сероводород	8,920	2601,669	12,178	1.3	Сероводород	6,690	1951,252	10,331
1.4	Предельные у/в С5-С10	3,147	917,876	4,297	2	Нестабильный гидрогенизат	8,492	2476,542	100,000
1.5	Непредельные у/в	1,578	460,251	2,154	2.1	Предельные у/в С5-С10	3,147	917,876	37,062
1.6	Тиофен	0,020	5,833	0,028	2.2	Непредельные у/в	1,578	460,250	18,583
1.7	Вода	1,256	366,333	1,715	2.3	Тиофен	0,020	5,833	0,239
1.8	Аммиак	0,260	75,833	0,355	2.4	Сероводород	2,230	650,417	26,261
					2.5	Вода	1,256	366,333	14,794
					2.6	Аммиак	0,260	75,833	3,060

	Итого	73,248	21364,024	100,000		Итого	73,248	21364,024	100,000

7.7 Материальный баланс стадии дегазации дизельного топлива

На этой стадии происходит разделение стабильного гидрогенизата на шлемовый продукт и дегазированное дизельное топливо. Из практических данных известно, что в шлемовый продукт переходят все растворенные в стабильном гидрогенизате углеводороды С₁-С₄, вода, аммиак, а также со шлемовым продуктом из дизельного топлива уносятся 0,2 % предельных углеводородов С₁₁ и выше и 0,1 % непредельных углеводородов. Все остальные компоненты уходят в составе гидроочищенного дизельного топлива. Таким образом, шлемовый продукт состоит из следующих компонентов:

- предельных углеводородов в количестве:

m(С₁-С₄)_{шлем пр} = m(С₁-С₄)_{стаб. гидрог}

m(С₁-С₄)_{шлем пр} =0,681 кг/т;

- воды в количестве:

m(Н₂О)_{шлем пр} = m(Н₂О)_{стаб. гидрог}

m(Н₂О)_{шлем пр} = 0,101 кг/т;

- аммиака в количестве:

m(NН₃)_{шлем. пр.} = m(NН₃)_{стаб.гидрог.},

m(NН₃)_{шлем. пр.} = 0,021 кг/т,

- предельных углеводородов С₁₁ и выше в количестве:

m(С₁₁ и выше)_{шлем. пр.} = 0,002 · m(С₁₁ и выше)_{стаб.гидрог.},

m(С₁₁ и выше)_{шлем. пр.} = 0,002 · 814,666 = 1,629 кг/т

- непредельных углеводородов в количестве:

m(С_nН₂_n)_{шлем пр} = 0,001· m(С_nН₂_n)_{стаб. гидрог.},

m(С_nН₂_n)_{шлем пр} = 0,001·7,890 = 0,008 кг/т.

Тогда гидроочищенное дизельное топливо состоит из следующих компонентов:

- предельных углеводородов С₁₁ и выше в количестве:

m(С₁₁ и выше)_{диз. топ} = m(С₁₁ и выше)_{стаб.гидрог.}- m(С₁₁ и выше)_шлем _пр,

m(С₁₁ и выше)_{диз. топ} = 814,666 - 1,629 = 813,036 кг/т;

- непредельных углеводородов в количестве:

m(С_nН₂_n)_{диз. топ} = m(С_nН₂_n)_{стаб. гидрог.}- m(С_nН₂_n)_{шлем пр},

m(С_nН₂_n)_{диз. топ} = 7,890 - 0,008 = 7,882 кг/т;

- ароматические углеводороды в количестве:

m(аромат.у/в)_{диз. топ} = m(аромат.у/в)_стаб _гидрог;

m(аромат.у/в)_{диз. топ} = 157,900 кг/т.

- тиофен в количестве:

m(С₄Н₄S)_{диз. топ} = m(С₄Н₄S)_{стаб. гидрог.}

m(С₄Н₄S)_{диз. топ} = 0,026 кг/т (в пересчете на элементную серу составляет 0,01 кг/т).

Материальный баланс стадии дегазации стабильного гидрогенизата представлен в таблице 7.9.

Таблица 7.8 - Материальный баланс стадии стабилизации продукта

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Жидкий гидрогенизат	989,421	288581,455	100,000	1	Стабильный гидрогенизат	981,285	286208,635	100,000
1.1	Водород	0,300	87,500	0,030	1.1	Предельные у/в С11 и выше	814,666	237611,341	83,020
1. 2	Предельные у/в С1-С4	6,814	1987,419	0,689	1.2	Непредельные у/в	7,890	2301,254	0,804
1.3	Предельные у/в С5-С10	3,147	917,876	0,318	1.3	Ароматические у/в	157,900	46054,249	16,091
1.4	Непредельные у/в	6,312	1841,002	0,638	1.4	Тиофен	0,026	7,583	0,003
1.5	Предельные у/в С11 и выше	814,666	237611,188	82,338	1.5	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	0,069
1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	15,959	1.6	Вода	0,101	29,458	0,010
1.7	Тиофен	0,006	1,750	0,001	1.7	Аммиак	0,021	6,125	0,002
1.8	Сероводород	0,276	80,501	0,028	2	Газовая фаза	16,628	4849,842	100,000
2	Нестабильный гидрогенизат	8,492	2476,542	100,000	2.1	Предельные у/в С1-С4	6,133	1788,795	36,883
2.1	Предельные у/в С5-С10	3,147	917,876	37,062	2.2	Предельные у/в С5-С10	6,294	1835,753	37,854
2.2	Непредельные у/в	1,578	460,250	18,583	2.3	Сероводород	2,506	730,918	15,070
2.3	Тиофен	0,020	5,833	0,239	2.4	Водород	0,300	87,500	1,804
2.4	Сероводород	2,230	650,417	26,261	2.5	Вода	1,156	337,167	6,951
2.5	Вода	1,256	366,333	14,794	2.6	Аммиак	0,239	69,708	1,438
2.6	Аммиак	0,260	75,833	3,060

	Итого	997,913	291057,997			Итого	997,913	291057,997

Таблица 7.9 - Материальный баланс стадии дегазации стабильного гидрогенизата

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Стабильный гидрогенизат	981,285	286208,635	100,000	1	Шлемовый продукт	2,440	711,668	100,000
1.1	Предельные у/в С11 и выше	814,666	237611,341	83,020	1.1	Предельные у/в С11 и выше	1,629	475,126	66,778
1.2	Непредельные у/в	7,890	2301,254	0,804	1.2	Непредельные у/в	0,008	2,334	0,323
1.3	Ароматические у/в	157,900	46054,249	16,091	1.3	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	27,928
1.4	Тиофен	0,026	7,583	0,003	1.4	Вода	0,101	29,458	4,119
1.5	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	0,069	1.5	Аммиак	0,021	6,125	0,852

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	%(масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1.6	Вода	0,101	29,458	0,010	2	Гидроочищенное ДТ	978,845	285496,967	100,000
1.7	Аммиак	0,021	6,125	0,002	2.1	Предельные у/в С11 и выше	813,037	237136,215	83,061
					2.2	Непредельные у/в	7,882	2298,921	0,805
					2.3	Ароматические у/в	157,900	46054,248	16,131
					2.4	Тиофен	0,026	7,583	0,003

	Итого	981,285	286208,635			Итого	981,285	286208,635

7.8 Материальный баланс отвода жидкого нефтепродукта из шлемового продукта

На этой стадии, после захолаживание шлемового продукта дегазации, происходит отделение от него жидкого нефтепродукта, который выводится в линию некондиции. При этом в жидкий нефтепродукт из шлемового переходят 99 % предельных углеводородов С₁₁ и выше, 5 % воды и аммиака и все непредельные углеводороды. А оставшиеся компоненты шлемового продукта уходят в составе сырого углеводородного газа в сепаратор. Таким образом, некондиционный нефтепродукт состоит из следующих компонентов:

- предельных углеводородов С₁₁ и выше и количестве:

m(С₁₁ и выше)_{некон нефт} = 0,99· m(С₁₁ и выше)_шлем _пр,

m(С₁₁ и выше)_{некон нефт} = 0,99 · 1,629 = 1,613 кг/т;

- непредельных углеводородов в количестве:

m(С_nН₂_n)_{некон нефт} = m(С_nН₂_n)_{шлем пр}

m(С_nН₂_n)_{некон нефт} = 0,008 кг/т

- вода в количестве:

m(Н₂О)_{некон нефт} = 0,05·m(Н₂О)_{шлем пр}

m(Н₂О)_{некон нефт} = 0,05·0,101 = 0,005 кг/т;

- аммиак в количестве:

m(NН₃)_{некон нефт} = 0,05·m(NН₃)_{шлем. пр.}

m(NН₃)_{некон нефт} = 0,05·0,021 =0,001 кг/т.

Тогда сырой углеводородный газ состоит из:

- предельных углеводородов С₁-С₄ в количестве:

m(С₁-С₄)_{сыр. у/в газ} = m(С₁-С₄)_{шлем пр}

m(С₁-С₄)_{сыр. у/в газ} = 0,681 кг/т,

- воды в количестве:

m(Н₂О)_{сыр у/в газ} = m(Н₂О)_{шлем. пр} - m(Н₂О)_{некон. нефт.} ,

m(Н₂О)_{сыр у/в газ} = 0,101 - 0,005 = 0,096 кг/т;

- аммиака в количестве:

m(NН₃)_{сыр у/в газ} = m(NН₃)_{шлем. пр.}- m(NН₃)_{некон нефт}

m(NН₃)_{сыр у/в газ} = 0,021 - 0,001 = 0,020 кг/т;

- предельных углеводородов С₁₁ и выше в количестве:

m(С₁₁ и выше)_{сыр у/в газ} = m(С₁₁ и выше)_шлем _пр- m(С₁₁ и выше)_{некон нефт}

m(С₁₁ и выше)_{сыр у/в газ} = 1,629 - 1,613 = 0,016 кг/т.

Материальный баланс отвода жидкого нефтепродукта из шлемового продукта представлен в таблице 7.10.

7.9 Материальный баланс сепарации сырого углеводородного газа

На этой стадии происходит разделение сырого углеводородного газа на углеводородный газ, направляемый на сжигание в печь нагрева сырья П-201, и дренажную воду. При этом углеводородный газ в П-201 представляет собой предельные углеводороды С₁-С₄:

m(С₁-С₄)_{у/в газ в П.201} = m(С₁-С₄)_сыр. _{у/в газ},

m(С₁-С₄)_{у/в газ в П.201} = 0,681 кг/т.

Таким образом, дренажная вода состоит из следующих компонентов:

- воды в количестве:

m(Н₂О)_дренаж = m(Н₂О)_сыр _у/в _газ,

m(Н₂О) _дренаж = 0,096 кг/т;

- аммиака в количестве:

m(NН₃)_дренаж = m(NНз)_{сыр. у/в газ},

mNН₃)_дренаж = 0,020 кг/т;

- предельных углеводородов С₁₁ выше в количестве:

m(С₁₁ и выше)_дренаж = m(С₁₁и выше)_{сыр. у/в газ},

m(С₁₁ и выше)_дренаж = 0,016 кг/т.

Материальный баланс сепарации сырого углеводородного газа представлен в таблице 7.11.

Таблица 7.10 - Материальный баланс отвода жидкого нефтепродукта из шлемового продукта

Статьи прихода		Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Шлемовый продукт	2,440	711,668	100,000	1	Некондиционный нефтепродукт	1,627	474,542	100,000
1.1	Предельные у/в С11 и выше	1,629	475,126	66,778	1.1	Предельные у/в С11 и выше	1,613	470,459	99,142
1.2	Непредельные у/в	0,008	2,334	0,323	1.2	Непредельные у/в	0,008	2,333	0,485
1.3	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	27,928	1.3	Вода	0,005	1,458	0,307
1.4	Вода	0,101	29,458	4,119	1.4	Аммиак	0,001	0,292	0,066
1.5	Аммиак	0,021	6,125	0,852	2	Сырой углеводородный газ	0,813	237,125	100,000
					2.1	Предельные у/в С11 и выше	0,016	4,667	2,004
					2.2	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	83,822
					2.3	Вода	0,096	28,000	11,745
					2.4	Аммиак	0,020	5,833	2,429

	Итого	2,440	711,668			Итого	2,440	711,668

Таблица 7.11- Материальный баланс стадии сепарации сырого углеводородного газа

Статьи прихода		Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Сырой углеводородный газ	0,813	237,125	100,000	1	Углеводородный газ в печь	0,681	198,625	100,000
1.1	Предельные у/в С11 и выше	0,016	4,667	2,004	1.1	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	100,000
1.2	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	83,822	2	Дренажная вода	0,132	38,500	100,000
1.3	Вода	0,096	28,000	11,745	2.1	Предельные у/в С11 и выше	0,016	4,667	12,121
1.4	Аммиак	0,020	5,833	2,429	2.2	Вода	0,096	28,000	72,727
					2.3	Аммиак	0,020	5,833	15,152





	Итого	0,813	237,125	100,000		Итого	0,813	237,125

7.10 Материальный баланс стадии абсорбции ЦВСГ

На этой стадии происходит поглощение сероводорода из циркулирующего водородсодержащего газа 40 %-ым раствором МДЭА:

2 (С₂Н₄ОН)₂NСН₃ + Н₂S - [(С₂Н₄ОН)₂NСН₃]₂Н₂S (7.20)

Определим количество 40 %-ого раствора МДЭА необходимого для поглощения сероводорода из ЦВСГ по реакции (8.20). Количество сероводорода в ЦВСГ после стадии холодной сепарации составляет 6,690 кг/т.

Молярная масса МДЭА - 119 кг/кмоль, молярная масса комплекса (МДЭА·Н₂S) - 272 кг/кмоль. Получаем,

- масса чистого МДЭА, необходимого для реакции:

m(чистый МДЭА) = (2·119·6,690) / 34 = 46,830 кг/т;

- масса 40 %-ого раствора МДЭА, необходимого для реакции составляет:

m(раствор МДЭА) = m (чистый МДЭА) / 0,4.

m(раствор МДЭА) = 46,830 / 0,4 = 117,075 кг/т;

- масса воды в 40 %-ом растворе МДЭА составляет:

m(Н₂О) = m(40 % - раствор МДЭА) - m(чистый МДЭА);

m(Н₂О) = 117,075 - 46,830 = 70,245 кг/т

Находим массу образовавшегося комплекса (МДЭА·Н₂S) на стадии абсорбции ЦВСГ:

m(МДЭА·Н₂S) = (272·6,690) / 734 = 53,520 кг/т.

Тогда масса раствора комплекса (МДЭА·Н₂S) составляет:

m(раствор МДЭА·Н₂S) = m(МДЭА·Н₂S) + m(Н₂О),

m(раствор МДЭА·Н₂S) = 53,520 + 70,245 = 123,765 кг/т.

Тогда раствор комплекса имеет следующий состав:

- массовая доля комплекса (МДЭА-Н₂S) в растворе составляет:

щ(МДЭА·Н2S) = (53,520 / 123,765)·100 = 43,2 %;

- массовая доля вода в растворе комплекса составляет:

щ(Н₂О) = (70,245 / 123,765)·100 = 56,8 %.

Из практических данных известно, что с потоком очищенного ЦВСГ уносится 10 % раствора комплекса (МДЭА·Н₂S), образовавшегося на стадии абсорбции ЦВСГ. Тогда количество раствора комплекса (МДЭА·Н₂S), уходящего с потоком ЦВСГ составляет:

m(раствор МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ = m(раствор МДЭА·Н₂S) · 0,1,

m(раствор МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ = 123,765 · 0,1 = 12,377 кг/т.

Таким образом, вместе с потоком ЦВСГ, в составе раствора комплекса (МДЭА-Н₂S), уносится следующие количества компонентов раствора комплекса:

- комплекс (МДЭА-Н₂S) в количестве

m(МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ = m(раствор МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ · 0,432,

m(МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ = 12,377 · 0,432 = 5,352 кг/т;

- вода в количестве

m(Н₂О)_ЦВСГ = m(раствор МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ - m(МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ;

m(Н₂О)_ЦВСГ = 12,377 - 5,352 = 7,025 кг/т;

Остальное количество раствора комплекса (МДЭА-Н₂S) уходит на стадию сепарации насыщенного раствора МДЭА, а затем на регенерацию:

m(раствор МДЭА·Н₂S) ^/ = m(раствор МДЭА·Н₂S) - m(раствор МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ,

m(раствор МДЭА·Н₂S) ^/ = 123.765 - 12,377 = 111,389 кг/т,

в том числе,

m(МДЭА·Н₂S) ^/ = m(МДЭА·Н₂S) - m(МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ,

m(МДЭА·Н₂S) ^/ = 53,520 - 5,352 = 48,168 кг/т,

m(Н₂O) ^/ = m(Н₂O) - m(Н₂О)_ЦВСГ,

m(Н₂O) ^/ = 70,245 - 7,022 = 63,221 кг/т.

Материальный баланс стадии абсорбции ЦВСГ представлен в таблице 7.12.

7.11 Материальный баланс стадии сепарации ЦВСГ после абсорбции

На этой стадии происходит отделение от ЦВСГ, унесенного со стадии абсорбции, раствора комплекса (МДЭА·Н₂S). В состав очищенного ЦВСГ переходят все предельные углеводороды С₁- С₄ и водород. Таким образом, количество компонентов ЦВСГ до подпитки свежим ВСГ составляет:

- водорода:

m(Н₂)⁰_ЦВСГ = 23,579 кг/т;

- предельных углеводородов С₁ - С₄:

m(С₁ - С₄)⁰_ЦВСГ = 34,487 кг/т.

Таким образом, на этой стадии полностью отделяется унесенный раствор комплекса (МДЭА·Н₂S) в количестве:

m(раствор МДЭА·Н₂S) ^// = m(раствор МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ,

m(раствор МДЭА·Н₂S) ^// = 12,377 кг/т,

со следующим содержанием компонентов:

- комплекса МДЭА·Н₂S:

m(МДЭА·Н₂S) ^// = 5,352 кг/т;

- воды в растворе:

m(Н₂0) ^// = 7,025 кг/т

Материальный баланс стадии сепарации ЦВСГ после абсорбции представлен в таблице 7.13.

7.12 Материальный баланс стадии сепарации газовой фазы

На этой стадии газовая фаза, уходящая сверху стабилизационной колонны, разделяется на сухой углеводородный газ, бензин-отгон и кислую воду. По практическим данным на этой стадии отделяются все углеводороды С₅-С₁₀, которые образуют поток бензин-отгона:

m(С₅-С₁₀)_{бензин-отгон} = m(С₅-С₁₀)_гф

m(С₅-С₁₀)_{бензин-отгон} = 6,294 кг/т.

Кроме того, 1 молем аммиака связывается 1 моль сероводорода, который уходит в составе кислого водного конденсата.

NH₃ + Н₂S - NH₄HS (7.21)

Количество аммиака в газовой фазе после стабилизационной колонны составляет:

n(NН₃)_гф = m(NН₃)_гф/ M(NН₃),

где M(NН₃) - молекулярная масса аммиака, кг/кмоль; M(NН₃) = 17 кг/кмоль

n(NН₃)_гф = 0,239 / 17 = 0,014 кмоль/т.

Тогда, количество сероводорода связанного аммиаком составляет:

n(Н₂S)_вод = n(NНз)_г.ф. = 0,014 кмоль/т;

m(Н₂S)_вод = n(Н₂S)_ам · М(Н₂S),

m(Н₂S)_вод = 0,014·34 = 0,478 кг/т.

А количество образовавшегося гидросульфида аммония составляет:

n(NH₄НS)_вод. = n(Н₂S)_вод = 0,014 кмоль/т,

m(NH₄НS)_вод.= n(NH₄НS)_вод. · М(NH₄НS),

где М(NH₄НS) - молекулярная масса гидросульфида аммония, кг/кмоль; М(NH₄НS) = 51 кг/кмоль.

Тогда масса гидросульфида аммония в водном конденсате составляет:

m(NH₄НS)_вод = 0,014 - 51 =0,717 кг/т.

Кроме того в состав водного конденсата входит вся вода, находящаяся в газовой фазе после стадии стабилизации продукта:

m(Н₂О)_вод. = m(Н₂О)_г.ф. = 1,156 кг/т.

А также в водный конденсат переходят остатки водорода из газовой фазы и растворяются 15 % предельных углеводородов С₁-С₄ от их общего количества в газовой фазе:

m(С₁-С₄)_вод = 0,15·m(С₁-С₄)_г.ф.,

m(С₁-С₄)_вод. = 0,15·6,133 = 0,920 кг/т;

m(Н₂)_вод = m(Н₂)_г.ф. = 0,300 кг/т.

В состав сухого углеводородного газа из газовой фазы переходят не растворившиеся углеводороды С₁-С₄ и часть сероводорода несвязанного аммиаком:

m(С₁-С₄)_{у/в газ} = m(С₁-С₄)_г.ф. - m(С₁-С₄)_вод

m(С₁-С₄)_{у/в газ} = 6,133 - 0.920 = 8.21 3 кг/т.

m(Н₂S)_{у/в газ} = m(Н₂S)_г.ф. - m(Н₂S)_вод

m(Н₂S)_{у/в газ} = 2,506 - 0.478 = 2,028 кг/т.

Материальный баланс стадии сепарации газовой фазы представлен в таблице 7.14

Таблица 7.12 - Материальный баланс стадии абсорбции ЦВСГ

	Статьи прихода			Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс.)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс.)
1	ЦВСГ до очистки	64,756	18887,482	100,000	1	ВСГ после очистки	58,067	16936,491	100,000
1.1	Водород	23,579	6877,216	36,412	1.1	Водород	23,579	6877,323	40,606
1.2	Предельные у/в С1-С4	34,488	10059,012	53,257	1.2	Предельные у/в С1-С4	34,488	10059,168	59,394
1.3	Сероводород	6,690	1951,252	10,331	2	Комплекс МДЭА+Н2S	123,765	36098,727	100,000
2	Раствор МДЭА (чистый)	117,075	34147,445	100,000	2.1	Комплекс МДЭА+Н2S	53,519	15609,969	43,242
2.1	МДЭА (чистый)	46,830	13658,978	40,000	2.2	Вода	70,245	20488,467	56,758
2.2	Вода	70,245	20488,467	60,000




	Итого	181,831	53034,927			Итого	181,831	53034,927

Таблица 7.13 - Материальный баланс стадии сепарации ЦВСГ после абсорбции

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	ЦВСГ с раствором (МДЭА · Н2S)	70,444	20546,217	100,000	1	ЦВСГ до подпитки	58,067	16936,250	100,000
1.1	Водород	23,579	6877,225	33,473	1.1	Водород	23,579	6877,225	40,607
1.2	Предельные у/в C1-C4	34,488	10059,025	48,958	1.2	Предельные у/в С1-С4	34,488	10059,025	59,393
1.3	Комплекс (МДЭА · Н2S)	5,352	1561,004	7,598	2	Раствор (MДЭA · H2S)(II)	12,377	3609,967	100,000
1.4	Вода	7,025	2048,963	9,972	2.1	Комплекс (МДЭА · Н2S)	5,352	1561,004	43,243
					2.2	Вода	7,025	2048,963	56,757

	Итого	70,444	20546,217			Итого	70,444	20546,217

Таблица 7.14 - Материальный баланс стадии сепарации газовой фазы

	Статьи прихода			Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс.)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс.)
1	Газовая фаза	16,628	4849,842	100,000	1	Бензин-отгон	6,294	1835,754	100,000
1.1	Предельные у/в С1-С4	6,133	1788,795	36,883	1.1	Предельные у/в С5-С10	6,294	1835,754	100,000
1.2	Предельные у/в С5-С10	6,294	1835,753	37,854	2	Водный конденсат	3,093	902,127	100,000
1.3	Сероводород	2,506	730,918	15,070	2.1	Предельные у/в С1-С4	0,920	268,334	29,744
1.4	Водород	0,300	87,500	1,804	2.2	Вода	1,156	337,167	37,369
1.5	Вода	1,156	337,167	6,951	2.3	Гидросульфид аммония	0,717	209,125	23,187
1.6	Аммиак	0,239	69,708	1,438	2.4	Водород	0,300	87,500	9,700
					3	Сухой углеводородный газ	7,241	2111,963	100,000
					3.1	Предельные у/в С1-С4	5,213	1520,462	71,995
					3.3	Сероводород	2,028	591,501	28,005

	Итого	16,628	4849,842			Итого	16,628	4849,842

7.13 Материальный баланс стадии отдува сероводорода от водного конденсата

На этой стадии осуществляется отдув сероводорода из водного конденсата. При этом гидросульфид аммония полностью разлагается на сероводород и аммиак по реакции (8.22)

NH₄НS - NH₃ + H₂S, (7.22)

n(NH₄НS)_вод.= n(NН₃)_вод = n(Н₂S)_вод. = 0,014 кмоль/т;

m(NН₃)_вод = n(NН₃)_вод· M(NН₃),

m(NН₃)_вод = 0,014·17 = 0,239 кг/т;

m(Н₂S)_вод. = n(Н₂S)_вод· М(Н₂S),

m(Н₂S)_вод = 0,014·34 = 0,478 кг/т.

А вместе с сероводородом от водного конденсата отделяются водород и предельные углеводороды С₁-С₄. В результате этого разделения образуется два потока:

- очищенный водный конденсат, состоящий из воды и аммиака:

m(Н₂О)_вод _очищ = m(Н₂О)_вод = 1,156 кг/т;

m(NНз)_вод _очищ = m(NН₃)_вод = 0,239 кг/т;

- сероводородсодержащий газ, состоящий из сероводорода, водорода и предельных углеводородов С₁-С₄:

m(Н₂S)_{сер.газ} = m(Н₂S)_вод,

m(Н₂S)_{сер.газ} = 0,478 кг/т,

m(С₁-С₄)_{сер.газ} = m(С₁-С₄)_вод

m(С₁-С₄)_{сер.газ} = 0,920 кг/т,

m(Н₂)_{сер.газ} = m(Н₂)_вод ,

m(Н₂)_{сер газ} = 0,300 кг/т.

Материальный баланс стадии отдува сероводорода из водного конденсата представлен в таблице 7.18.

7.14 Материальный баланс стадии абсорбции сухого углеводородного газа

На этой стадии происходит поглощение сероводорода из сухого углеводородного газа 40 %-ым раствором МДЭА по реакции (7.23)

2 (С₂Н₄ОН)₂NCH₃ + Н₂S - [(С₂Н₄ОН)₂NCH₃]₂Н₂S (7.23)

Определим количество 40 %-го раствора МДЭА необходимого для поглощения сероводорода из сухого углеводородного газа. Количество сероводорода в сухом углеводородном газе после стадии сепарации газовой фазы составляет 2,028 кг/т.

Молярная масса МДЭА - 119 кг/кмоль. Молярная масса комплекса (МДЭА·Н₂S) - 272 кг/кмоль.

Получаем,

- масса чистого МДЭА, необходимого для реакции (7.23) составляет:

m(чистый МДЭА) = (2·119·2,028) / 34 = 14,195 кг/т;

- масса 40 % -го раствора МДЭА, необходимого для реакции (7.23) составляет:

m(раствор МДЭА) = m(чистый МДЭА) / 0,4,

m(раствор МДЭА) = 14,195 / 0,4 = 35,486 кг/т;

- масса воды в 40 %-ом растворе МДЭА составляет:

m(Н₂О) ^// = m(раствор МДЭА) - m(чистый МДЭА),

m(Н₂О)^// = 35,486 -14,195 = 21,292 кг/т.

Находим массу образовавшегося по реакции (7.23) комплекса (МДЭА·Н₂S):

m(МДЭА·Н₂S)^/// = (272·2,028) / 34 = 16,222 кг/т;

Тогда масса раствора комплекса (МДЭА·Н₂S) полученного на стадии абсорбции сухого газа составляет:

m(раствор МДЭА·Н₂S)^/// = m(МДЭА·Н₂S) + m(Н₂О);

m(раствор МДЭА·Н₂S)^/// = 16,222 + 21,292 = 37,514 кг/т.

Таким образом, раствор комплекса (МДЭА·Н₂S) имеет следующий состав:

- массовая доля комплекса (МДЭА·Н₂S) в растворе составляет:

щ(МДЭА·Н₂S) = (16,222 / 37,5 14)·100 = 43,2 %;

- массовая доля воды в растворе комплекса составляет:

щ(Н₂О) = (21,292 / 37,5 14)·100 = 56,8 %.

Из практических данных известно, что в насыщенном растворе МДЭА растворяется 15 % предельных углеводородов С₁-С₄ из сухого углеводородного газа:

m(С₁-С₄)_МДЭА = 0,15· m(С₁-С₄)_{у/в газ},

m(С₁-С₄)_МДЭА = 0,15-5,213 = 0,782 кг/т.

А в очищенный углеводородный газ переходят нерастворенные предельные углеводороды С₁-С₄. Очищенный углеводородный газ используется для печи нагрева сырья.

m(С₁-С₄)_{у/в газ} _{в П-201} = m(С₁-С₄)_{у/в газ} - m(С₁-С₄)_МДЭА,

m(С₁-С₄)_{у/в газ} _{в П-201} = 5,213 - 0,782 = 4,431 кг/т.

Материальный баланс стадии абсорбции углеводородного газа представлен в таблице 7.16.

Таблица 7.15 - Материальный баланс стадии отдува сероводорода из водного конденсата

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Водный конденсат	3,093	902,127	100,000	1	Водный конденсат очищенный	1,395	406,876	100,000
1.1	Предельные у/в С1-С4	0,920	268,334	29,744	1.1	Аммиак	0,239	69,709	17,138
1.2	Вода	1,156	337,167	37,369	1.2	Вода	1,156	337,167	82,862
1.3	Гидросульфид аммония	0,717	209,125	23,187	2	Сероводородсодержащий газ	1,698	495,251	100,000
1.4	Водород	0,300	87,500	9,700	2.1	Сероводород	0,478	139,417	28,156
					2.2	Предельные у/в С1-С4	0,920	268,334	54,176
					2.3	Водород	0,300	87,500	17,668

	Итого	3,093	902,127			Итого	3,093	902,127

Таблица 7.16 - Материальный баланс стадии очистки сухого углеводородного газа

	Статьи прихода				Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Сухой углеводородный газ	7,241	2111,963	100,000	1	Раствор комплекса (МДЭА·Н2S)(Ш)	38,296	11169,691	100,000
1.1	Предельные у/в C1-C4	5,213	1520,462	71,995	1.1	Комплекс (МДЭА·Н2S)	16,222	4731,427	42,360
1.2	Сероводород	2,028	591,501	28,005	1.2	Вода	21,292	6210,180	55,598
2	40 %-ный раствор МДЭА	35,487	10350,398	100,000	1.3	Предельные у/в С1-С4	0,782	228,084	2,042
2.1	МДЭА	14,195	4140,218	40,000	2	Углеводородный газ	4,432	1292,670	100,000
2.2	Вода	21,292	6210,180	60,000	2.1	Предельные у/в С1-С4	4,431	1292,378	100,000

	Итого	42,728	12462,361			Итого	42,728	12462,361

Таблица 7.17 - Материальный баланс стадии очистки сероводородсодержащего газа

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Сероводородсодержащий газ	1,698	495,251	100,000	1	Раствор комплекса (МДЭА·Н2S)(IV)	8,983	2620,047	100,000
1.1	Сероводород	0,478	139,417	28,156	1.1	Комплекс (МДЭА·Н2S)	3,825	1115,627	42,579
1.2	Предельные у/в С1-С4	0,920	268,334	54,176	1.2	Вода	5,020	1464,170	55,885
1.3	Водород	0,300	87,500	17,668	1.3	Предельные у/в C1-C4	0,138	40,250	1,536
2	40 %-ый раствор МДЭА	8,367	2440,380	100,000	2	Топливный газ	1,082	315,584	100,000
2.1	МДЭА	3,347	976,210	40,000	2.1	Предельные у/в C1-C4	0,782	228,084	72,272
2.2	Вода	5,020	1464,170	60,000	2.2	Водород	0,300	87,500	27,728

	Итого	10,065	2935,631			Итого	10,065	2935,631

7.15 Материальный баланс стадии очистки сероводородсодержащего газа

На этой стадии происходит поглощение сероводорода из сероводородсодержащего газа 40%-ным раствором МДЭА по реакции (7.24)

2 (С₂Н₄ОН)₂ NCH₃ + Н₂S - [(С₂Н₄ОН)₂ NСН₃]₂ Н₂S (7.24)

Определим количество 40 %-го раствора МДЭА, необходимого для поглощения сероводорода из сероводородсодержащего газа. Количество сероводорода в сероводородсодержащем газе после составляет 0,478 кг/т. Молярная масса МДЭА - 119 кг/кмоль; молярная масса комплекса (МДЭА·Н₂S) - 272 кг/кмоль.

Получаем,

- масса чистого МДЭА, необходимого для реакции (7.24) составляет:

m(чистый МДЭА) = (2·119·0,478) / 734 = 3,347 кг/т;

- масса 40 % -го раствора МДЭА, необходимого для реакции 7.24) составляет:

m (раствор МДЭА) = m(чистый МДЭА) / 0,4,

m(раствор МДЭА) = 3,347 / 0,4 = 8,367 кг/т;

- масса воды в 40 % - ном растворе МДЭА составляет:

m(Н₂О) ^//// = m(раствор МДЭА) - m(чистый МДЭА),

m(Н₂О) ^//// = 8,367 - 3,347 = 5,020 кг/т.

Находим массу образовавшегося по реакции (7.24) комплекса (МДЭА·Н₂S):

m(МДЭА·Н₂S)^//// = (272·0,487) / 34 = 3,825 кг/т.

Тогда масса раствора комплекса (МДЭА·Н₂S), образовавшегося на стадии очистки сероводородсодержащего газа, составляет:

m(раствор МДЭА·Н₂S)^//// = m(МДЭА·Н₂S) + m(Н₂О);

m(раствор МДЭА·Н₂S)^//// = 3,825 + 5,020 = 8,845 кг/т.

Таким образом, раствор комплекса (МДЭА·Н₂S) имеет следующий состав:

- массовая доля комплекса (МДЭА·Н₂S) в растворе составляет

щ(МДЭА·Н₂S) = (3,825 / 8,845)·100 = 43,2 %;

- массовая доля вода в растворе комплекса составляет

щ(Н₂О) = (5,020 / 8,845)·100 = 56,8 %.

Из практических данных известно, что в насыщенном растворе МДЭА растворяется 15 % предельных углеводородов С₁-С₄ из сероводородсодержащего газа:

m(С₁-С₄)_МДЭА = 0,15· m(С₁-С₄)_c_{ер газ},

m(С₁-С₄)_МДЭА = 0,15·0,920 = 0,138 кг/т.

В результате этой очистки образуется топливный газ, направляемый в печь нагрева сырья.

В топливный газ из сероводородсодержащего газа переходят нерастворенные предельные углеводороды С₁-С₄и водород.

m(С₁-С₄)_{топ газ} _{в П-201} = m(С₁-С₄)_{сер газ}- m(С₁-С₄)_МДЭА,

m(С₁-С₄)_{топ газ} _{в П-201} = 0,920 - 0,138 = 0,782 кг/т;

m(Н₂)_{топ газ} _{в П-201} = m(Н₂)_{сер.газ},

m(Н₂)_{топ газ} _{в П-201} = 0,300 кг/т.

Материальный баланс стадии абсорбции сероводородсодержащего газа представлен в таблице 7.17.

Таблица 7.18 - Материальный баланс стадии сепарации насыщенного раствора МДЭА

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Раствор комплекса (МДЭА·Н2S) (I, II, III, IV)	171,044	49887,944	100,000	1	Раствор комплекса (МДЭА·H2S)	170,124	49619,610	100,000
1.1	Комплекс (МДЭА·H2S)	73,567	21457,089	43,011	1.1	Комплекс (МДЭА·H2S)	73,567	21457,089	43,243
1.2	Вода	96,557	28162,521	56,452	1.2	Вода	96,557	28162,521	56,757
1.3	Предельные у/в С1-С4	0,920	268,334	0,538	2	Сухой углеводородный газ	0,920	268,334	100,000
					2.1	Предельные у/в C1-C4	0,920	268,334	100,000

	Итого	171,044	49887,944			Итого	171,044	49887,944

7.16 Материальный баланс стадии сепарации насыщенного раствора МДЭА

На этой стадии из насыщенного раствора МДЭА, после абсорбции водородсодержащего газа, сухого углеводородного и сероводородсодержащего газа, выделяется растворенный газ. Количество раствора комплекса (МДЭА·Н₂S) со стадий очистки газов составляет:

Уm(МДЭА·Н₂S)_р-р = m(МДЭА·Н₂S)^/ + m(МДЭА·Н₂S)^// + m(МДЭА·Н₂S)^/// + m(МДЭА·Н₂S)^////,

Уm(МДЭА·Н₂S)_р-р = 48,168 + 5,352 + 16,222 + 3,825 = 73,567 кг/т,

Уm(Н₂0)_р-р = m(Н₂0)^/ + m(Н₂О) ^// + m(Н₂О)^/// + m(Н₂О)^////,

Уm(Н₂0)_р-р = 63,221 + 7,025 + 21,292 + 5,020 = 96,557 кг/т.

Общее количество насыщенного раствора комплекса (МДЭА·Н₂S), выделяемого при сепарации составляет:

Уm(раствор МДЭА·Н₂S) = Уm(МДЭА·Н₂S)_р-р + Уm(Н₂0)_р-р;

Уm(раствор МДЭА·Н₂S) = 73,567 + 96,557 = 170,124 кг/т.

Количество растворенного газа, выделенного из насыщенного раствора комплекса (МДЭА·Н₂S), составляет:

Уm(С₁-С₄)_МДЭА = 0,782 + 0,138 = 0,920 кг/т.

Материальный баланс стадии сепарации насыщенного раствора МДЭА представлен в таблице 7.18.

Насыщенный раствор комплекса (МДЭА·Н₂S) направляется на УПЭС или установку по производству серной кислоты.

7.17 Материальный баланс стадии смешения регенерированного раствора МДЭА со свежим

На этой стадии к регенерированному раствору МДЭА, поступающего с УПЭС, добавляется свежий раствор в количестве равном потерям МДЭА на стадии регенерации. Таким образом, количество свежего раствора МДЭА составляет:

m(раствор МДЭА)_свежий = m_пот(раствор МДЭА),

m(раствор МДЭА)_свежий = 0,483 кг/т,

в том числе,

m(МДЭА)_свежий = 0,193 кг/т

m(Н₂O)_свежий = 0,290 кг/т.

Тогда количество раствора МДЭА отправляемого на абсорбцию газов составляет:

m(раствор МДЭА)_абсор. = m(раствор МДЭА)_реген + m(раствор МДЭА)_свежий,

m(раствор МДЭА)_абсор = 160,446 + 0,483 = 160,928 кг/т, в том числе,

в том числе,

m(МДЭА)_{абсорб.} = 64,371 кг/т;

m(Н₂О)_{абсорб.} = 96,557 кг/т.

Материальный баланс стадии смешения регенерированного раствора МДЭА со свежим представлен в таблице 7.19.

Таблица 7.19 - Материальный баланс стадии смешения регенерированного МДЭА со свежим МДЭА

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс.)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс.)
1	Регенерированный раствор МДЭА	160,446	46796,853	100,000	1	Раствор МДЭА на очистку газов	160,929	46937,728	100,000
1.1	МДЭА	64,178	18718,626	40,000	1.1	МДЭА	64,371	18774,917	40,000
1.2	Вода	96,267	28077,937	60,000	1.2	Вода	96,557	28162,521	60,000
2	Свежий раствор МДЭА	0,483	140,875	100,000
2.1	МДЭА	0,193	56,292	40,000
2.2	Вода	0,290	84,583	60,000
	Итого	160,929	46937,728			Итого	160,928	46937,728

8. Энергетический баланс

8.1 Энергетический баланс первого реактора

Целью расчёта является определение температуры смеси на выходе из реактора.

Исходные данные:

Температура смеси на входе в реактор t_вх= 350 ⁰C

Давление на входе в реактор Р_вх = 4,17 МПа

Температура на выходе из реактора t_вых - находим

Давление на выходе из реактора Р_вых = 4,07 МПа

Q _ГСС

Q_S

Q_потерь

Q _ГН

Q_ГПС

Уравнение энергетического баланса 1-го реактора гидроочистки запишем следующим образом:

Q_ГСС+ Q_S+ Q_ГН = Q_ГПС+ Q_потерь, (8.1)

где Q_ГСС - тепло, поступающее в реактор с газосырьевой смесью;

Q_S, Q_ГН - тепло, выделяемое при протекании реакции гидрогенолиза сернистых соединений и гидрировании непредельных соединений;

Q_ГПС- тепло, отводимое из реактора с газопродуктовой смесью;

Q_потерь- потери тепла в окружающую среду.

Средняя теплоёмкость реакционной смеси при гидроочистке в ходе процесса изменяется незначительно, поэтому тепловой баланс реактора можно записать в следующем виде:

Gct_вх+ Q_S + Q_ГН= Gct_вых + Q_потерь, (8.2)

t_вых = t_вх + (Q_S + Q_ГН - Q_потерь)/(G·c) (8.3)

где G - суммарное количество реакционной смеси, кг/ч;

с - средняя теплоёмкость реакционной смеси, кДж/(кг · К);

t_вх, t_вых - температуры реакционной смеси на входе и на выходе из реактора.

Q_S= g_S · q_S, (8.4)

Q_ГН= g_ГН · q_ГН, (8.5)

где g_Sи g_ГН- количество сернистых и непредельных соединений, вступивших в реакцию в первом реакторе, кг/ч;

q_S, q_ГН- тепловые эффекты реакций гидрогенолиза сернистых и гидрирования непредельных углеводородов, кДж/кг.

Из таблицы 7.4 материального баланса 1-го реактора имеем:

g_S = 2391,669+15545,851+2100,003+1886,502 = 21924,025 кг/ч;

g_ГН= 23012,527 - 5753,131 = 17259,396 кг/ч.

Тепловой эффект реакции рассчитать, пользуясь законом Гесса, нельзя из-за неизвестности детального химического состава сырья и продуктов реакции, поэтому используем экспериментальные данные ЦЗЛ:

1) Количество тепла, выделяемое при гидрировании непредельных углеводородов, составляет q_S= 603 кДж/кг;

2) Количество тепла, выделяемое при гидрировании сернистых соединений, составляет q_ГН =850 кДж/кг;

Т.о.

Q_S = 21924,025 · 850 = 18635421,200 кДж/ч = 5176,506 кВт,

Q_ГН= 17259,396· 603 = 10407415,800 кДж/ч = 2890,949 кВт.

Энтальпия паров сырья при 350 °С I³⁵⁰ = 1050 кДж/кг; абсолютная критическая температура сырья

Т_кр = Т_max + 273 (8.6)

T_max - максимально большая температура на входе в реактор

Т_кр= 400 + 273 = 673 К;

приведённая температура

Т_пр = (Т_з + 273)/Т_кр(8.7)

Т_пр = (350 + 273) / 673 = 0,926.

Критическое давление сырья вычисляют по формуле:

Р_кр = 0,1К · Т_кр/ М_см, (8.6)

Р_кр = 0,1 · 12,37 · 673 / 198 = 4,20 МПа

где К - фактор, характеризующий содержание парафинов в топливе

К = (8.9)

(8.10)

где a - средняя температурная поправка для подсчёта плотности жидких нефтепро- дуктов;

- относительная плотность сырья при 15 ⁰С, г/см³;

- относительная плотность сырья при нормальных условиях ()

Т_ср = t_ср + 273 = (350 + 377,5) / 2 + 273 = 636,75

Тогда Р_пр = Р/Р_кр = 4/4,20 = 0,95.

Для найденных значений Т_пр и Р_пр находим изменение энтальпии /2/:

ДI · M_см /4,2Т = 4,19 ( 8.13)

где ДI - изменение энтальпии в зависимости от температуры;

M_см - молекулярная масса смеси, M_см = 198 (из материального баланса);

Т - температура ГСС на входе в реактор, К.

?I = 4,19 ·4,2 ·Т_з/М_см (8.14)

ДI = 4,19 · 4,2 · 623 / 198 = 56,70 кДж/кг.

Энтальпия сырья с поправкой на давление:

I³⁵⁰ = I₃₅₀ - ?I (8.15)

I³⁵⁰= 1050 - 56,70 = 993,3 кДж/кг

Теплоёмкость сырья с поправкой на давление:

с_сырья = I/t = 993,3 / 350 = 2,838 кДж/(кг · К) (8.16)

Средняя теплоёмкость ЦВСГ по данным ЦЗЛ составляет c_ЦВСГ = 5,45 кДж/(кг · К).

Средняя теплоёмкость реакционной смеси составит:

с = (с_сырья· G_с + c_ЦВСГ· G_ЦВСГ)/G_см (8.17)

По таблице 6.4 материального баланса стадии смешения ЦВСГ и сырья имеем:

G_с = 291667 кг/ч, G_ЦВСГ = 18365,104 кг/ч, G_см = 310032,104 кг/ч.

с = (2,838 · 291667 + 5,45 · 18365,104) / 310032,104 = 3,11 кДж/(кг · К)

Определяем количество тепла, поступившее в реактор с газосырьевой смесью:

Q_ГСС= с_сырья· G_см· t₀ = 3,11 · 310032,104 · 350 = 337469945 кДж/ч = 93742 кВт

Определяем потери тепла в окружающую среду. Примем, что потери составляют 1% от количества тепла, поступившего в реактор.

Q_потерь = 0,01 · (Q_ГСС + Q_S + Q_ГН) = 0,01 · (337469945+18635421,2+10407415,8) = = 3665127,82 кДж/ч = 1023,788 кВт

Подставив найденные величины в уравнение (8.3) находим температуру на выходе из 1-го реактора.

t = 350 + (18635421,2+10407415,8-3665127,82) / (310032,104 · 3,11) = 376,3 °С

8.2 Энергетический баланс второго реактора

Q _ГПС

Q_S

Q_потерь

Q _ГН

Q_ГПС

Во втором реакторе происходит окончательное обессеривание дизельного топлива и окончательное гидрирование непредельных углеводородов. Уравнение энергетического баланса 2-го реактора гидроочистки запишем следующим образом:

Q_ГПС + Q_S + Q_ГН = Q_ГПС ^/ + Q_потерь, ( 8.18)

где Q_ГПС - тепло, поступающее во 2-й реактор с газопродуктовой смесью из первого реактора;

Q_ГПС ^/ - тепло, отводимое с газопродуктовой смесью из 2-го реактора;

Q_потерь- потери тепла в окружающую среду.

Средняя теплоёмкость газопродуктовой смеси при гидроочистке во 2-м реакторе практически не изменяется, поэтому энергетический баланс 2-го реактора можно записать в следующем виде:

G_ГПС · с_ср · t_вх + Q_S+ Q_ГН= G_ГПС · c_ср · t_вых + Q_потерь (8.19)

или

t_вых = t_вх + (Q_S + Q_ГН - Q_потерь )/(G_ГПС · с_ср), (8.20)

где G_ГПС - количество газопродуктовой смеси, кг/ч;

G_ГПС = 310032,104 кг/ч;

с_ср - средняя теплоёмкость газопродуктовой смеси, кДж/(кг · К);

с_ср= 3,11 кДж/(кг · К);

t_вх, t_вых - температуры на входе и выходе из второго реактора.

Q_S= g_S · q_S,

Q_ГН= g_ГН · q_ГН,

где g_Sи g_ГН- количество сернистых и непредельных соединений, вступивших в реакцию во втором реакторе, кг/ч;

q_S, q_ГН- тепловые эффекты реакций гидрирования сернистых и непредельных углеводородов, кДж/кг.

Из таблицы 7.5 материального баланса 2-го реактора имеем:

g_S = 30,917 кг/ч;

g_ГН= 3451,879 кг/ч.

Из энергетического баланса 1-го реактора имеем:

q_S= 850,0 кДж/кг,

q_ГН= 603,0 кДж/кг.

Тогда

Q_S= 30,917 · 850 = 26279,45 кДж/ч = 7,30 кВт,

Q_ГН= 3451,879 · 603 = 2081483,04 кДж/ч = 578,19 кВт.

Количество тепла, поступающее во 2-й реактор с газопродуктовой смесью из 1-го реактора:

Q_ГПС = с_ср · G_ГПС · t_вх = 3,11 · 310032,104 · 376,3 = 362828401 кДж/ч = 100785,667 кВт.

Определяем потери тепла в окружающую среду:

Q_потерь = 0,01 · (Q_ГПС + Q_S + Q_ГН) = 0,01 · (362828401+26279,45+2081483,04) = = 3649361,63 кДж/ч = 1014,023 кВт

Подставив найденные величины в уравнение (7.8) находим температуру на выходе из 2-го реактора.

t_вых = 376,3 + (2081483,04+26279,45-3649361,63) / (310032,104 · 3,11) = 374,7 °С

Количество тепла, выходящее с газопродуктовой смесью со 2-го реактора, равно:

кДж/ч = 100357,134 кВт

Температура во 2-м реакторе понизилась на 1,8 °С.

Таблица 8.1 - Энергетический баланс 1-го реактора гидроочистки

Приход	Расход
Наименование	кВт	Наименование	кВт
1. Тепло, приходящее в реактор с газосырьевой смесью, QГCC	93742	1. Тепло, отводимое из реактора с газопродуктовой смесью, QГПС	100785,667
2. Тепло, выделяемое при протекании реакций гидрогенолиза сернистых соединений, QS	5176,506	2. Потери тепла в окружающую среду, Qпотерь	1023,788
3. Тепло, выделяемое при гидрировании непредельных углеводородов, QГН	2890,949
Итого:	101809,455	Итого:	101809,455

Таблица 8.2 - Энергетический баланс 2-го реактора гидроочистки

Приход	Расход
Наименование	кВт	Наименование	кВт
1. Тепло, приходящее в реактор с газопродуктовой смесью из 1-го реактора, QГПC	100785,667	1. Тепло, отводимое из реактора с газопродуктовой смесью, Q / ГПС	100357,134
2. Тепло, выделяемое при протекании реакций гидрогенолиза сернистых соединений, QS	7,3	2. Потери тепла в окружающую среду, Qпотерь	1014,023
3. Тепло, выделяемое при гидрировании непредельных углеводородов, QГН	578,19
Итого:	101371,157	Итого:	101371,157

9. Технологический расчет реактора

Целью расчёта является определение конструктивных размеров аппарата (высоты, диаметра).

9.1 Описание устройства реактора

Реактор предназначен для проведения процесса гидроочистки дизельного топлива. Реактора представляют собой вертикальный цилиндрический толстостенный аппарат диаметром 4400 и 4000 мм и высотой 16288 и 16140 мм с приварными крышкой и днищем. Реактор устанавливается на специальной опоре и крепится с помощью фундаментных болтов. В верхней части аппарата имеются специальные цапфы для монтажа аппарата. Аппарат снабжен двумя штуцерами для входа газосырьевой смеси и выхода газопродуктовой смеси. В днище аппарата имеются два лючка для выгрузки катализатора, а в верхней крышке имеется штуцер для установки многозонной термопары. В верхней части реактора монтируется распределительная тарелка, снабжённая отверстиями. Общее сечение отверстий должно составлять не менее 90 % сечения реактора. В верхнюю и нижнюю часть реактора загружаются фарфоровые шары диаметром 6, 12, 20 мм для уменьшения тепловой нагрузки и недопущения уноса катализатора. В верхнем штуцере устанавливается приспособление для гашения потока, а в нижнем штуцере устанавливается решётка для предотвращения попадания фарфоровых шаров в трубопровод газопродуктовой смеси. В реакторы загружена система катализаторов - защитного слоя (KF-542, KG-55), предотвращающего засорение катализатора гидроочистки, и непосредственно никель-молибденовый катализатор гидроочистки (KF-841, KF-757).

Температура ГСС на входе в реактор Р-200 составляет 330 °С - 392 °С, на выходе - 350 °С - 397 °С, давление на входе - 4,25-3,7 МПа (4,0 МПа). Перепад давления по реактору Р-200 должен быть не более 2 кгс/см².

Температура ГСС на входе в реактор Р-201 составляет 350 °С - 397 °С, на выходе - 360 °С - 400 °С, давление на входе - 4,2-3,6 кгс/см².

Перепад давления по реактору Р-201 должен быть не более 2,5 кгс/см².

9.2 Расчет основных технологических размеров реактора

Расчёт диаметра аппарата: реакционный объём определяется с учётом производительности, по объёмной скорости подачи сырья:

, (9.1)

где V_р.о. - объём реакционной зоны, м³;

V₀ - удельная скорость подачи сырья, ч-¹, принимаем V₀ = 3,8 ч-¹/2/;

G_c- расход сырья, кг/ч.

G_с = 310032,104 кг/ч,

Диаметр реактора (D), м, рассчитываем по формуле:

(9.2)

где V - секундный объём смеси в реакторе, м³/с;

w_доп - допустимая скорость потока, м/с.

Принимаем допустимую скорость потока равной 0,25 м/с [34]. Средние молекулярные массы сырья и ЦВСГ равны соответственно М_с = 198,36 кмоль/кг и М_ЦВСГ = 4,24 кмоль/кг

Реакционный объём смеси, проходящей через свободное сечение реактора, находим по формуле [2]:

(9.3)

где t_cp - средняя температура в реакторе, °С;

M_i - молекулярные массы компонентов, г/моль;

G_i - массовые доли компонентов в смеси, % (масс.);

Р₀ - давление при нормальных условиях, МПа;

Р_ср - среднее давление в реакторе, МПа.

°С,

МПа,

м³/с

Тогда диаметр реактора будет равен

Принимаем диаметр реактора равным 3,6 м.

Площадь сечения реактора (F), м², находим по формуле

(9.4)

м²

Высоту слоя катализатора (Н_К), м, определяем по формуле

(9.5)

Высоту реактора (Н_р-ра), м, определяем по формуле:

Н_р-ра = Н_К + D + 0,16 + 0,12 + 0,2; (9.6)

где 0,16; 0,12; 0,2 - конструктивные размеры, м,

Н_р-ра = 9,54 + 3,6 + 0,16+ 0,12 + 0,2 = 13,62 м,

Таким образом основные размеры реактора составляют: диаметр 3,6 и высота 13,26 м.

Рассчитаем потерю напора в слое катализатора. Потерю напора в слое катализатора вычисляем по формуле [2]

(9.7)

где е - порозность слоя;

и - линейная скорость движения потока, фильтрующегося через слой катализа тора, м/с;

м - динамическая вязкость, Па·с;

d - средний диаметр частиц, м;

p_см- плотность реакционной смеси, кг/м³;

g - ускорение силы тяжести, м/с².

Средний диаметр частиц катализатора (d) равен 2 · 10-³ м. Порозность слоя вычисляем по формуле:

, (9.8)

где г_н- насыпная плотность катализатора, равная 640 кг/м³;

г_к- кажущаяся плотность катализатора, равная 1524 кг/м³.

Линейная скорость потока определяется по формуле:

(9.9)

где V_p_.с. - объём реакционной смеси, м³/с.

V_р.с. = V_с + V_ЦВСГ, (9.10)

где V_c- объём сырья, м /с;

V_ЦВСГ- объём водородсодержащего газа, м³/с.

(9.11)

где G_c - расход сырья, кг/ч;

Z_СЖ - коэффициент сжимаемости, зависит от Т_пр и Р_пр;

М_с - молекулярная масса сырья, г/моль;

Р - среднее давление в реакторе, МПа.

При Т_пр = 0,845 и Р_пр = 0,88 коэффициент сжимаемости, Z_c = 0,35

м³/с,

где G_ЦВСГ - расход водородсодержащего газа, кг/ч;

М_ЦВСГ - молекулярная масса водородсодержащего газа, г/моль;

Z_сж - коэффициент сжимаемости газа, равен 1.

м³/с

Тогда объём реакционной смеси (V_p_._c_.), будет равен

V_p_._c_. = 0,19 + 1,59 = 1,78 м³/с.

Линейную скорость движения потока, фильтрующегося через слой катализатора, находим по формуле (9.9)

м/с

Динамическая вязкость смеси определяется по формуле:

(9.12)

где М_см - средняя молекулярная масса смеси, г/моль.

, (9.13)

г/моль

м = 636,15 · (6,6 - 2,25lg53,44) · 10-⁸ = 17,25 · 10-⁶ Па · с

Определяем плотность реакционной смеси по формуле

, (9.14)

кг/м³

Подставив в формулу (10.7) для расчета потери напора числовые значения величин, получим следующее

Па/м

ДР = 362,18 · 9,54 = 3455,2 Па= 0,0034 МПа

Из расчета видно, что потеря напора в слое катализатора не превышает предельно- допустимых значений 0,2 - 0,3 МПа, поэтому к проектированию принимаем реактор цилиндрической формы с высотой 13,62 м и диаметром 3,6 м соответственно.

9.3 Механический расчёт реактора

9.3.1 Расчет основных элементов реактора на прочность

Расчет обечайки корпуса

Обечайки, работающие под внутренним давлением, рассчитывают по формуле /6/

(9.15)

где S ^/ - толщина стеки обечайки, м;

P_R - расчетное давление, МПа;

D_В_H - внутренний диаметр сосуда, м;

[у] - допустимое напряжение, МПа;

ц = 1 - коэффициент прочности сварного шва.

Для стали 12 ХМ-3 и расчётной температуры, равной 400 °С, допускаемое нормативное напряжение равно 129 МПа.

Рассчитываем толщину обечайки (S'), по формуле (9.15)

м.

Толщину обечайки с учетом прибавки на коррозию (S), м, определяем по формуле

S = S^/ + c, (9.16)

где с - прибавка на коррозию к толщине обечайки, равна 0,001 м.

S = 0,057 + 0,001 = 0,058 м.

По ГОСТу 568 - 79 принимаем толщину обечайки (S), равной 0,08 м.

Расчет толщины эллиптического днища

Целью расчета является проверка толщины днища, работающего под действием внутреннего давления.

Расчёт ведём согласно [6].

Исходные данные для расчета:

- внутренний диаметр днища, м 3,6

- толщина стенки обечайки, м 0,08

- давление в аппарате, МПа 4,0

- расчетная температура стенки аппарата, °С 400

- прибавка на коррозию 0,001

- материал днища - сталь 12 ХМ-3 (ГОСТ 20072 - 79)

Толщина стенки эллиптического днища (S), работающего под действием избыточного внутреннего давления, определяется из условия прочности, по формуле:

(9.17)

где Р_R - расчётное давление, МПа;

- нормативное допускаемое напряжение, МПа;

R - радиус кривизны в вершине днища (R = D для эллиптических днищ с Н_д= 0,25D);

- коэффициент прочности сварного шва.

В расчете берем коэффициент прочности сварного шва ц равным 1 и допустимое напряжение [у] равное 129 МПа. Тогда толщина стенки днища (S), м, равняется

С учетом прибавки на коррозию, толщина стенки днища (S), м, составит

S_д =S_R +с = 0,056 + 0,001 = 0,057 м.

Принимаем толщину стенки днища равной 0,08 м. Определим допустимое давление (P_доп), МПа, для днища толщиной 0,08 м, по формуле:

(9.18)

где S - толщина днища, м;

с - прибавка на коррозию;

[у] - допустимое напряжение;

ц - коэффициент прочности сварного шва;

R - радиус кривизны в вершине днища (R = D)

МПа

Расчетная толщина стенки днища достаточна для возникающих нагрузок.

9.4 Расчет толщины изоляции стенок реактора

Данные для расчета:

10. температура внутри реактора, °С 363,15

11. температура наружной поверхности изоляции, °С 60

12. температура окружающего воздуха, °С 19,4

13. изоляционный материал - шлаковата, л = 0,076 Вт/м·К

14. потери в окружающую среду, Q_n = 1023,788 кВт.

Определяем коэффициент теплопередачи в окружающую среду по формуле /4/

б = 9,74 + 0,07 · Дt, (9.19)

где Дt - разность температур между наружной изоляцией и окружающим воздухом, °С.

Дt = t_из- t₀,

Дt = 60 - 19,4 = 40,6 °C.

б = 9,74 + 0,07 · 40,6 = 12,58 Вт/(м² · К).

Находим поверхность изоляции (F_изол ), м , по формуле /4/

(9.20)

где Q_n - потери тепла в окружающую среду, Вт;

б - коэффициент теплоотдачи в окружающую среду;

t_из - температура наружной поверхности изоляции, °С;

t_в - температура окружающего воздуха, °С.

м²

Толщину тепловой изоляции аппарата находим из условия равенства тепловых потоков через слой изоляции и от поверхности изоляции в окружающую среду.

Q_п= Q_изол

Решением системы из двух уравнений определяем толщину слоя изоляции реактора:

Q_п= F_изол · б · (t_из - t₀),

где д_изол - толщина слоя изоляции реактора, м;

л _изол - коэффициент теплопроводности изолирующего материала, Вт/(м ? К).

Принимаем толщину изоляции д_изол = 50 мм. Изоляция стенок реактора выполнена из шлаковаты, что соответствует требованиям Т/Б и СН III-4 - 2003.

10. Подбор вспомогательного оборудования

10.1 Подбор теплообменника для нагрева газосырьевой смеси

Исходные данные: теплообменник предназначен для подогрева газосырьевой смеси, поступающей в реактор.

Холодный теплоноситель - газосырьевая смесь (ГСС), массовый расход составляет 325561 кг/ч или 90,43 кг/с. Газосырьевая смесь состоит из дизельного топлива и ЦВСГ.

1) дизельное топливо - 291667,0 кг/ч или 81,02 кг/с;

2) ЦВСГ: G_ЦВСГ = 18365,104 кг/ч или 5,10 кг/с

Плотность ГСС: с_ГСС = 842 кг/м³;

t_вх = 155 °C; t_вых = 280 °С.

Теплоёмкость ГСС: с = 2990 Дж / (кг ? К).

Горячий теплоноситель - газопродуктовая смесь (ГПС).

Расход ГПС: G_ГПС = 310032,104 кг/ч или 86,10 кг/с.

Теплоёмкость ГПС: с = 3060 Дж / (кг ? К).

t_вх = 360 °C; t_вых = 250 °С.

Плотность ГПС: с_ГСС = 846 кг/м³.

Определяем поверхность теплообмена F, м², по формуле /1, стр 45/:

F = Q_общ/ (K ???t_ср), (10.1)

где Q_общ - количество тепла газосырьевой смеси, кВт; K - коэффициент теплопередачи, Вт/(м ?К);

?t_ср - средняя разность температур, К.

Определяем количество тепла газосырьевой смеси Q_общ, кВт:

Q_общ= Q_ДТ+ Q_ЦВСГ, (10.2)

где Q_ДТ- количество тепла дизельного топлива, кВт;

Q_ЦВСГ - количество тепла ЦВСГ, кВт.

Определяем среднюю разность температур. Принимаем противоточную схему движения:

газопродуктовая смесь 360 °С 250 °С

газосырьевая смесь 280 °С 155 °С

t_min= 80 °С t_max= 95 °С

поэтому среднюю разность температур можно рассчитать как среднее арифметическое.

(10.3)

Определяем количество тепла дизельного топлива Q_ДТ, кВт, по формуле /2, стр. 97/:

Q_ДТ= G_ДТЧ (I₃₁₀- I₇₀) (10.4)

где G_ДТ - массовый расход дизельного топлива, кг/с;

I₂₈₀, I₁₅₅- энтальпии жидкости при с²⁰₄и T = 280 и 155 °С соответственно, кДж/кг.

Энтальпии газосырьевой смеси рассчитать нельзя из-за неизвестности детального химического состава сырья и продуктов реакции, поэтому используем экспериментальные данные ЦЗЛ.

I₂₈₀= 605,38 кДж/кг

I₁₅₅= 302,54 кДж/кг

G_ДТ= 291667 кг/ч = 81,02 кг/с ( по табл. 11.3)

Q_ДТ= 81,02 Ч (605,38 - 302,54) = 24536,10 кВт

Определяем количество тепла ЦВСГ Q_ЦВСГ, кВт, по формуле:

Q_ЦВСГ= G_ЦВСГЧ (I₅₅₃- I₄₂₈) (10.5)

Таблица 10.1 - Энтальпия ЦВСГ при температуре 428 К.

Компонент	Массовая доля, уі	I, кДж/кг	I Ч уі, кДж/кг
Н2	0,4244	1436,3320	609,57
СН4	0,1931	229,6120	44,33
С2Н6	0,2773	186,1197	51,61
С3Н8	0,0820	178,7872	14,66
С4Н10	0,0232	181,5945	4,21
Итого	1,000	-	724,38

Таблица 10.2 - Энтальпия ЦВСГ при температуре 553 К и Р = 4,17 МПа.

Компонент	Масс. доля, уі	Ткр, К	Ркр, МПа	Тпр	Рпр	Iн.у кДж/кг	?I?M/ Ткр	?I, кДж/кг	Iн.у - ?I, кДж/кг
Н2	0,4244	-	-	-	-	5325,32	-	-	5325,32
СН4	0,1931	190,4	4,60	3,37	0,70	1019,86	1,35	16,07	1003,79
С2Н6	0,2773	305,3	4,88	2,10	0,66	889,29	1,75	17,81	871,48
С3Н8	0,0820	369,7	4,25	1,73	0,75	872,65	2,00	17,81	855,24
С4Н10	0,0232	425,0	3,80	1,51	0,84	871,74	2,35	17,22	854,52
Итого	1,000	-	-	-	-	-	-	-	-

Компонент	(Iн.у - ?I) ? уі, кДж/кг
Н2	2258,46
СН4	193,83
С2Н6	241,66
С3Н8	70,10
С4Н10	19,82
Итого	2783,87

G_ЦВСГ= 18365,104 кг/ч = 5,10 кг/с (табл.11.3)

Q_ЦВСГ= 5,10 Ч (2783,87 - 724,38) = 10503,4 кВт

Q_общ = 24536,1 + 10503,4 = 35039,5 кВт

Принимаем ориентировочное значение коэффициента теплопередачи, соответствующее турбулентному течению К_ор = 200 Вт/(м²?К) при этом ориентировочное значение поверхности теплообмена составит:

F_ор== 1391,08 м² (10.6)

На кожухотрубчатые стальные теплообменники с поверхностью теплообмена до

2000 м² и на условное давление Р_у до 6,4 МПа, для температур от минус 40 до плюс 450 °С разработан ГОСТ 9929-82 /54, стр.127/.

Согласно ГОСТ 9929-82 выбираем два теплообменника с плавающей головкой типа ТП со следующими параметрами:

- поверхность теплообмена, F, м² - 740;

- диаметр кожуха, D, мм - 1200;

- диаметр трубок, d, мм - 25 2;

- длина трубок, l, мм - 9000;

- число ходов по трубам, z = 1;

- число трубок, n - 1390;

- сечение трубного пространства, м² - S_тр = 0,270;

- сечение межтрубного пространства, м² - S_мтр = 0,350.

Производим уточненный расчёт поверхности теплопередачи. Определим коэффициент теплопередачи К, Вт/м² К, по формуле /4/:

, (10.7)

где - коэффициент теплоотдачи газопродуктовой смеси, Вт/м² К;

- коэффициент теплоотдачи газосырьевой смеси, Вт/м² К;

- толщина стенки, м;

- теплопроводность стали равная 17,5 Вт/м К /9/.

r₁, r₂ - термические сопротивления слоев загрязнений с обеих сторон стенки, Вт/(м² Ч К) /4/.

Определяем коэффициент теплоотдачи для горячего теплоносителя формуле /1/:

б₁= 0,023 Ч (л / d_вн) Ч Re^0,8 Ч Pr^0,4 Ч , (10.8)

где л - коэффициент теплопроводности, Вт/(м Ч К);

d_вн- внутренний диаметр трубки, м;

Re - критерий Рейнольдса;

Pr - критерий Прандтля.

Поправкой можно пренебречь, т.к. разность температур t₁и t_cт,1 невелика (менее Дt_cp = 90) /1, стр.33/.

Режим движения потока определяется по величине критерия Рейнольдса, который находится по формуле /1/:

(10.9)

где G₁- массовый расход газопродуктовой смеси, кг/с, G₁= 86,12 кг/с (табл. 11.33);

d_вн- внутренний диаметр трубки, м;

n - количество трубок;

z - число ходов;

м₁ - динамическая вязкость газопродуктовой смеси, Па?с.

Динамическую вязкость углеводородов можно определить по формуле Фроста /3/:

м₁ = Т_ср (6,6 - 2,25 Ч lgM) Ч 10-⁸ , (10.10)

где М - молекулярная масса углеводорода, кг/кмоль, М = 198 (из энергетического баланса);

Т_ср - средняя температура, К, 360,5К.

м₁ = 360,5 (6,6 - 2,25 Ч lg198) Ч 10-⁸ = 5,16 Ч 10-⁵ Па?с

Re =

Re >--1____,--следовательно режим течения устойчивый турбулентный.

Определяем критерий Прандтля по формуле:

Pr = (c Ч м₁)/л, (10.11)

где с - теплоёмкость газопродуктовой смеси, Дж/(кгЧк), с = 3060 Дж/(кгЧК), принимаем по энергетическому балансу;

м₁ - динамическая вязкость газопродуктовой смеси, ПаЧс;

л - коэффициент теплопроводности газопродуктовой смеси, Вт/(мЧК).

Коэффициент теплопроводности определяется по формуле /2/:

л = Ч (1 - 0,00047 Ч t_ср) (10.12)

где - относительная плотность газопродуктовой смеси, с¹⁵₁₅ = 0,846 г/cм³ (из энергетического баланса)

л = Ч (1 - 0,00047 Ч 360,5) = 0,132 Вт/(мЧК)

Pr =

Определяем коэффициент теплоотдачи газопродуктовой смеси:

б₁ = 0,023--Ч (0,132 / 0,016) Ч 12598^0,8 Ч--1,19^0,4 = 387,83 Вт / (м²ЧК)

Определяем коэффициент теплоотдачи газосырьевой смеси (межтрубное пространство), б₂, по формуле:

б₂ = 0,24Re^0.6 Ч Pr^0,36 Ч (л / d_н) (10.13)

Поправкой можно пренебречь, т.к. разность температур t₂и t_cт,2 невелика (менее Дt_cp = 90) /1, стр.33/.

Определяем критерий Рейнольдса по формуле /1/

Re = , (10.14)

где G₂ - массовый расход газосырьевой смеси, кг/с;

d_н - наружный диаметр трубы, м;

S_мтр- площадь сечения потока в межтрубном пространстве между перегородка ми /1, /,

S_мтр = 0,290 м²;

м₂ - динамическая вязкость газосырьевой смеси, Па?с;

Динамическую вязкость определяем по формуле Фроста:

м₂ = Т_ср Ч (6,6 - 2,25 Ч lgM) Ч 10-⁸ ,

м₂ = 360,5 Ч (6,6 - 2,25 Ч lg198) Ч 10-⁸ = 5,16 Ч 10-⁵Па?с

Re = 18001,74

Re >--1___, следовательно режим течения устойчивый турбулентный.

Определяем критерий Прандтля по формуле:

Pr = (c Ч м₁) / л, (10.15)

где с - теплоёмкость газосырьевой смеси, Дж/(кгЧк), с = 2990 Дж/(кгЧК), принимаем по энергетическому балансу;

м₂ - динамическая вязкость газосырьевой смеси, ПаЧс;

л - коэффициент теплопроводности газосырьевой смеси, Вт/(мЧК).

Определяем коэффициент теплопроводности газосырьевой смеси:

л = Ч (1 - 0,00047 Ч 363) = 0,132 Вт/(мЧК)

Pr =

Определяем коэффициент теплоотдачи для газосырьевой смеси:

б₂ = 0,24 Ч Ч 18001,74^0,6 Ч 1,16^0,36 = 597,24 Вт/(м²ЧК)

Определяем коэффициент теплопередачи К, Вт/(м²ЧК) по формуле /4/

(10.16)

где б₁ - коэффициент теплоотдачи газопродуктовой смеси, Вт/(м²ЧК);

б₂ - коэффициент теплоотдачи газосырьевой смеси, Вт/(м²ЧК);

д - толщина стенки, м;

л_ст - теплопроводность стенки, 17,5 Вт/(мЧК) /9/;

r₁= r₂ = 2900 - термическое сопротивление слоев загрязнений с обеих сторон стенки, Вт/(м²ЧК).

Вт / (м²ЧК)

Расчетная поверхность теплообмена равна:

F = м²

Определяем поверхность одного теплообменника: F = 1910/ 2 = 955 м².

Согласно ГОСТ 9929-82 выбираем теплообменник с плавающей головкой типа ТП со следующими параметрами:

- поверхность теплообмена, F, м² - 961;

- диаметр кожуха, D, мм - 1200;

- диаметр трубок, d, мм - 20 2;

- длина трубок, l, мм - 9000;

- число ходов по трубам, z = 1;

- число трубок, n - 1701;

- сечение трубного пространства, м² - S_тр = 0,270;

- сечение межтрубного пространства, м² - S_мтр = 0,350.

F = 961 Ч 2 = 1922 м²

Запас поверхности теплообмена составит:

Д =

Расчётом доказано, что теплообменники Т-201/1,2 с общей поверхностью 1922 м²могут быть использованы при реконструкции установки. На производстве установлены два теплообменника с общей поверхностью 1868 м², из расчета следует что необходимо заменить сырьевой теплообменник /5/.

10.2 Подбор насоса для подачи сырья

Исходные данные: насос предназначен для подачи дизельного топлива из емкости в реактор. Количество перекачиваемой жидкости Q = 291667 кг/ч или 81,02 кг/с или

0,096 м³/с.

Давление в емкости, из которой перекачивается топливо равно: р₁ = 0,1 МПа.

Давление насыщенных паров дизельного топлива при 70 °С равно: р_t = 0,01 МПа.

Давление в реакторе р = 4,17 МПа.

Геометрическую высоту подъема примем 15. Длина трубопровода на линии всасывания 5 м, на линии нагнетания 20 м.

Примем, что на всасывающем участке трубопровода установлено 2 прямоточных вентиля, имеются 2 отвода под углом 90 °С, с радиусом поворота, равным шести диаметром труб, а на линии нагнетания находится 2 отвода под углом 120 °С и четыре под углом 90 °С с радиусом поворота равным шести диаметрам трубы и два нормальных вентиля.

а) Выбор трубопровода

Для всасывающих и нагнетающих трубопроводов примем одинаковую скорость течения жидкости, равную 2 м/с.

Расчет ведём согласно /1/.

Диаметр найдем по формуле:

, (10.17)

где d - диаметр трубопровода, м;

Q - расход, м³/с;

щ - скорость течения жидкости, м/с.

м.

Принимаем стандарт d = 0,26 м.

Действительная скорость:

, (10.18)

м/с

(жидкость в напорных трубопроводах щ = 0,5 2,5 м/с).

) Определение потерь на трение и местные сопротивления

Находим критерий Рейнольдса:

, (10.19)

где щ - скорость течения жидкости, м/с;

d - диаметр трубопровода, м;

с - плотность перекачиваемой смеси, кг/м³;

м - динамическая вязкость, Па•с.

Вязкость смеси определяем по формуле:

м_ДТ = Т_ДТ Ч (6,6 - 2,25 Ч lgM) Ч 10-⁸

где М - молекулярная масса дизельного топлива, кг/кмоль, М = 198 кг/кмоль (из энергетического баланса).

- динамическая вязкость дизельного топлива, Па•с.

м_ДТ = 343 Ч (6,6 - 2,25 Ч lg198) Ч 10-⁸ = 4,9 Ч 10 -⁵

То есть режим турбулентный. Абсолютную шероховатость трубопровода принимаем:

Д = 2 ? 10^-4 м , , (10.20)

1/е = 129,9; 560 /е = 72727; 10 /е = 1299,0.

1299< (Re = 72727) < 80419

Таким образом, в трубопроводе имеет место смешанное трение и расчет л (коэффициент трения) следует проводить по формуле:

, (10.21)

Определим сумму коэффициентов местных сопротивлений отдельно для всасывающей и нагнетающей линии.

Всасывающая линия:

Вход в трубу (принимаем с острыми краями) о₁ = 0,5.

Прямоточные вентили d = 0,260 м, о = 0,32;

о₂ = о ? d;

о₂ = 0,32 • 0,26 = 0,0832.

3) Отводы: коэффициент А =1, коэффициент В = 0,09, о ₃ = 0,09.

Сумма коэффициентов местных сопротивлений во всасывающей линии:

, (10.22)

Потерянный напор во всасывающей линии находим по формуле:

, (10.23)

где л - коэффициент трения;

l - длина трубопровода на линии всасывания, м;

d_э- диаметр трубопровода, м;

щ - скорость течения жидкости, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

м.

Нагнетающая линия:

Отводы под углом 120°: А= 1,17; В=0,9; о₁ =0,105.

Отводы под углом 90°: о₂ = 0,09.

Нормальный вентиль: для d = 0,26 м; о₃ = 5,1.

Выход из трубы: о₄ = 1 .

Сумма коэффициентов местных сопротивлений в нагнетательной линии:

, (10.24)

Потерянный напор в нагнетательной линии:

Общие потери напора:

, (10.25)

м.

в) Выбор насоса

Находим напор насоса

, (10.26)

где р₂ - давление в реакторе, МПа;р₂= 4,17 МПа; р₁ - давление в емкости, кг/м³; р₁ =0,1 МПа;

Н_г - геометрическая высота подъема, м.

м.

Подобный напор при заданной производительности обеспечивается центробежным насосом. Учитывая, что он широко распространен в промышленности. Из-за достаточного КПД, компактности и удобства выбираем именно его. Для надёжности работы установки выбираем 4 насоса, тогда расход на каждый насос составит Q = 0,096 / 4 = 0,024 м³/с (86,4 м³/ч).

Полезную мощность насоса определяем по формуле:

N_n=с ? g • Q • H, (10.27)

где с- плотность жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Q - расход,;

Н- напор, м.

N_n = 842,0 • 9,81 • 0,024 • 510,3 = 101 кВт.

Принимаем (для центробежного насоса) з_пер= 1; з_н= 0,8; з_дв= 0,94.

Рассчитаем мощность двигателя:

, (10.28)

кВт.

Согласно ГОСТ 12124-87 выбираем центробежный нефтяной насос НМ 125-550.

- Подача - 125 м³/ч;

- напор - 550 м столба жидкости;

- электродвигатель ВАО4-560 М2;

- мощность электродвигателя 315 кВт;

- число оборотов в минуту 3000.

Тогда суммарная подача четырёх насосов: Q = 125 ? 4 = 500 м³/ч. Напор - 550 м столба жидкости.

На производстве установлено четыре насоса общей подачей Q = 650 м³ и напором 700 м столба жидкости, т.е. их замена не требуется.

г) Определение предельной высоты всасывания

Рассчитаем запас напора на кавитацию:

, (10.29)

где n - частота вращения вала, с^-1; n = 48,3 с -¹

м.

Диаметр всасывающего патрубка равен диаметру трубопровода.

Определяем предельную высоту всасывания:

, (10.30)

10,17 м.

Таким образом, расположение насоса может быть не более 10,17 метров над уровнем жидкости в емкости приёма дизельного топлива.

10.3 Подбор ёмкости для хранения сырья

Номинальный объём емкостного оборудования определяется по формуле /2/

V = G Ч ф/с (10.31)

где G - массовый расход сырья, кг/ч;

ф - время пребывания продукта в ёмкости, ч;

с - плотность продукта, кг/м³.

Принимая время пребывания продукта в ёмкости, равным 8 ч, получим

V = 219667 Ч 8 / 842 = 2771,18 м³

Принимаем 3 ёмкости.

Тогда V₁ = V₂ = V₃ = 2771,18 / 3 = 923,7 м³

Согласно ГОСТ 9617-76 принимаем ёмкость V = 1000 м³ диаметром D = 10 м.

На производстве установлено 3 емкости объёмом V= 2000 м³ каждая, т.е. замена их не требуется /5/.

11. Расположение оборудования на территории установки

11.1 Исходные данные для проектирования

11.1.1 Географическое место расположение строительной площадки

Площадка установки ЛЧ-24/2000 расположена на территории ООО «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» в городе Кстово Нижегородской области.

11.1.2 Климатографическая характеристика района строительства

Расчетная зимняя температура для наружного воздуха минус 30 ⁰С.

Температура воздуха максимальная летом плюс 36 ⁰С, минимальная зимой - минус 41 ⁰С.

Расчетная температура для проектирования вентиляции равна 18 ⁰С.

Отопительный период 218 суток.

Средняя температура отопительного периода 4,7 ⁰С.

Нормативная глубина промерзания грунта 1,8 м.

Среднегодовое количество осадков составляет 582 мм.

Грунтовые воды залегают на глубине 5 м от планировочной поверхности земли.

Оптимальная влажность воздуха зимой - 84 %, летом - 53 %.

Климат континентальный.

Район строительства несейсмичный.

Господствующие ветра: летом - юго-западный, зимой - северо-западный.

Основанием фундамента является суглинистый грунт средней пористости.

11.1.3 Производственный режим установки. Классификация зданий и сооружений

1 Классификация зданий по капитальности: производственное здание и наружная установка относятся ко II классу; по огнестойкости ко II классу, по долговечности ко II классу.

2 Категория производства по пожароопасности:

- Класс взрывоопасных зон для наружной установки - 2 (В-1г);

- Класс помещений газовой компрессорной и насосной - 2 (В-1а);

- Категория взрыво-пожароопасности наружной установки по НПБ 105-03 - А_н;

- Категория взрыво-пожароопасности помещения компрессорной по НПБ 105-03 - А.

По токсичности применяются вещества второго, третьего и четвертого классов опасности.

При эксплуатации установки возможны случайные переливы нефтепродукта, которые не оказывают разрушительного действия на строительные конструкции.

Данные о численности работающих в наибольшую смену представлены в таблице 11.1.

Таблица 11.1 - Численность работающих в наибольшую смену

Наименование цеха	Количество работающих в наибольшую смену
	Рабочие и МОП	ИТР и служащие	Всего	% женщин ко всем работающим
		в цехе	в конторе
Установка гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24/2000	8	8	-	16	-

11.1.4 Генеральный план строительной площадки

Размещение сооружений определяется следующими условиями: обеспечение поточности технологического процесса и сокращение технологических связей; обеспечение противопожарных и санитарных разрывов; наиболее оптимальной протяженностью инженерных сетей коммуникаций; возможности осуществления монтажных ремонтных работ, расположение пункта управления обеспечивает наиболее короткие связи с необходимым оборудованием.

Установка гидроочистки дизельных топлив занимает площадь, равную 8600 м². В основном служебно-производственном здании находятся следующие помещения: операторная, электрощитовая, насосная, вентиляционная камера, помещение газотушения, компрессорная, кладовая смазок и масел, кроссовая и контроллерная.

На аппаратном дворе размещены: сырьевые резервуары, емкости, сепараторы, реакторы, печи, колонны, теплообменная аппаратура. На реакторном блоке расположены на бетонной площадке два реактора, печи, теплообменники, сепаратор высокого давления. Остальное оборудование расположено на эстакадах, бетонных площадках, постаментах. К установке предусмотрены подъездные пути для автотранспорта.

11.2 Объемно-планировочные и архитектурно-конструкторские решения

Фундаментные балки под стены здания ФБ-6-45, серии I-415-1, выпуск 1, длиной 5050 мм, шириной 300/160, высотой 200 мм. Наружные стены - панели из керамзито-бетона марки Н-60-18, серии III-04-5, выпуск 6, длина 5980 мм, ширина 1875 мм, толщина 300 мм. Колонны сборные железобетонные одноконсольные, марки КК-366-II серии III-04-2, выпуск 7, высота 7290 мм, сечение 300x300. Колонны ИИ-04-2 выпуск 12, тех же размеров.

Ригели сборные железобетонные для опоры плит покрытия и перекрытия марки Р2- 52-57 серии ИИ-04-3 выпуск 4, длина 5600 мм, высота 450 мм, ширина 400 мм, однополочные марки Р-52-57 тех же размеров.

Плиты покрытия и перекрытия сборные железобетонные предварительно напряженные панели марки ПК-8-58-15, ширина 1490 мм, толщина 220 мм.

Кровля плоская совмещенная невентилируемая из рулонных материалов, для заполнения оконных проёмов приняты деревянные оконные балки со спаренными оконными двойными переметами с открывающимися створками по ГОСТ 11214-85.

Служебно-производственное помещение - одноэтажное. Размеры в плане 55,6 х 25,6 м с сеткой колонн 6 х 6, с высотой этажа 3,3 м.

11.3 Служебно-производственное здание и его устройство

Расчет бытовых помещений производится согласно на суточный состав производства, с учетом разницы времени начала работы сменных и дневных рабочих. Служебное помещение отличается улучшенной отделкой. Гардеробные предназначены для хранения личной и рабочей одежды.

Для хранения рабочей одежды имеются металлические ящики, шкафы. Для хранения личной одежды предусмотрены деревянные шкафы, размером 500x400x1650 мм. В помещении рядом с операторной имеется санузел, в котором установлены унитаз и умывальники. Количество кранов в умывальниках принимается из расчета один кран на 15 рабочих. В умывальниках имеются полочки с зеркалами, электросушилка для рук. Количество унитазов принимается из расчета 1 унитаз на 30 человек.

Предусмотрена комната для приема пищи и молокопункт для обеспечения работающих молоком. Отведение сточных вод выполнено в соответствии с правилами. Бытовые сточные воды от санузла отводятся по канализации завода на очистные сооружения биологической очистки, где они очищаются с производственными стоками города.

Условно-чистые промышленные стоки отправляются на станцию нейтрализации, откуда на биологическую очистку.

11.4 Снабжение энергоресурсами

Производство обеспечивается электроэнергией от центральной распределительной подстанции завода.

Производственное здание оборудовано приточно-вытяжной вентиляцией, рассчитанной для поддержания температуры 18 - 22 °С. Теплоноситель - теплофикационная вода с температурой до 150 °С с Новогорьковской ТЭЦ.

Административно-бытовое здание снабжено водяным отоплением от заводского теплопункта.

Снабжение питьевой водой осуществляется от пожарно- хозяйственного водопровода. Снабжение технической водой осуществляется по действующей оборотной системе. Водоснабжение горячей водой обеспечивается от бойлера, установленного в бытовом помещении.

11.5 Расположение оборудования

На отметке 0,000.

В осях 10-11 Б-В расположен компрессор циркуляционный ЦК-201.

В осях 10-11 В-Г расположены антипомпажный холодильник Х-217 и фильтр циркуляционного ВСГ Ф-206.

На отметке 7,200 (постамент).

В осях 1-2 А-Б расположены воздушные холодильники дизельного топлива Х-204/1,2.

В осях 2-3 А-Б расположены воздушные холодильники дизельного топлива Х-204/3,4.

В осях 3-4 А-Б расположены воздушные холодильники дизельного топлива Х-204/5,6.

В осях 3-4 А-Б расположены холодильники верхнего продукта К-207а Х-207/1,2.

В осях 4-5 А-Б расположен воздушный холодильник охлаждения жидкости АВГ-210.

В осях 5-6 А-Б расположена емкость охлаждающей жидкости Е-210.

В осях 6-7 А-Б расположена емкость регенерированного раствора МДЭА Е-201.

В осях 7-8 А-Б расположены холодильники верхнего продукта К-201 Х-209/1,2.

В осях 8-9 А-Б расположены воздушные холодильники-конденсаторы верхнего продукта К-205 ХК-202/1,2.

В осях 9-10 А-Б расположены воздушные холодильники-конденсаторы верхнего продукта К-201 ХК-201/1,2.

На отметке 0,000 (под постаментом).

В осях 1-2 А-Б расположен насос сырьевой Н-201/1,4.

В осях 2-3 А-Б расположены фильтры сырья Ф-201/1,2.

В осях 3-4 А-Б расположен насос сырья Н-201/2,3.

В осях 5-6 А-Б расположены насосы подачи охлаждающей жидкости к насосам Н-210/1,2.

В осях 6-7 А-Б расположены насосы подачи раствора МДЭА в К-203 и К-204 Н-205/1,2.

В осях 7-8 А-Б расположены насосы подачи раствора МДЭА в К-202 Н-204/1,2.

В осях 8-9 А-Б расположены насосы орошения К-205 Н-207/1,2.

В осях 9-10 А-Б расположены насосы орошения К-201 и откачки бензина с установки Н-203/1,2,3.

В осях 10-11 А-Б расположены насосы откачки МДЭА из К-204 Н-216/1,2.

Отметка 0,000 (насосная №2).

В осях 1-2 А-Б расположены насосы отсоса газов из К-207а Н-230/1,2.

Отметка 0,000 (насосная №3).

В осях 1-2 А-Б расположены насосы откачки дизельного топлива с установки Н-225/1,2.

12. Безопасность и экологичность проекта

Целью раздела является разработка мероприятий по охране труда, направленных на снижение риска производственного травматизма, профессиональных и производственно обусловленных заболеваний работающих, возникновения взрывов, пожаров и аварийных ситуаций, загрязнения окружающей среды при эксплуатации разработанного в проекте технологического процесса, а также на обеспечение устойчивой работы объекта в условиях чрезвычайных ситуаций и ликвидацию их последствий. Проектом предусматриваются современные средства и методы, обеспечивающие безопасное ведение технологического режима и личную гигиену труда.

12.1 Вредные и опасные производственные факторы, присущие данному производству

Установка гидроочистки дизельного топлива относится к взрывопожароопасным производствам. К вредным и опасным производственным факторам, присущим данной установке, относятся физические, химические и психофизиологические факторы. Биологические факторы при эксплуатации установки отсутствуют [9.10].

К числу физических факторов относятся:

1) наличие приводных механизмов и вращающихся частей оборудования (движущиеся и вращающиеся части насосов, компрессоров, вентиляторов и вентиляционных установок), что в случае неисправности ограждающих устройств или неосторожности при работе создает опасность получения механических травм;

2) использование в качестве теплоносителя водяного пара высокого давления, ведение технологического процесса при повышенных температурах (до 130 ⁰С), что при нарушении теплоизоляции трубопроводов, аппаратов создает опасность термических ожогов;

3) наличие большого количества силового оборудования (электродвигатели, пусковые кнопки), что при эксплуатации и ремонте создает опасность поражения электрическим током;

4) возможность образования зарядов статического электричества при перемещении по трубопроводам диэлектрических жидкостей, что создает опасность образования искры;

5) повышенный уровень рабочей зоны на высоте создаёт опасность получения механических травм;

6) повышенный уровень шума и вибрации, повышенная температура поверхностей оборудования.

7) опасности, вызванные нарушениями правил безопасности, работающими при эксплуатации опасных производственных объектов (оборудования, трубопроводов, механизмов и агрегатов) создаёт опасность получения термических ожогов, отравлений, механических травм и поражения электрическим током;

8) работа на высоте может привести к травмам в случае нарушения ограждений.

К химическим факторам относятся опасные и вредные производственные факторы, которые подразделяются по характеру воздействия на организм человека на общетоксические (бензин, углеводородный газ, МДЭА, дизельное топливо) и раздражающие (дизельное топливо, сероводород, катализатор гидроочистки, МДЭА) и проникают в организм человека через органы дыхания, кожные покровы и слизистые оболочки.

К психофизиологическим факторам относят опасные и вредные производственные факторы, которые по характеру действия подразделяются на следующие:

а) физические перегрузки;

б) нервно-психические перегрузки (умственное перенапряжение, перенапряжение анализаторов, монотонность труда, эмоциональные перегрузки).

Физические перегрузки подразделяются на:

а) статические;

б) динамические (динамические физические перегрузки обслуживающего и ремонтного персонала создаёт опасность получения механических травм).

Процесс гидроочистки является пожароопасным и взрывоопасным, так как связан с переработкой взрывопожароопасных сред при повышенных температурах и давлениях.

Продуктами, определяющими взрывоопасность установки, являются водород, водородсодержащий и углеводородный газы, пары углеводородов, которые с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии огня или искры.

Процессы на установке гидроочистки проводятся при температуре до 400 С и давлении до 48,0 кгс/см² в среде водородсодержащего газа.

Все оборудование, за исключением компрессорного и водокольцевых насосов, размещено на открытой площадке.

Наиболее опасными местами на установке являются:

- газовая компрессорная;

- блок реакторов;

- печь огневого нагрева, а в самой печи - горелочный фронт, трубы змеевиков и фланцевые соединения;

- локи колонн стабилизации, очистки газов и регенерации амина;

- постаменты и открытая насосная;

- места отбора газообразных проб для лабораторных анализов;

- все колодцы промканализации и оборотного водоснабжения, где возможны скопления паров углеводородов и углеводородных газов.

Наиболее опасными операциями, выполняемыми на установке, являются:

- розжиг печи;

- пуск компрессора;

- пуск горячих насосов;

- загрузка и выгрузка катализаторов;

- аварийное и плановое освобождение системы.

Опасности установки гидроочистки обусловлены следующими факторами:

- свойствами обращающихся в процессе веществ;

- условиями технологического процесса;

- особенностями используемого оборудования и условиями его эксплуатации;

- сложностью выполнения отдельных производственных операций;

- нарушением правил безопасности работающими.

Потенциальная опасность установки ЛЧ-24/2000 связана с наличием больших масс жидких нефтепродуктов и горючих парогазовых сред при высоких температурах и давлениях.

12.2 Санитарно-гигиенические мероприятия

12.2.1 Токсические свойства обращающихся в производстве веществ. Меры и средства, обеспечивающие безопасную работу.

Таблица 12.1 - Характеристика токсических свойств сырья, полупродуктов, готового продукта и отходов производства

Свойства и характеристики вещества	Вещества	Литература
	Бензин-отгон	H2S	ВСГ	Катализатор гидроочистки	Дизельное топливо	Метилдиэтаноамин
Агрегатное состояние	ж	г	г	тв	ж	ж	/5,11/ /11/ /12/ /12/
Плотность паров и газов по воздуху	От 3,23 до 3,64	1,11	0,06	-	-	2

Класс опасности вещества	IV	II	IV	II	IV	III
Предельно-допустимая концентрация в воздухе рабочей зоны, мг/м3	100	3	-	0,3	600	5

Нефтепродукты и реагенты, применяемые на установке, при несоблюдении определенных профилактических мероприятий могут оказывать вредное действие на здоровье человека. Отравление токсическими веществами невозможно, если их содержание в воздухе не превышает предельно допустимую концентрацию - ПДК.

Действие вредных веществ на организм человека и меры оказания первой помощи [5,13,14].

Бензин - слабый наркотик, вдыхание больших количеств паров бензина вызывает острое отравление, приводящее к потере сознания и даже смерти. Длительный контакт может вызвать хронические дерматиты. Концентрация паров, равная 30-40 г/м³ , опасна при вдыхании в течение нескольких минут. При меньших концентрациях отравление происходит не сразу: появляется головная боль, головокружение, учащенное сердцебиение, слабость, состояние опьянения и потеря сознания. Местное действие проявляется в раздражении кожи, слизистых оболочек.

При отравлении парами бензина пострадавшего необходимо немедленно удалить из загазованной зоны, вызвать скорую помощь, при необходимости сделать искусственное дыхание, согреть пострадавшего. При попадании бензина на слизистую оболочку глаз промыть их обильным количеством воды.

Сероводород - это бесцветный, горючий, взрывоопасный и ядовитый газ с ярко

выраженным запахом «тухлых яиц», тяжелее воздуха. Значительный запах отмечается, начиная с концентрации 0,004 мг/л. При вдыхании воздуха, содержащего 1 мг/л H₂S и выше, отравление может развиваться мгновенно: потеря сознания сопровождается быстрой смертью от остановки дыхания. При концентрации 0,7 мг/л 15-20 минутное вдыхание вызывает раздражение глаз, насморк, тошноту, рвоту, колики, одышку, обморочное состояние или состояние возбуждения с помрачением сознания. Более длительное воздействие может привести к отеку легких. При концентрации 0,2 - 03 мг/л наблюдается жжение в глазах, светобоязнь, металлический вкус во рту, усталость, головная боль.

Первая помощь при отравлении H₂S - свежий воздух, искусственное дыхание, вдыхание кислорода.

Метилдиэтаноламин - маслянистая прозрачная гигроскопическая жидкость со специфическим запахом, хорошо растворима в воде, этиловом спирте. Вещество мало летучее, обладает слабыми щелочными свойствами, не образует взрывоопасных смесей. При попадании на слизистую оболочку глаз приводит к воспалению и ожогу роговицы.

Первая помощь при попадании метилдиэтаноламина на слизистую оболочку глаз промыть их обильным количеством воды.

Катализаторы гидроочистки относятся к токсичным продуктам, оказывают вредное воздействие на организм человека в виде пыли. Пыль носителя катализатора - оксида алюминия - воздействуют на легкие: вызывает алюминоз легких, утомляемость, одышку, кашель.

Для обеспечения безопасности, при эксплуатации, обслуживающий персонал обеспечивается индивидуальными средствами защиты [15]:

15. костюм из хлопчатобумажной ткани, нательное белье, костюм на утепляющей подкладке;

16. ботинки кожаные, резиновые сапоги, сапоги валенные;

17. рукавицы из хлопчатобумажной ткани;

18. противопыльные респираторы ШБ-1 «Лепесток»;

19. касками и фильтрующими противогазами марки БКФ.

В операторной находятся очки для защиты глаз при работе с агрессивными жидкостями, защитные очки со светофильтром, резиновые перчатки, резиновый фартук, шланговые противогазы [5].

Операторы во время шуровки печей П-1,2 обязаны носить защитные очки со светофильтром. Операторы и машинисты во время подачи слива, перекачки, отбора проб, дренировании насосов обязаны работать в защитных герметичных очках и рукавицах. При обходе, осмотре оборудования необходимо иметь при себе фильтрующий противогаз. При производстве газоопасных работ на установке пользуются фильтрующими или шланговыми противогазами.

Фильтрующие противогазы применяются в случае, если концентрация паров и газов выше ПДК, но не превышает 0,5 % (об.) при содержании кислорода в воздухе не ниже 18 % (при температуре от минус 30 °С до плюс 50 °С).

Противогаз с коробкой марки БКФ защитного цвета с белой вертикальной полосой и аэрозольным фильтром, защищает от паров органических веществ (бензина, керосина, ацетона, бензола и др.), кислых газов, пыли, дыма и тумана. Время защитного действия 120 минут.

Шланговые противогазы применяются в случае производства работ [5]:

20. во всех углублениях и колодцах, приямках, траншеях, глубина которых более 1,2 м;

21. при чистке аппаратов от грязи и отложений;

22. в аппаратах, в помещениях и на аппаратном дворе при разгерметизации оборудования, где содержание вредных паров и газов выше 0,5 % и кислорода в воздухе менее 18 %.

Во время работ, связанных с выделением пыли, при перегрузке катализаторов пользуются респираторами.

В зависимости от характера производства и мощности выбирается класс промышленного предприятия: класс I, ширина санитарно - защитной зоны не менее 1000 м [17].

Методы контроля наличия вредных веществ в воздухе рабочей зоны [5,18]:

Для постоянного контроля за содержанием взрывоопасных и токсичных веществ на установке в помещениях газовой компрессорной (бензин, сероводород, углеводородный газ, водород), насосных сырья (углеводороды) и орошения (метилдиэтаноламин, углеводо

роды) установлены газовые анализаторы с сигнализацией (световой и звуковой), выведенной на щит в операторной и имеющей прямую связь с диспетчерским пунктом ВГСО. На установке предусмотрено аварийное отключение оборудования из помещения операторной. Аварийное опорожнение осуществляется в резервуары некондиционного продукта товарно-сырьевого производства.

Кроме того осуществляется лабораторный контроль за состоянием воздушной среды в производственных помещениях установки службой ВГСО согласно утвержденному графику. Контроль за содержанием взрывоопасных и токсичных веществ на наружной территории установки (оксид углерода, диоксид серы, диоксид азота, углеводороды,

сероводород) осуществляют представители ВГСО согласно графику, но не реже 1 раза в 10 дней. В зависимости от класса анализируемого соединения, его агрегатного состояния и концентрации применяют различные методы анализа: газохроматографические, спектрофотометрический и более чувствительный - атомно-адсорбционную спектрофотометрию.

Для обеспечения нормальных санитарно-гигиенических условий во всех закрытых помещениях предусмотрена общеобменная, постоянно действующая механическая приточная и вытяжная вентиляции. Воздухозабор производится из зон наименьшей загазованности. Приточный воздух подается рассредоточено в рабочую зону. Удаление воздуха производится из зон с наибольшей загазованностью. Производственные помещения установки оснащены вентиляцией, создающей в зоне пребывания рабочих состояние воздушной среды, соответствующей требованиям санитарных норм [19-21].

Расчет количества выделений вредных и токсичных веществ производим для газовой компрессорной. В ней установлены два компрессора, которые сжимают водородсодержащий газ (один рабочих и один резервный). Расчет ведём на основании величины коэффициента негерметичности и параметров среды внутри аппаратов производим по формуле [19]:

(12.1)

где G - скорость выделения вредных веществ в воздух рабочей зоны, кг/ч;

- коэффициент, учитывающий ухудшение герметичности оборудования при

его эксплуатации (принимается в пределах 1,5-2);

m - коэффициент негерметичности, ч-¹;

р - давление в аппарате, МПа;

V - объем компрессора, м³;

D - плотность паров или газов по воздуху;

Т - абсолютная температура, К.

G = 93,7 Ч 1,5 Ч 0,01 Ч 4,6 Ч 0,5Ч = 0,042 кг/ч

Так как ВСГ содержит 0,0015 % (масс.) Н₂S, то количество H₂S, выделяющееся в воздух рабочей зоны будет равно

= 0,042 Ч--0,0015 / 100 = 6,3 Ч 10-⁷ кг/ч

Расчет кратности воздухообмена.

Исходные данные:

1) Объем вентиляционного помещения (газовая компрессорная) - 900 м³;

2) Скорость выделения вредных веществ в воздух рабочей зоны, кг/ч: H₂S - 6,3Ч10-⁷ кг/ч;

3) Предельно допустимая концентрация H₂S - 3 мг/м³; /12/

4) Содержание вредных веществ в подаваемом воздухе - 0.

Расчет общеобменной вентиляции производим по формуле:

W = G * 10⁶/ (C_пдк- C₀), (12.2)

где W - производительность вентиляционной установки, м³/ч;

G - скорость выделения вредных веществ в воздух рабочей зоны, кг/ч;

С_пдк - предельно допустимая концентрация вредных веществ в воздух рабочей зоны, мг/м³;

С₀ - концентрация вредных веществ в подаваемом воздухе, мг/м³

W = 6,3 *10-⁷* 10⁶ / (3 - 0) = 0,21 м³/ч

Кратность воздухообмена для общеобменной вентиляции рассчитываем по формуле:

K=W/V, (12.3)

где К - кратность вентиляции, ч-¹;

V - объем помещения, м³

К = 0,21 / 900 = 2,3 Ч 10-⁴ ч-¹

Принимаем кратность воздухообмена К = 3 ч-¹[16]

Расчёт производительности вентиляционной установки в данном случае стоит производить не для удаления вредных веществ из воздуха рабочей зоны, а для взрывоопасного ВСГ.

Кратность воздухообмена для аварийной вентиляции принимаем равной 8 ч-¹ [20].

12.2.2 Микроклимат производственных помещений

Тепловыделение в помещении компрессорной рассчитываем по формуле:

Q = 3,6 * б * F * (t_н.с. - t_в) / V, (12.4)

Q - скорость тепловыделений, кДж/(ч Ч м³);

б - коэффициент теплоотдачи от поверхности аппарата к воздуху, Вт/(м² Ч ⁰С);

F - площадь поверхности компрессора, м²;

t_н.с. - температура наружной стенки аппарата и воздуха, ⁰С;

t_в - температура воздуха, ⁰С;

V - объём помещения, м³.

Определяем коэффициент теплоотдачи от поверхности аппарата к воздуху по формуле:

б = 9,3 + 0,058 * t_н._c_. /22/ (12.5)

где б - коэффициент теплоотдачи от поверхности аппарата к воздуху, Вт/(м² Ч ⁰С);

t_н._c_. - температура наружной стенки аппарата и воздуха, ⁰С;

б = 9,3 + 0,058 * 80 = 13,94 Вт/(м²* °С)

Q = 3,6 * 13,94 *2 * (80 - 25) / 900 = 6,13 кДж/(ч * м³)

В производственных помещениях влаговыделения в значительных количествах отсутствуют [5,21]. Расчет количества влаговыделений не производим.

Категория работ на установке относится к средней тяжести IIа - работы с интенсивностью энергозатрат 151 - 200 ккал/ч (175 - 232 Вт), связанные с постоянной ходьбой, перемещением мелких (до 1 кг) изделий или предметов в положении стоя или сидя и требующие определенного физического напряжения [23].

Различают оптимальные и допустимые параметры метрологических условий воздуха рабочей зоны для теплого и холодно периодов года. Оптимальные и допустимые значения показателей микроклимата для категории работ IIа приведены в таблицах 13.2, 13.3 [23].

Таблица 12.2 - Оптимальные величины показателей микроклимата на рабочих местах производственных помещений [23]

Период года	Категории работ по уровню энергозатрат, Вт	Температура воздуха, °С	Температура поверхностей, °С	Относительная влажность, %	Скорость движения воздуха, м/с
Холодный	IIа (175-232)	19-21	18-22	60-40	0,2
Теплый	IIа (175-232)	20-22	19-23	60-40	0,2

Таблица 12.3 - Допустимые величины показателей микроклимата на рабочих местах производственных помещений [23]

Период года	Категория работ по уровню энергозатрат	Температура воздуха, °С	Температура поверхностей, °С	Относительная влажность, %	Скорость движения воздуха, м/с
		диапазон ниже оптимальных величин	диапазон выше оптимальных величин
						для диапазона температур воздуха ниже оптимальных величин	для диапазона температур воздуха выше оптимальных величин
Холодный	На (175-232)	17,0-18,9	21,1-23,0	16,0-24,0	15-75	0,1	0,3
Теплый	На(175-232)	18,0-19,9	22,1-27,0	17,0-28,0	15-75	0,1	0,4

Так как в помещении находятся вещества, способные образовывать взрывоопасные смеси, то помещение имеет воздушное отопление. Воздух предварительно подогревается в калорифере теплофикационной водой с температурой Т = 90-95°С [5,21].

12.2.4 Освещение производственных помещений

Рациональное освещение помещений и рабочих мест один из важнейших элементов благоприятных условий труда. При правильном освещении повышается производительность труда, улучшаются условия безопасности, снижается утомляемость.

В производственных помещениях могут быть предусмотрены следующие виды освещения: естественное, искусственное, совмещенное [26].

Естественное освещение является наиболее гигиеничным и предусматривает, как правило, постоянную работу людей в помещении. Если по условиям зрительной работы оно оказывается недостаточным, то используется совмещенное освещение.

Искусственное освещение предусмотрено в помещения, в которых не хватает естественного света. Искусственное освещение может быть рабочее, аварийное - освещение безопасности и эвакуационное, охранное и дежурное. В операторной используется искусственное освещение.

В опереторной естественное освещение отсутствует.

В операторной разряд зрительных работ - III; подразряд - б [26].

Нормированная освещенность для работающих составляет [26]:

1. Порядок рабочего освещения нормируется от разряда и подразряда зрительных работ. Разряд и подразряд зрительных работ насосной - VIII в.

Нормированная минимальная освещенность рабочего освещения Е_n = 300 лк.

2. при аварийном освещении не менее 2 лк;

3. освещенность на путях эвакуации людей из помещений при аварийном освещении не менее 0,5 лк.

4. Освещение безопасности должно создавать на рабочих поверхностях наименьшую освещенность в размере 5% от рабочего, но не менее 2 лк внутри помещения и 1 лк на территории установки.

Расчет искусственного освещения для помещения операторной.

Источником освещения являются лампы накаливания, разрядные лампы, галогенные лампы и лампы дуговые, люминесцентные высокого давления.

Для освещения производственного помещения используется тип светильника ЛД [27]. Расчет искусственного освещения и подбор ламп, необходимых для обеспечения нормируемой освещенности в помещении операторной [28-30].

1. Индекс освещения помещения определяем по формуле:

I = А *Б / Н_р * (А+Б), (12.6)

где А - длина помещения, м (А = 8 м);

Б - ширина помещения, м (Б =8 м);

Н_р - высота подвеса светильников, м (принимаем Н_р = 3 м).

Коэффициент отражения принимаем соответственно 50:30:10 (потолок, стены, пол) [29].

В соответствии с индексом освещения помещения и коэффициентом отражения определяем коэффициент использования светового потока u = 0,46 /29/.

2. Расстояние между рядами светильников принимаем из соотношения H_p/ L = 1,1 для ламп ЛД где H_p - высота подвески светильника, м (Н_р = 3м)

L = 3 *1,1 = 3,3 м.

3. При ширине помещения 8 м, принятом числе рядов светильников m = 3, расстояние от стены до ряда светильников составляет 0,7 м.

4. Определяем световой поток лампы F в светильниках с люминесцентными лампами.

(12.7)

где E_n - нормированная минимальная освещенность, лк, Е_n= 300 лк;

S - площадь освещаемого помещения, м², S = 64 м²;

Z - поправочный коэффициент светильника (для люминесцентных ламп Z =1,1);

K - коэффициент запаса К = 1,5;

m - число рядов, m = 3;

n₁- число ламп в светильнике (n₁ = 2, принимаем);

n₂ - число светильников в ряду (n₂ = 6, принимаем);

u - коэффициент использования (зависит от типа светильника, индекса помещения, коэффициента отражения), u = 0,46.

лк

По полученному световому потоку выбираем лампы со световым потоком 2000 лк.

Отклонение светового потока 4,3 %, что укладывается в допустимые отклонения (10-20%). /30/

12.3 Техника безопасности

12.3.1 Электробезопасность. Защита от статического электричества. Молниезащита

В производственном процессе гидроочистки дизельного топлива применяется оборудование напряжением 6 кВ и 380 В. Для освещения применяется напряжение 220 В.

В соответствии с требованиями ПУЭ производственные помещения относятся к помещениям с повышенной опасностью поражения людей электрическим током. Условие, создающее повышенную опасность: токопроводящие полы (железобетонные) [5,27].

Для защиты работающих от поражения электрическим током существуют организационные и технические мероприятия [5,27,33].

К техническим относятся: применение токов безопасного напряжения, изоляция токоведущих частей и проводов, ограждение доступных токоведущих частей и защитное заземление и зануление, защитное отключение и блокировка, выравнивание потенциалов.

К организационным методом защиты относятся: использование инструмента с изолированными рукоятками, диэлектрические подставки, коврики, обучение и проверка знаний персонала, медосмотр.

На установке перерабатываются и транспортируются вещества с удельным объемным электрическим сопротивлением выше 10⁵ Ом ? м, способные накапливать заряды статического электричества [34 ].

В соответствии с требованиями «Правил защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности» для защиты от накопления зарядов статического электричества все металлические технологические аппараты, оборудование и трубопроводы, содержащие взрывоопасные смеси, а также воздуховоды вентиляционных устройств, присоединены к общему заземляющему устройству. Металлические кожуха изоляций должны иметь непрерывную металлическую связь (между фланцевыми соединениями и т.д.). Для определения состояния заземляющих устройств периодически производится измерение сопротивления заземляющего устройства. Защитное заземление должно обеспечивать защиту людей от поражения электрическим током при прикосновении к металлическим токоведущим частям, которые могут оказаться под напряжением в результате электрического замыкания на корпус. Скорости транспортировки жидкостей по трубопроводам и истечение их в аппараты, резервуары, цистерны должны быть менее 0,5 м/с, чтобы не допускать их разбрызгивание, распыление или бурного перемешивания. Налив жидкостей свободнопадающей струей не допускается. Расстояние от конца загрузочной трубы до дна приемного сосуда не должно превышать 200 мм, а если это невозможно, то струя должна быть направлена вдоль стенки. Жидкость должна поступать в резервуар ниже уровня находящегося в них остатка жидкости. Ручной отбор жидкостей из резервуаров и емкостей, а также измерения уровня с помощью различного рода мерных линеек через люки допускается только после прекращения движения жидкостей, когда они находятся в спокойном состоянии [34].

Согласно требованиям ПУЭ сопротивление защитного заземления в любое время года не должно превышать 4 Ом на установках напряжением до 1000 В.

На проектируемой установке для защиты от поражения электрическим током заземление выполнено в виде металлических стержней диаметром 12 мм, заглубленных в грунт на глубину 5 м. Для связи вертикальных заземлителей используют горизонтальные заземлители: полосовая сталь сечением 40:4 мм, в траншее на глубине 0,7 м [27].

Технологическое и транспортное оборудование (аппараты, емкости, машины, коммуникации и пр.) изготовлены из материалов, имеющих удельное объемное электрическое сопротивление не выше 10⁵ом · м. Категория устройства молниезащиты - II. Т.о. в здании имеются помещения со взрывоопасными зонами В-1а, В-1г. Такие здания защищаются от прямого удара молний, заноса повышенных потенциалов электростатического и электромагнитной индукции по всей территории страны при среднегодовой продолжительности гроз более 10 часов в год. Тип молниеприемника - стержневой отдельностоящий [35]. Защита от заноса высокого потенциала в помещении с взрывоопасной зоной по внешним коммуникациям осуществляется заземлением трубопроводов на вводе в здание и на ближайшей к вводу опоре.

Защита производственных зданий, сооружений, трубопроводов и аппаратов от прямых ударов и вторичных воздействий молний выполнена в соответствии с «Инструкцией по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений» [35].

Возможность накапливания зарядов статического электричества их опасность и способы нейтрализации представлена в табл.12.4.

Таблица 12.4 - Возможность накапливания зарядов статического электричества, их опасность и способы нейтрализации

Наименование стадии, технологической операции, оборудования и транспортных устройств, на которых ведется обработка или перемещение веществ-диэлектриков, способных подвергаться электризации с образованием опасных потенциалов	Перечень веществ-диэлектриков, способных в данном оборудовании или транспортном устройстве подвергаться электризации с образованием опасных потенциалов	Основные технические мероприятия по защите от статического электричества и вторичных проявлений молнии
	наименование веществ	удельное объемное электрическое сопротивление ом·м
1	2	3	4
Перемещение нефтепродуктов по аппаратам и трубопроводам насосами и компрессорами	Дизельное топливо	108-1010	Защитное заземление, ограничение скорости транспортирования до 0,5 м/сек
	Газы углеводородные Водородосодер-жащий газ
		1011-1012 109 (-62°С)
	Бензин Сероводород

12.3.2 Безопасность технологического процесса

В системе установки обращается большое количество УВГ, ВСГ, Н₂S способные образовывать взрывоопасные смеси.

Процесс проводится при высоких температурах и давлении.

Условия проведения процесса, наличие опасных и вредных факторов предусматривают разработку мероприятий, обеспечивающих безопасное ведение технологического процесса: [5]

23. технологический процесс должен проводиться в пределах параметров, заданных технологической картой;

24. необходимо поддерживать нормальные уровни в аппаратах: К-1, К-2, К-3, К-7, С-201, С-202, С-203;

25. не допускать наличия уровня конденсата в приемных сепараторах К-5, К-6 во избежание попадания его в приемный трубопровод компрессоров ПК-1,2;

26. плавно производить изменение температурного режима печей П-1,2 и расхода газосырьевых потоков реакторного блока.

Резкие колебания температур и давлений могут вызвать температурные деформации фланцевых соединений, влекущие за собой пропуски горячих нефтепродуктов в атмосферу и их самовоспламенение. Резкие колебания расхода сырья, гидрогенизата, ВСГ в тройники смешения блоков могут повлечь за собой подрыв предохранительных клапанов;

27. во время работы установки необходимо обеспечить контроль за давлением в аппаратах. Показания контрольно-измерительных приборов, находящихся на щите в операторной, должны периодически (не реже одного раза в смену) проверяться дублирующими приборами, установленными непосредственно на аппаратах;

28. повышенная опасность работы оборудования на установке связана с возможностью возникновения водородной коррозии в аппаратах и трубопроводах. Водородная коррозия не обнаруживается при обычном визуальном осмотре. Проникая в сталь, водород может вызвать её обезуглероживание по реакции:

С + 2Н₂> СН₄

Образующаяся молекула, имея размеры во много раз больше молекулы водорода, не может выделяться обратно из металла, а накопление метана в металле вызывает высокие напряжения и снижает пластичность и прочность металла. Водородная коррозия в углеродистых сталях начинается при 260 °С.

Для предотвращения водородной коррозии необходимо строго соблюдать режимные показатели;

29. постоянный, качественный аналитический контроль процесса;

30. бесперебойное снабжение установки сырьем, электроэнергией, паром, водой;

31. систематический контроль за механическим состоянием трубопроводов, аппаратов, запорной арматуры, фланцевых соединений, своевременное устранение выявленных дефектов;

32. строгое соблюдение инструкций и правил по эксплуатации сосудов, работающих под давлением, насосов.

33. содержание территории и рабочих мест в чистоте и порядке.

34. автоматизация процессов, надежная и безопасная работа контрольно-измерительных приборов, схем сигнализации и блокировок.

На установке предусмотрено аварийное отключение оборудования из помещения операторной. Аварийное опорожнение осуществляется в резервуары некондиционного продукта товарно-сырьевого производства.

Аварийное питание пульта управления осуществляется от двух аккумуляторных батарей, ёмкости каждой достаточно на 30 минут работы [5,20,37].

12.3.3 Безопасность технологического оборудования

Для обеспечения безопасной эксплуатации технологического оборудования на установке предусмотрены [5]:

35. автоматическое регулирование рабочей температуры на входе в реактора Р-200, 201 не допускающее серьезных отклонений в режиме их эксплуатации;

- защита от разрывов аппаратов, работающих под давлением, предохранительными клапанами;

– компенсаторы на технологических трубопроводах для обеспечения сохранения их герметичности при колебаниях температуры перекачиваемых продуктов.

Процесс гидроочистки проводят в реакторах с аксиальным вводом сырья. Корпус изготовлен из углеродистой стали 12 ХМ-3, футеровка выполнена из жаропрочного торкрет - бетона. Все материальное исполнение деталей внутренних устройств реактора из стали 08Х18Н10Т.

Техническая характеристика реактора [5].

36. Способ изготовления - сварной

37. Диаметр - 3600 мм

38. Давление расчётное - 41,7 кг/см²

39. Высота - 13600 мм

- Температура расчётная - до 420 °С

40. Температура стенки - до 320 °С

Рабочие параметры среды.

41. Давление - 35 - 45 кгс/см²

42. Температура - 350 - 400 °С

43. Скорость коррозии - до 0,1 мм/год

44. Давление пробное при гидроиспытании - 60 кгс/см² (в вертикальном положении) и 61,5 кгс/см² (в горизонтальном положении).

Т.к. реактор работает под избыточным давлением свыше 70 кПа (0,7 кгс/см²), он подлежит регистрации в органах Ростехнадзора России. Наружный и внутренний осмотр проводится один раз в двенадцать месяцев и один раз в восемь лет гидравлическое испытание.

Согласно требований «Правил эксплуатации сосудов работающих под давлением» реактора регистрируются в службе ОТНиК предприятия и имеет следующие сроки технического освидетельствования: внешний осмотр ежевахтно, пневматическое испытание 1 раз в 8 лет. Давление при пневматическом испытании равно рабочему давлению [20,38].

Температуру поверхности реактора (наружной) регистрируют прибором, получающим импульсы от 10-ти термопар на каждом из 2-х реакторов. Температуру на входе газо-сырьевой смеси регулируют приборами (автоматическое регулирование), не допуская серьезных отклонений в режиме их эксплуатации [5,20].

Реакторы, работающие под давлением, для защиты от разрывов аппарата снабжены предохранительными клапанами. Примечание: в связи с высокой температурой в реакторе - до 420 °С. ППК установлены на приемном и выкидном сепараторе циркулирующих компрессоров, объединенных с реакторным блоком в единую технологическую схему, без запорной арматуры между реакторами и сепараторами [20,38].

Нормальная остановка установки вызвана необходимостью, проведения пересыпки катализатора и планово-предупредительных ремонтов. Периодичность перезагрузки катализатора и ремонтов совмещается и составляет 1 раз в 3 года

Последовательность операций при остановке.

45. Температура на входе реакторов снижается до 300 °С со скоростью 20-25 °С с одновременным снижением расхода сырья до 120 м³/ч.

46. При 250 °С прекращается подача сырья на блок гидроочистки, циркуляция ВСГ ведется на максимально возможном уровне.

47. При 230 °С тушат печи П-1,2, при снижении температуры до 100 °С останавливают циркулирующие компрессоры. Давление газа сбрасывается на факел, затем на свечу, жидкие нефтепродукты дренируются в нулевую емкость.

Проводится промывка системы азотом до содержания горячих углеводородов не более 0,5 % (об.).

Перезагрузка катализатора проводится в последовательном сочетании стадий:

А) остановка установки.

Б) перезагрузка катализатора.

В) продувка азотом.

Г) сульфидирование.

Е) пуск.

При наборе давления в системе реакторного блока давление поднимают плавно во избежание гидравлических ударов и нарушения герметичности системы. Резкий подъем давления в реакторах может привести к нарушению прочностных характеристик торкрет-бетонной футеровки и герметичности защитных кожухов реактора.

Перед пуском оборудование продувается азотом и производится испытание оборудования на герметичность. После чего система заполняется ВСГ, зашуровывается печь и начинается подъем температуры со скоростью 20-25 °С в час. При 320 °С на блок риформинга принимается гидрогенизат, температура плавно повышается до рабочей (380-400 °С) [5,20]

Опасные зоны реакторов является не посредственно наружные стенки реакторов, т.к. температура стенки реактора гидроочистки приблизительно равна 200 °С и возможно собой получить ожог при обслуживании оборудования. Соответственно реактора оборудуются оградительными экранами [5,39,40].

12.4 Пожарная безопасность

Свойства веществ, обращающихся в технологическом процессе, обусловливающие его пожарную и взрывную опасность сводим в таблицу 12.5.

Таблица 12.5 - Свойства веществ, обращающихся в технологическом процессе, обуславливающие его пожарную и взрывную опасность

	Вещество
Наименование параметра	Бензин - отгон	ВСГ	H2S	Дизельное топливо	Литература
Температура, °С:					/5,41/
- вспышки	27-39	-	-	65
- самовоспламенения	255-370	510	246	310
Пределы воспламенения - концентрационные, % (об.)
нижний	0,79	4,0	4,3	2	/5,41/
верхний	5,16	75	46	11
- температурные, °С

нижний	27-39	-	-	69
верхний	8-27	-	-	119
Категория взрывоопасной смеси	II А	II С	IV В	II А	/5,42/
Группа взрывоопасной смеси	Т-3	Т-1	Т-3	Т-2

Производственные помещения делятся на категории. К помещениям категории «А» (компрессорная) относятся помещения, в которых находящиеся горючие газы, ЛВЖ с температурой вспышки не более 28 °С, могут образовывать взрывоопасные парогазообразные смеси с избыточным давлением взрыва, превышающим 5 КПа. Операторная относится к категории «Д» - помещения в которых находятся негорючие вещества и материалы в холодном состоянии [43,44].

В помещениях категории «А» предусматриваются наружные легкосбрасываемые конструкции. В качестве легко-сбрасываемых конструкций используют остекление окон и фонарей.

При недостаточной площади остекления допускается в качестве легкосбрасываемых конструкций использовать конструкции покрытий из стальных, алюминиевых и асбестовых листов.

Классы зон по взрывоопасности

Компрессорная, насосная сырья и насосная орошения относится ко 2-му классу - зоны, расположенные в помещениях, в которых при нормальном режиме работы оборудования взрывоопасные смеси горючих газов или паров легковоспламеняющихся жидкостей

с воздухом не образуются, а возможны только в результате аварии или повреждения технологического оборудования [27,44]. В процессе используется электрооборудование во взрывозащитном исполнении маркировки lExd ПВТ4 [45].

Производственные здания установки относятся к III степени огнестойкости с пределом огнестойкости 15 мин. и выполняют из несгораемых материалов, а рамы и двери - из сгораемых [46].

По СНиП здания данного производства должны иметь этажность не более двух. Число эвакуационных выходов должно быть не менее двух с расстоянием от наиболее удаленного рабочего места не более 35 м [40].

Характеристика строительных материалов стен и перекрытий для здания представлены в таблице 12.6

Таблица 12.6 - Предел огнестойкости строительных конструкций

Степень огнестойкости здания	Предел огнестойкости строительных конструкций, не менее
	Несущие элементы здания	Наружные несущие стены	Перекрытия междуэтаж- ные (в том числе чер- дачные и над подвалами)	Элементы бесчердачных покрытий	Лестничные клетки
				Настилы (в том числе с утеплите- лем)	Фермы, балки, прогоны	Внутренние стены	Марши и площадки лест- ниц
III	R 45	Е 15	REI 45	RE 15	R 15	REI 60	R 45

Ручные пожарные извещатели устанавливаются как внутри, так и с наружи здания, на высоте 1,5 м от пола или земли. Расстояние между извещателями внутри здания не более 50 м, вне здания не более 150 м [46].

Противопожарная защита установки обеспечивается [5]:

48. оперативной связью с противопожарными службами;

49. системой автоматических и ручных пожарных извещателей, установленных в пяти местах на аппаратном дворе установки, сигнализацией о пожаре в насосной сырья с выводом сигнала в операторную и ПЧ. При срабатывании сигнализации отключается система вентиляции;

50. стационарными системами пожаротушения к которым относятся [48]:

1. Трубы для подачи воды на блоки колонн.

2. Система пенотушения в насосных сырья.

3. Система объемного паротушения в насосных сырья, стабилизации, паротушения печей, паровая завеса печей П-1,2.

4. Вода пожарная в газовой компрессорной. Вода подается к очагу загорания через рукава с брандспойтами.

5. Система колец орошения на колоннах К-1,2,3,4,5.

6. Система паротушения на аппаратном дворе с разводкой для присоединения паровых пожарных шлангов.

7. Пожарные гидранты;

Для ликвидации небольших загораний или в начальной стадии пожара применяются первичные средства тушения пожаров.

К первичным средствам пожаротушения относятся:

- Огнетушители пенные, углекислотные и порошковые.

Пенные огнетушители типа ОХП и ОПВ применяются при тушении жидких и твердых материалов. Пенными огнетушителями не разрешается пользоваться при тушении электрооборудования, так как водно-пенный раствор является проводником электрического тока.

Углекислотные огнетушители типа ОУ-2, ОУ-5 и порошковые типа ОП-2 предназначены для тушения различных веществ и электрооборудования находящегося под напряжением до 1000 В.

- Пожарный песок (хранится в ящиках, оснащенных носилками и лопатами или совком).

- Кошма или асбестовое одеяло.

На установке в большом количестве перерабатываются и получаются продукты, которые способны воспламеняться, взрываться, самовоспламеняться, гореть /47-49/.

12.5 Экологичность проекта

На основании данных материального баланса, рассчитанного для всех стадий технологического процесса в основной части проекта, выявлены источники, загрязняющие окружающую среду вредными веществами, их качественный и количественный состав.

К отходам производства относятся [5]:

- Дымовые газы, выбросы вентиляционных систем и неорганизованные выбросы «аппаратный двор».

- Промышленные стоки, горячая вода.

- Отработанный катализатор гидроочистки.

Данные о количествах вредных веществ, выделяющихся в атмосферу на различных стадиях процесса, в сточных водах и твердых отходов приведены в таблицах 12.7-12.9.

Таблица 12.7 - Количества вредных веществ, выделяющихся в атмосферу на различных стадиях процесса

Наименование стадии	Качественный состав выброса	Масса выбрасываемых веществ на 1 т продукта
		до очистки	после очистки
Дымовые газы П-1,2	СО NO2 SO2	6,1 7,2 9,1	-
Выбросы вентиляционных систем (аппаратный двор)	УВГ H2S	60,9 18,3	-

Таблица 12.8 - Количества вредных веществ в сточных водах

Наименование стадии	Качественный состав выброса	Масса выбрасываемых веществ на 1 т продукта
		до очистки	после очистки
Промышленные стоки	Содержание нефтепродуктов	0,5	-

Таблица 12.9 - Количества твердых отходов на различных стадиях процесса

Наименование стадии	Качественный состав выброса	Масса выбрасываемых веществ на 1 т продукта
		до очистки	после очистки
Гидроочистка	Катализатор гидроочистки	0,96	-

Токсикологические параметры вредных веществ представлены в таблице 12.10

Таблица 12.10 - Токсикологические параметры вредных веществ [5,50,51]

Вещество	ЛК50, мг/л	ПКодор, мг/м3	ПДКр.з, мг/м3	ВДКав, мг/м3	ПДКвод, мг/л
SО2	0,006	0,23	10	0,07	-
со	3,6	-	20	0,11	-
no2	0,14	0,16	2	0,03	-
H2S	69,47	0,09	3	0,03	0,05

(12.9)

где - временная допустимая концентрация вещества в атмосферном воздухе, мг/м³;

- пороговая концентрация вредного вещества, вызывающая ощущение запаха, мг/м³;

ЛК₅₀ - летальная концентрация вредных веществ в воздухе, вызывающая гибель 50 % подопытных животных, мг/л;

- предельно допустимая концентрация веществ в воздухе рабочей зоны, мг/м³[50];

- предельно допустимая концентрация вредного вещества в водоеме, мг/л [51].

Для диоксида азота:

ВДК_а.в. = 0,03 мг/м³;

ПК_одор = 0,16 мг/м³.

Аналогичным образом рассчитаем , ЛК₅₀ для других вредных веществ.

12.5.1 Мероприятия по защите атмосферного воздуха

Через неплотности технологического оборудования, работающего под давлением, возможны утечки нефтепродуктов и сероводорода.

С целью уменьшения неорганизованных выбросов вредных веществ в атмосферу, связанных с неплотностями аппаратуры, арматуры, фланцевых соединений, уплотнений, дренажей и т.п. предусмотрены следующие мероприятия:

- весь технологический процесс осуществляется в герметичной аппаратуре;

- выбор запорно-регулирующей арматуры и технологического оборудования соответствует рабочим параметрам и коррозионной активности среды;

- предусмотрена автоматизация технологических процессов, предупреждающая возникновение аварийных ситуаций;

- сбросы от предохранительных клапанов углеводородных газов и паров, содержащих в своем составе сероводород менее 8 % (об.), осуществляются в закрытую факельную систему (через факельную емкость Е-206);

- сбросы от предохранительных клапанов газов и паров, содержащих в своем составе сероводород более 8 % (об.), осуществляются в закрытую специальную факельную систему (через факельную емкость Е-214);

- постоянные сбросы газов и паров на факел и в атмосферу отсутствуют;

- освобождение системы от газообразных продуктов, содержащих в своем составе сероводород менее 8 % (об.), при сбросе давления осуществляется в закрытую факельную систему (через факельную емкость Е-206);

- аварийное освобождение систем установки производится в аварийно-дренажную емкость Е-252 с последующим охлаждением продуктов в этой емкости и откачкой по линии некондиции в парк насосом Н-252;

- освобождение системы от газообразных продуктов, содержащих в своем составе сероводород более 8 % (об.), при сбросе давления осуществляется в закрытую специальную факельную систему (через факельную емкость Е-214);

- использование герметичных насосов и насосов с двойными торцевыми уплотнениями;

- дренирование аппаратов перед остановкой на ремонт производится в аварийно-дренажную емкость Е-252;

- рассеивание вредных веществ, образующихся в результате сгорания топлива в печи П-201/1,2, производится через дымовую трубу;

- очищенные углеводородные газы, собственной выработки, используются на отопление печи П-201/1,2.

Предусмотренные вышеперечисленные мероприятия позволяют обеспечить минимальные выбросы вредных веществ в атмосферу от возможных источников установки.

Коэффициент экологической опасности по загрязнению атмосферного воздуха находится по формуле:

(12.10)

где К_эк.оп.- коэффициент экологической опасности по загрязнению атмосферного воздуха, м³/кг;

М_i - масса i-го вредного вещества, выделяемого в атмосферный воздух, при ходящаяся на 1 т продукта, кг/т;

ВДК_а.в._i_. - временно допустимая концентрация i-го вредного вещества в атмос-ферном воздухе, мг/м³.

К_эк.оп.= 0,001 * = 0,79 м³/кг

12.5.2 Мероприятия по защите водного бассейна

Мероприятия по защите водного бассейна: с целью предотвращения загрязнения водоемов на производстве применяется оборотное водоснабжение, сточные воды поступают в промышленную канализацию и проходят ряд очистных сооружений (нефтеловушки, механическую и биологическую очистку воды), контроль за качеством оборотной воды осуществляет центральная заводская лаборатория [5].

Установка гидроочистки дизельного топлива приведена к правилам промышленной и экологической безопасности, значительно сокращено оборотное водоснабжение, разработана программа, реализация которой позволит полностью отказаться от использования оборотной воды, заменив водяные холодильники на аппараты воздушного охлаждения, а охлаждение динамического оборудования перевести на автономную систему охлаждения. В результате образование стоков сокращается в несколько раз, потребление свежей воды исключается.

Для отвода промышленных стоков, образующихся в результате мытья полов в помещениях, охлаждения сальников и подшипников насосов, атмосферных осадков существует система промышленной канализации, сообщающаяся с заводской системой канализации.

Коэффициент экологической опасности по воздействию на водную среду находится по формуле:

К_эк.оп.= 0,001 / ПДК_в._i_., (12.11)

где К_эк.оп. - коэффициент экологической опасности по загрязнению водоёма, м³/кг;

М_i - масса i-гo вредного вещества в сточных водах, приходящаяся на 1 т продукта кг/т;

ПДК_ав_i- предельно допустимая концентрация i-гo вредного вещества в водоёме, г/л.

К_эк.оп. = 0,001 = 8 * 10-⁸ м³/кг

12.5.3 Утилизация твердых отходов

Отработанный катализатор гидроочистки вывозится на утилизацию. Демонтируемое оборудование, тара из под смазки для динамического оборудования вывозится на специализированную площадку для складирования металлолома [5].

В данной части дипломного проекта рассмотрены вредные и опасные производственные факторы, присущие данному производству, санитарно-гигиенические мероприятия, даны характеристики наиболее опасных веществ, указаны методы контроля наличия вредных веществ и их периодичность, рассмотрен микроклимат производственных помещений.

Рассмотрены вопросы техники безопасности: электробезопасность, безопасность технологического оборудования и технологического процесса. Указан класс помещений по опасности поражения электрическим током, способы защиты от поражения, категория здания по молниезащите. Разработаны мероприятия по безопасности технологического оборудования.

Рассмотрены вопросы пожарной безопасности. Указаны взрыво- и пожароопасные свойства веществ, обращающихся в технологическом процессе, определена категория помещения и класс зон по взрывоопасности, предусмотрены средства сигнализации пожара и средства пожаротушения.

Рассмотрена экологичность проекта: выявлены источники, загрязняющие окружающую среду, определен их качественный и количественный состав, разработаны мероприятия по защите атмосферного воздуха, водного бассейна и утилизации твердых отходов.

Рассмотрены вопросы безопасности в условиях чрезвычайных ситуаций: дана характеристика проектируемого производства с точки зрения безопасности в условиях ЧС, предусмотрена система оповещения и действия персонала цеха в случае угрозы возникновения ЧС, разработаны мероприятия, ограничивающие действие вторичных поражающих факторов взрыва.

Разработанные мероприятия, позволяют снизить риск производственного травматизма, профессиональных и производственно обусловленных заболеваний работающих, возникновения взрывов, пожаров и аварийных ситуаций, загрязнения окружающей среды при эксплуатации разработанного в проекте технологического процесса, а также обеспечить устойчивую работу объекта в условиях чрезвычайных ситуаций и ликвидацию их последствий.

13. Организация и экономика производства

13.1 Организационная часть

13.1.1 Построение графика ППР

Производственная программа установки - это задание по объему переработки сырья и выпуску продукции. Она рассчитывается на год с разбивкой по кварталам. Это обусловлено различными числами календарных дней в кварталах и продолжительностью проведения разных видов ремонта на технологической установке.

Для определения времени работы установки в году необходимо построить план - график работы и простоев оборудования.

Время работы и простоя установки от начала капитального ремонта и до окончания следующего составляет ремонтный цикл. Порядок чередования ремонтных и профилактических работ в ремонтном цикле образует его структуру.

Ремонтный цикл по фактическим данным установки составляет 2 года. Продолжительность работы оборудования между двумя ремонтами любого вида называется межремонтным периодом.

Длительность капитального ремонта - 22 дня.

В 2017 году на установке ЛЧ-24/2000 будет производиться капитальный ремонт с 5 апреля по 27 апреля. Во время, которого будет демонтированы два последовательно соединенных сырьевые кожухотрубчатые теплообменники с плавающей головкой с общей поверхностью теплообмена 1868 м², на аналогичную пару теплообменников с большим КПД. Для удобства расчетов примем график работы действующей и проектируемой установки одинаковыми.

Для удобства определения времени работы установки необходимо составить линейный график проведения реконструкции.

Данным проектом предусматривается увеличение производительности установки по сырью с 2400000 тонн в год до 2450000 тонн в год.

Составим график планово-предупредительных ремонтов на период до 2020 года. (Капитальный ремонт установки будет проводиться в 2016 году).

Таблица 13.1 - График планово-предупредительных ремонтов

месяц	январь	февраль	март	апрель	май	июнь	июль	август	сентябрь	октябрь	ноябрь	декабрь
Год
2016	-	-	-	К	-	-	-	-	-	-	-	-
2017	Т	-	-	Т	-	-	Т	-	-	Т	-	-
2018	Т	-	-	Т	-	-	Т	-	-	Т	-	-
2019	Т	-	-	Т	-	-	Т	-	-	Т	-	-
2020	Т	-	-	К	-	-	Т	-	-	К	-	-

Бюджет годового времени:

Календарное время - 365 дней;

Простои по техническим причинам, - 3 дня (подготовка, пуску);

Капитальный ремонт - 22 дня;

Число рабочих дней - 350 дней.

Для удобства расчетов примем график работы действующей и проектируемой установки одинаковыми.

Данным проектом предусматривается увеличение производительности установки с 2400000 тонн в год до 2450000 тонн в год.

Для удобства определения времени работы установки составим линейный график проведения ремонта с 5.04.2017 по 27.04.2017

Таблица 13.2 - График работы и простоев установки за год

Месяцы	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Рабочие дни	31	28	31	7	31	30	31	31	30	31	30	31
Капитальный ремонт				05.04.1727.04.17
Дни работы	90	68	92	92

Чтобы обеспечить непрерывное обслуживание технологической установки необходимо составить график сменности. График сменности составляется исходя из следующих данных:

-продолжительность рабочего дня;

-продолжительность смены;

-периода сменности;

-порядка чередования смен.

На действующем производстве на установке ЛЧ-24/2000 работа осуществляется двумя 12-часовыми сменами. Первая смена начинается в 7:00 и длится до 19:00, вторая смена с 19:00 до 07:00. Организация работы возможна при сменной работе четырех бригад (два дня рабочих, два - выходных).

Таблица 13.3 - График сменности

Бригада	Число месяца
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
1	П	В	1	2	П	В	1	2	П	В	1	2	П	В	1
2	В	1	2	П	В	1	2	П	В	1	2	П	В	1	2
3	1	2	П	В	1	2	П	В	1	2	П	В	1	2	П
4	2	П	В	1	2	П	В	1	2	П	В	1	2	П	В

Бригада	Число выходов	Отработано часов	Календарное рабочее время в часах	Переработка сверх календарного времени	Недоработка календарного времени	Количество праздничных часов
1	14	168	165,6	2,4	-	-
2	15	180	165,6	14,4	-	-
3	16	192	165,6	26,4	-	-
4	15	180	165,6	14,4	-	-

1- работа с 7⁰⁰ до 19⁰⁰ П - переходной день

2- работа с 19⁰⁰ до 7⁰⁰В - выходной день

13.1.2 Баланс рабочего времени

Для расчета численности основных производственных рабочих необходим баланс рабочего времени на одного человека. Он зависит от календарного времени в году, числа праздничных и выходных дней, дней отпуска, невыходов по болезни и т.д.

Составляем таблицу баланса рабочего времени одного среднесписочного рабочего

Таблица 13.4 - Баланс рабочего времени одного среднесписочного рабочего

№ п/п	Наименование показателя	Ед. измерения	Абс. значения	Процент к номинальному фонду
1	2	3	4	5
1	Календарный фонд времени	дн	366
2	Выходные и праздничные дни (по факту за 2016 год)	дн	119
3	Номинальный фонд рабочего времени	дн	247
4	Невыходы на работу, все в том числе
4.1	Очередные отпуска	дн	28
4.2	Дополнительные отпуска	дн	10
4.3	Выполнение гос.обязанностей	дн	1	0,5-1,2
4.4	По болезни	дн	4	1,2-2,8
5	Эффективный фонд рабочего времени (п.3-п.4)	дн	204
6	Номинальная продолжительность рабочего дня	ч	8
7	Сокращение раб. дня, в том числе
7.1	Для рабочих на вредных производствах	ч	2
7.2	Для рабочих ночных смен	ч
8	Средняя продолжительность рабочего дня (п.6-п.7)	ч	6
9	Годовой эффективный фонд рабочего времени - Тэф (п.5Чп.8)		1224

Определяем количество выходных и праздничных дней делением календарных дней на количество бригад

дн.

Определяем номинальный фонд рабочего времени

дн

Определяем эффективный фонд рабочего времени

дн.

Рассчитываем списочную численность рабочих установки ЛЧ-24/2000 на основе явочного числа рабочих в смену.

Таблица 13.5 - Явочная численность рабочих в смену.

Категория рабочих	Разряд	Явочное число	Продолжительность смены	Система оплаты	Условия труда	Р С П, чел
		в смену	в сутки
Старший оператор	8	1	2	12	Повременно премиальная	Вредные	4
Оператор	6	2	5	12			10
Оператор	5	2	5	12			10
Оператор	4	1	2	12			4
Итого		6	14				28

Определяем списочный состав рабочих установки

где: Р_{яв. см}- явочная численность в смену, чел; К _под- коэффициент подмены; n _бр - число бригад;

чел.

В том числе по категориям

чел.

Аналогично для других рабочих.

Определяем численность подмены

Аналогично рассчитываем по категориям.

Таблица 13.6 - Состав подмены рабочих установки

Категория рабочих	Разряд	Численность
Старший оператор	8	3
Оператор	6	8
Оператор	5	8
Оператор	4	3
Итого		22

13.2 Экономическая часть

13.2.1 Расчет капитальных затрат на оборудование и на строительные работы

Для увеличения мощности производства по сырью с 2400000 т/год до 2450000 т/год, на установке ЛЧ-24/2000 на реакторном блоке необходимо заменить сырьевые теплообменники на более эффективные с большей поверхностью теплообмена

Согласно заводских данных цена одного теплообменника 20340,00 тыс. руб., необходимо заменить 2 теплообменника и поставить 2 теплообменника.

Стоимость приобретения и монтажа оборудования рассчитывается и заносится в таблицу 13.7.

Таблица 13.7 - Стоимость устанавливаемого оборудования

№ п/п	Наименование оборудования	Проект
		Количество, штук	Стоимость, тыс. рублей
			За единицу	Всего
1	2	3	4	5
1	Трубопровод D=400 мм	4	4650,00	18600,00
2	Теплообменник	2	20340,00	40680,00
	Всего			59280,00

Стоимость приобретения и монтажа оборудования рассчитывается и заносится в таблицу 13.8.

Стоимость оборудования складывается:

1) из отпускных цен на оборудование;

2) из затрат на тару и упаковку, которые принимаются в процентах к отпускной цене оборудования (по среднему оборудованию 1,2%);

3) из транспортных расходов по доставке оборудования, размер которых определяется, исходя из фактических затрат на транспортировку (в размере 10% от стоимости оборудования);

4) из заготовительно-складских расходов, которые принимаются в размере 2% от стоимости оборудования);

5) стоимости монтажа, которая принимается в размере 71% от отпускной цены на оборудование, включая транспортирование и упаковку).

Таблица 13.8 - Стоимость приобретения и монтажа оборудования

Стоимость оборудования, всего тыс. руб. (табл. 14.7)	Затраты, тыс. руб.	Общая стоимость оборудования, тыс. руб.
	Тара и упаковка	Транспортировка	Заготовительские операции	Монтаж
1	2	3	4	5	6
59280,00	711,40	5928,00	1185,60	46802,80	113907,80

Таблица 13.9 - Стоимость демонтируемого оборудования

№ п/п	Наименование оборудования	Аналог
		Количество, штук	Стоимость, тыс.руб.
			За единицу	Всего
1	2	3	4	5
1	Теплообменники	2	15620,00	31240,00
2	Трубопровод D=400 мм	4	3574,00	14296,00
	Итого			45536,00

Стоимость демонтажа оборудования определяем путем применения коэффициентов и сводим в таблицу 13.10. Для оборудования, предназначенного в лом - 0,3.

Таблица 13.10 - Стоимость демонтажа оборудования

№ п/п	Стоимость оборудования, всего тыс.руб.	Затраты на демонтаж	Общая стоимость, тыс. руб.
1	2	3	4
1	45536,00	0,3	13660,80

Расчет реализуемой стоимости демонтируемого оборудования

1) продажа по цене лома

где С_Л - стоимость аппарата по цене лома, тыс.руб.;

Ц_Л- цена 1 т лома, тыс.руб. (8,300 тыс.руб.);

М_Д.О. - вес демонтируемого оборудования, подлежащего сдаче в лом, т.

Вес 1 теплообменника - 9154 кг (9,154 т).

тыс.руб.

2) Продажа по остаточной стоимости потребителю

где С_П- первоначальная стоимость оборудования, подлежащего продаже, тыс.руб.;

Н_а- норма амортизации на восстановление, %;

Т - число лет работы оборудования до демонтажа, годы;

С_ост- остаточная стоимость оборудования, тыс. руб.

тыс. руб.

Таблица 13.11 - Сводная смета капитальных затрат по проекту, тыс. руб.

№ п/п	Наименование	Сумма капитальных затрат, тыс. руб.
1	2	3
1	Затраты на приобретение и монтаж устанавливаемого оборудования	113907,80
2	Затраты на отправку и демонтаж оборудования	13660,80
3	Стоимость лома (вычитается)	152,00
4	Остаточная стоимость (вычитается)	12750,10
	Итого	140470,70

В таблице 13.11 рассчитали смету капитальных затрат по проекту. Капитальные затраты на реализацию проектируемых мероприятий составляют 140470,70 тыс. рублей. сводную

13.2.2 Определение себестоимости продукции

Статьи 1,2,3 включают стоимость сырья, материалов, полуфабрикатов, вспомогательных материалов, которые используются в процессе изготовления изделий. Потребность в этих ресурсах определяется по данным, содержащимся в технологической части дипломного проекта.

Статьи 4 и 5 включают затраты на все виды топлива, теплоэнергии, электроэнергии, получаемых как со стороны, так и вырабатываемые данным предприятием и расходуемые в процессе производства продукции. Потребность в этих ресурсах определяется по данным дипломного проекта или по удельным расходам на действующем предприятии.

Расчет стоимости сырья, материалов, покупных изделий и полуфабрикатов, топлива и энергии на технологические нужды производится в таблице 13.12.

Из таблицы 13.12 видно, что для увеличения производительности ЛЧ-24/2000 по сырью на 50000 т/год, увеличиваются затраты на: сырье - на 248370 тыс. руб. Также увеличивается количество свежего ВСГ на 1296,40 тонн (32,10 тыс. руб.), свежего 40% раствора МДЭА на 24150 тонн (90650 тыс. руб.). Количество топливного газа увеличится на 38984,40 тыс. м³ (6537,4 тыс. руб.), пара - на 37225,30 гКал (1356,40 тыс. руб.), воды на 392815 м3 (392815 тыс. руб.), оборотной воды на 14969,70 м³ (10306,20 тыс. руб.), электроэнергии на 2430,8 кВт (47939,70 тыс. руб.). Общие расходы на сырье, реагенты, топливо, энергию увеличатся на 641324,80 тыс. руб. по сравнению с аналогом.

В расчете до реконструкции производительность установки по сырью 2400000 т/год, готовая продукция - гидроочищенное дизельное топливо 2349232,20 т/год. По проекту после реконструкции производительность по сырью 2450000 т/год, калькулируемая продукция составила 2398174,50 т/год.

Увеличение производительности установки приведет к увеличению выпуска готовой продукции, что приведет к снижению себестоимости целевой продукции.

Цены на сырье, реагенты, энергию взяты на основании данных экономического отдела.

Определяем затраты по статье 7, которая включает в себя затраты на основную и дополнительную заработную плату основных производственных рабочих. Основная оплата предусматривает оплату фактически затраченного труда или отработанного времени работником. Дополнительная оплата предусматривает оплату за неотработанное время, подлежащее оплате в соответствии с действующими законами. Это оплата отпусков, оплата рабочего времени, затраченного на выполнение государственных обязанностей, сокращенных рабочих дней (для подростков и кормящих матерей).

Основная заработная плата основных производственных рабочих определяется в следующем порядке:

1) Определяем средний тарифный коэффициент, Т_К, по формуле

Т_К=,

где Тi - тарифные коэффициенты соответствующих разрядов (Приложение 1), для основных производственных рабочих 8-го разряда коэффициент 2,3; для 6-го разряда - 1,93; для 5-го разряда - 1,71;для 4-го разряда 1,49

Pi - численность основных рабочих соответствующего разряда;

- общее число рабочих в группе, по которой определяется средний тарифный коэффициент.

2) Определяем среднюю часовую ставку, Чст, руб./ч, по формуле

где Ч_СТ- часовая тарифная ставка рабочего

руб./ч

В 2016 году среднемесячное количество рабочих часов при 40-часовой рабочей неделе (нормальные условия труда) составляет 165,6 часа.

Определяем часовую тарифную ставку 1-го разряда по формуле

где М_ЗП - величина прожиточного минимума трудоспособного населения за соответствующий год по Нижегородской области;

Т_Р.В. - среднемесячный фонд рабочего времени;

К - коэффициент, позволяющий изменять размер часовой тарифной ставки первого разряда (К = 1,2).

руб./ч

Определяем среднюю часовую тарифную ставку при работе с вредными и опасными условиями труда , по формуле

руб./ч

Доплата за работы с вредными и опасными условиями труда составляет 16% от средней часовой тарифной ставки.

3) Составляем баланс рабочего времени, т.е. определяется среднее количество часов, которое может отработать один рабочий за год. Баланс рабочего времени разрабатывается по форме, приведенной в таблице 13.13.

Таблица 13.13 - Баланс рабочего времени

№ п/п	Наименование показателя	Ед. измерения	Абс.значения	Процент к номинальному фонду
1	2	3	4	5
1	Календарный фонд времени	дн	366
2	Выходные и праздничные дни (по факту за 2016 год)	дн	119
3	Номинальный фонд рабочего времени	дн	247
4	Невыходы на работу, все в том числе
4.1	Очередные отпуска	дн	28
4.2	Дополнительные отпуска	дн	10
4.3	Выполнение гос.обязанностей	дн	1	0,5-1,2
4.4	По болезни	дн	4	1,2-2,8
5	Эффективный фонд рабочего времени (п.3-п.4)	дн	204
6	Номинальная продолжительность рабочего дня	ч	8
7	Сокращение рабочего дня, в том числе
7.1	Для рабочих на вредных производствах	ч	2
7.2	Для рабочих ночных смен	ч
8	Средняя продолжительность рабочего дня (п.6-п.7)	ч	6
9	Годовой эффективный фонд рабочего времени - Тэф (п.5Чп.8)		1224

4) Определяем прямой годовой фонд оплаты труда основных производственных рабочих ФОТ_Г по формуле

тыс. руб.

5) Определяем размер основной заработной платы ФОТ_ОСН по формуле

где П_С- размер премий основным производственным рабочим, принимается в размере 30-50% от прямого фонда оплаты труда, тыс. руб.;

Д_Н.В. - доплата за работу в ночное время (работа с 22 до 6 ч), тыс. руб.

тыс. руб.

Определяем доплату в ночное время Д_Н.В. по формуле

где t_эфф - число часов работы в ночное время за сутки, ч;

0,15 - 15% от часовой тарифной ставки, руб.;

к - количество рабочих, работающих в ночное время, чел.

тыс. руб.

Определяем затраты на дополнительную оплату труда З_доп, тыс. руб., по формуле:

где q_ДОП - норматив дополнительной заработной платы (18-22%).

тыс. руб.

Результаты расчетов по оплате труда основных производственных рабочих заносим в таблицу 13.14Таблица 13.14 - Фонд заработной платы основных рабочих

Разряд	Часовой тарифный коэффициент	Фонд основной зарплаты, тыс. руб.	Фонд дополнительной зарплаты, тыс. руб.	Итого, тыс. руб.	Количество рабочих, чел.	Среднемесячная зарплата, тыс. руб.
		Прямой фонд	Премия	Ночное время	Итого	Отпуска	Выполнение гос. обязанностей	Итого
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
8	2,3	764,550	305,82	152,91	1223,28	216,208	28,448	244,656	1467,936	4	122,328
6	1,93	1603,892	641,557	320,778	2566,228	453,566	59,680	513,246	3079,473	10	256,623
5	1,71	1421,065	568,426	284,213	2273,705	401,864	52,877	454,741	2728,445	10	227,370
4	1,49	495,295	198,118	99,059	792,472	140,064	18,430	158,494	950,967	4	79,247

Определяем расходы по статье 8 - расходы на социальные нужды

В дипломном проекте ставку ЕСН принимаем равной 34,7 % от суммы основной и дополнительной заработной платы.

тыс. руб.

Определяем расходы по статье 9 - расходы на подготовку и освоение новых производств и видов продукции. Затраты на проектирование производства, разработку технологии, технической документации и другие расходы, связанные с подготовкой производства к изготовлению новой техники, затраты на освоение новых производств, цехов, агрегатов, на подготовку и освоение новых видов продукции и новых технологических процессов. Расходы принимаются равными 50% от фонда основной и дополнительной заработной платы производственных рабочих.

тыс. руб.

Определяем расходы по статье 10 - расходы по содержанию и эксплуатации оборудования включают затраты предприятия (цеха), связанные с эксплуатацией, обслуживанием, наладкой и ремонтом технологического, силового и подъемно-транспортного оборудования. Размер затрат определяется на основе составления сметы.

Таблица 13.15 - Смета расходов, связанных с содержанием и эксплуатацией оборудования

№ п/п	Наименование статей затрат	Сумма, тыс. руб.	Условия расчета
1	2	3	4
1	Заработная плата, основная и дополнительная вспомогательных рабочих, занятых обслуживанием оборудования	2438,10	По расчету
2	Отчисления на социальные нужды	846,0	34,7% от п. 1
3	Вспомогательные материалы	1219,00	50% от п. 1
4	Амортизация производственного оборудования	5335,20	По расчету
5	Ремонт оборудования и транспортных средств	2667,60	50% от амортизации
6	Возмещение износа малоценного и быстроизнашивающегося инвентаря	365,715	15% от фонда оплаты труда вспомогательных рабочих
7	Прочие расходы	1287,16	10% от п.1-п.6
	Итого	14158,775

1) Расчет фонда оплаты труда вспомогательных рабочих. Численность вспомогательных рабочих должна составлять не более 12-30% от количества основных производственных рабочих.

Определяем прямой фонд оплаты труда вспомогательных рабочих за год по формуле

тыс. руб.

руб./ч

Размер основной и дополнительной заработной платы вспомогательных рабочих определяется аналогично размеру основной и дополнительной заработной платы основных рабочих.

тыс. руб.

Результаты расчетов по оплате труда вспомогательных рабочих представлены в таблице 13.16.

Таблица 13.16 - Фонд заработной платы вспомогательных рабочих

Разряд	Часовой тарифный коэффициент	Фонд основной зарплаты, тыс.руб.	Фонд дополнительной зарплаты, тыс.руб.	Итого, тыс.руб.	Количеств рабочих, чел.	Среднемесячная зарплата, тыс.руб.
		Прямой фонд	Премия	Ночное время	Итого	Отпуска	Выполнение гос. обязанностей	Итого
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
5	1,71	711,388	284,555	132,162	1128,105	160,745	21,151	225,621	2438,10	4	203,175

2) тыс. руб.

3) Расходы на приобретение вспомогательных материалов, необходимых для содержания и эксплуатации оборудования, принимаются в размере 50% от фонда основной и

4) дополнительной заработной платы вспомогательных рабочих.

тыс.руб.

5) Определяем годовой размер амортизационных отчислений на полное восстановление производственного оборудования и транспортных средств А_г, тыс. руб., по формуле

где С_о - первоначальная стоимость производственного оборудования, тыс. руб. (используем данные таблицы 13.7);

Н_а - норма амортизационных отчислений, %.

Расчет амортизационных отчислений представляем в таблице 13.17.

Таблица 13.17 - Расчет амортизационных отчислений

Наименование производственного оборудования	Первоначальная стоимость, тыс.руб.	Норма амортизации, %	Годовая сумма амортизационных отчислений, тыс.руб.
Трубопровод D=400 мм	18600,00	9	1674,00
Теплообменники	40680,00	9	3661,20
Итого	59280,00		5335,20

6) Определяем затраты на ремонт производственного оборудования и транспортных средств, которые составляют 50% от суммы годового размера амортизационных отчислений и равны 2667,6 тыс. руб.

7) Определяем затраты на возмещение износа малоценного и быстроизнашивающегося инвентаря, которые принимаются из расчета 15% от фонда оплаты труда вспомогательных рабочих.

тыс. руб.

8) Определяем прочие расходы, которые составляют 10% от суммы всех предыдущих

тыс. руб.

Определяем цеховые расходы, которые включают затраты на содержание аппарата управления и обслуживающего персонала цеха, амортизацию и текущий ремонт зданий, сооружений, освещение, отопление зданий. Цеховые расходы составляют 60-80 % суммы

основной заработной платы основных производственных рабочих и расходов по содержанию и эксплуатации оборудования.

тыс. руб.

Определяем общезаводские расходы, которые включают затраты: на управление и организацию производства на предприятии в целом, на содержание дирекции, амортизацию, содержание и текущий ремонт основных средств общезаводского назначения, подготовку кадров, общехозяйственные нужды, расходы по охране труда и технике безопасности, охрану завода и т.д. Эти расходы принимаем равными 200% фонда основной и дополнительной заработной платы основных производственных рабочих.

тыс.руб.

Определяем прочие производственные расходы, которые включают отчисления на научно-исследовательские работы, затраты на стандартизацию, и определяются в размере 35% от основной заработной платы основных производственных рабочих.

тыс. руб.

Определяем внепроизводственные расходы, связанные с реализацией готовой продукции (расходы на рекламу, на тару и упаковку, на доставку и другие расходы, связанные со сбытом готовой продукции). Принимаем в размере 3% от общезаводской (производственной) себестоимости.

тыс. руб.

Полная (коммерческая) себестоимость продукции определяется суммированием всех статей затрат и составляет 33677945 тыс. руб.

13.3 Составление калькуляции себестоимости продукции

Таблица 13.18 - Калькуляция себестоимости продукции (годовая мощность производства 2450000 т/год)

№ п/п	Статьи калькуляции	Затраты в рублях
		На единицу продукции	На годовой проектируемый объем, тыс. руб.
		аналог	проект	отклонение
1	2	3	4	5	6
1	Сырье и материалы	4992,2	4992,2	0	12230890
2	Реагенты	3883,6	3883,6	0	9514820
2.1	40% р-р МДЭА	3753,6	3753,6	0	9196320
2.2	Катализатор	130	130	0	318500
	Итого (строки 1-2)	8875,8	8875,8	0	21745720
3	Топливо на технологические нужды	167,7	167,7	0	410865
3.1	Газ	167,7	167,7	0	410865
4	Энергия на технологические нужды	3969,5	3901,5	0	9558675
4.1	Пар	768	756	+12	1852200
4.2	Сжатый воздух	385	385	0	943250
4.3	Вода оборотная	688,5	688,5	0	1686825
4.4	Электроэнергия	2128	2072	+56	5076400
5	Заработная плата основных производственных рабочих	2,90	2,50	+0,40	6125
5.1	Основная	2,40	2,10	+0,30	5145
5.2	Дополнительная	0,50	0,40	+0,10	980
6	Начисления на заработную плату	0,90	0,80	+0,10	1960
7	Расходы на подготовку и освоение производства	1,50	1,20	+0,30	2940
8	Расходы по содержанию и экспл. всего оборудования	8,20	6,80	+1,40	16660
9	Цеховые расходы	7,40	6,20	+1,20	15190
	Итого цеховая себестоимость	13033,9	12962,5	+71,40	12962,5
10	Общезаводские расходы	5,90	4,90	+1,00	12005
11	Прочие производственные расходы	0,90	0,70	+0,20	1715
	Итого себестоимость производства	13040,7	12968,1	+72,60	31771845
12	Внепроизводственные расходы	391,2	389	+2	953050
	Итого полная себестоимость	13431,9	13357,1	+74,60	33677945

Таблица 14.19 - Структура себестоимости продукции (годовая мощность производства 2450000 т/год)

№ п/п	Статьи калькуляции	Затраты на единицу продукции по аналогу	Затраты на единицу продукции по проекту
		В рублях	В %	В рублях	В %
1	2	3	4	5	6
1	Сырье и материалы	4992,2	37,17	4992,2	37,17
2	Реагенты	3883,6	28,91	3883,6	28,91
2.1	40% р-р МДЭА	3753,60	27,94	3753,60	28,10
2.2	Катализатор	130	0,97	130	0,98
	Итого (строки 1-2)	8875,8	66,08	8875,8	66,08
3	Топливо на тех. нужды	167,70	1,25	167,70	1,26
3.1	Газ	167,70	1,25	167,70	1,26
4	Энергия на тех. нужды	3969,5	9,55	4166	29,91
4.1	Пар	768	5,71	756	5,66
4.2	Сжатый воздух	385	2,87	385	2,88
4.3	Вода оборотная	688,50	5,13	688,50	5,15
4.4	Электроэнергия	2128	15,84	2072
5	Заработная плата основных производственных рабочих	2,90	0,02	2,50	0,02
5.1	Основная	2,40	0,02	2,10	0,01
5.2	Дополнительная	0,50	0,00	0,40	0,00
6	Начисления на заработную плату	0,90	0,00	0,80	0,00
7	Расходы на подготовку и освоение производства	1,50	0,01	1,20	0,00
8	Расходы по содержанию и экспл. всего оборудования	8,20	0,06	6,80	0,01
9	Цеховые расходы	7,40	0,05	6,20	0,05
	Итого цеховая себестоимость	13033,9	97,04	12962,5	97,04
10	Общезаводские расходы	5,90	0,04	4,90	0,04
11	Прочие производственные расходы	0,90	0,00	0,70	0,00
	Итого себестоимость производства	13040,7	97,09	12968,1	97,08
12	Внепроизводственные расходы	391,2	2,91	389	2,92
	Итого полная себестоимость	13431,9	100,00	13357,1	100,00

В таблице 13.19 представлена структура себестоимости продукции установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24/2000 до и после реконструкции. Из таблицы видно, что в результате реконструкции мощность установки увеличилась до 2450000 т/год себестоимость по предлагаемому проекту снизилась на 74,8руб/тонн. с 13431,9 до 13357,1 руб. в том числе произошло снижение затрат по статьям:

- затраты на топливо технологическое не изменились;

- заработная плата (увеличение мощности установки) снизилась на 0,4 руб.;

- начисления на заработную плату (увеличение мощности установки) снизились на 0,1 руб.;

- расходы на подготовку и освоение производства снизятся на 0,3 руб.;

- расходы по содержанию и эксплуатации оборудования снизятся на 1,4 руб.;

- цеховые расходы (увеличение мощности установки) снизятся на 1,2 руб.;

- общезаводские расходы (увеличение мощности установки) снизятся на 1,0 руб.;

- внепроизводственные расходы (увеличение мощности установки) снизятся на 2,2 руб/тонн.

Снижение себестоимости по всем статьям происходит за счет роста выпуска калькулируемой продукции. В результате чего улучшатся технико-экономические показатели, увеличатся прибыль и рентабельность.

13.4 Оценка экономической эффективности инвестиций

13.4.1 Чистый дисконтированный доход ЧДД

где: Т - горизонт расчета, количество лет эффективного функционирования

оборудования;

t - номер расчета, в качестве отрезка времени, соответствующего шагу

расчета принимается год;

R_t - результат, достигаемый на шаге t, принимается равным,

тыс. руб.;

- затраты, осуществляемые на шаге расчета t, принимаются равными,

тыс. руб.;

Е - норма дисконта, принимается равной 0,195 (Е=0,195);

К - капитальные вложения на реконструкцию;

тыс. руб.,

тыс. руб.

13.4.2 Срок окупаемости

Срок окупаемости - минимальный временной интервал (номер шага расчета- t), за пределами которого значение ЧДД становится и в дальнейшем является не отрицательным. По графику срок окупаемости составляет 0,3 года (4 месяцев).

Рисунок 13.1 - График определения срока окупаемости

13.4.3 Индекс доходности (ИД)

тыс.руб.

> 1, следовательно, проект следует осуществлять.

ИД инвестируемого проекта является эффективным, так как ИД > 1.

13.4.4 Внутренняя норма доходности (ВНД)

ВНД - это такая ставка дисконтирования, при которой ЧДД=0. ЧДД рассчитывается при разных ставках дисконтирования до отрицательно результата и на основе этих данных строится график.

Точка пересечения графика с осью абсцисс (ставка дисконтирования в долях) и будет являться ВНД.

1) Е = 0

ЧДД =тыс. руб. =3,791 млн. руб.

2) Е = 0,1

1379483 тыс. руб. = 1379,483 млн. руб.

3) Е = 0,195 ЧДД = 1093323 тыс. руб. = 1093,323млн. руб.

4) Е = 0,3

870803,4 тыс. руб. = 904,9 млн. руб.

5) Е = 0,5

600561,2 тыс. руб. = 604,9 млн. руб.

6) Е=0,7 437657,4

тыс. руб. = 429,5 млн. руб.

7) Е = 0,9

330328,7

тыс. руб. = 317,2 млн. руб.

8) Е = 1,1

254902,3тыс. руб. = 240,2 млн. руб.

9) Е = 1,3

199275,6тыс. руб. = 184,6 млн. руб.

10) Е = 1,5

156701,1 тыс. руб. = 142,7 млн. руб.

11) Е = 1,7

123150тыс. руб. = 110,2 млн. руб.

12) Е = 1,9

96080,1тыс. руб. = 84,3 млн. руб.

13) Е = 2,1

73812,8тыс. руб. = 63,2 млн. руб.

14) Е = 2,3

55198,0тыс. руб. = 45,7 млн. руб.

15) Е = 2,5

39422,1тыс. руб. = 30,9 млн. руб.

16) Е = 2,7

25894,3тыс. руб. = 18,2 млн. руб.

17) Е = 2,9

14175,33тыс. руб. = 7,3 млн. руб.

18) Е = 3,1

3932,4

18) Е = 3,3

-5091,3

ВНД составляет 3,19 в долях, или 319%. ВНД > 1, проведение реконструкции целесообразно.

Рисунок 13.2 - График определения внутренней нормы доходности

13.5 Расчет основных технико-экономических показателей эффективности проведения проектируемых мероприятий

Все расчеты ведем параллельно по аналогу и по проекту.

13.5.1 Определяем прибыль от реализации товарной продукции по аналогу и по проекту , тыс. руб., по формулам

где: - оптовая цена единицы продукции, руб/тонн., (принимаем 17,8 тыс. руб/тонн);

- полная себестоимость единицы продукции по аналогу и по

проекту, руб.;

В, В- выпуск продукции за год по аналогу и по проекту, тонн;

тыс. руб.,

тыс. руб.

13.5.2 Определяем выручку от реализации товарной продукции по аналогу и по проекту , тыс. руб., по формулам

тыс.руб.,

тыс.руб.

13.5.3 Рассчитываем рентабельность продукции , в %, по формулам

% , %,

где: - балансовая прибыль по аналогу и по проекту условно принимаем равной прибыли от реализации ;

13.5.4 Определяем фондоотдачу по аналогу и по проекту руб./руб.

где ОФ - стоимость приобретения и монтажа оборудования, тыс. руб.

руб./ руб.,

руб./ руб.

13.5.5 Результаты расчетов приводятся в таблице 13.20.

Таблица 14.20 - Сравнительная таблица технико-экономических показателей

№ п/п	Наименование показателя	Единицы измерения	Проект	Аналог	Отклонение
1 1.1 1.2	Годовой выпуск продукции: в натуральном исчислении в стоимостном исчислении	тыс. тонн тыс. руб.	2398,174 32032649,9	2349,232 31554649,3	48,942 478000,6
2	Капитальные вложения	тыс. руб	140470,7
3	Себестоимость единицы продукции	руб./тонн	13357,1	13431,9	74,8
4	Численность основных производственных рабочих	чел.	28	28	0
5	Годовой фонд оплаты труда основных рабочих	тыс. руб.	8226,821	8226,821	0
6	Стоимость основных производственных фондов	тыс. руб.	54373,18	50073,18	4300,00
7	Уровень рентабельности	%	33,26	32,52	0,74
8	Фондоотдача	руб./руб.	303,9	297,7	6,6
9	Годовой объем прибыли	тыс руб.	10654847,3	10261680,3	393167
10	ЧДД	тыс. руб.	1048396
11	Срок окупаемости	лет	0,4
12	Индекс доходности		8,46
13	ВНД	%	319

В результате проведенной реконструкции годовой выпуск продукции в натуральном исчислении увеличился на 48942 тыс. тонн, в стоимостном исчислении на 478000,6 тыс. руб. Капитальные затраты на реконструкцию составляют 140470,70 тыс. руб.

В итоге полная себестоимость единицы продукции снизилась на 75 руб.; эффективность работы предприятия повышается также за счёт увеличения уровня рентабельности до 33,26 %;фондоотдача увеличилась на 6,6 руб/руб. При этом чистый дисконтированный доход составляет 1048396 млн. руб., что позволяет окупить затраты на реконструкцию в течение 5 месяцев.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Проект посвящен реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива с увеличением производительности до 24500000 тонн в год по перерабатываемому сырью.

В проекте описаны физико-химические закономерности процесса, приведены требования к сырью и готовой продукции, выполнены необходимые технологические расчеты реакционного узла и механический расчет основных конструктивных элементов реактора; приведены рекомендации по выбору конструкционных материалов и тепловой изоляции; осуществлен подбор вспомогательного оборудования; предложены средства автоматизации производственного процесса; разработаны мероприятия по безопасности и экологичности проекта.

Расчеты показали, что увеличение производительности на 50000 тонн возможно при замене кожухотрубчатых сырьевых теплообменников на теплообменники с большей поверхностью теплообмена. Реактора в замене не нуждаются. Вспомогательное оборудование по мимо теплообменника не требует замены и сможет обеспечить работу установки с увеличенной нагрузкой. Принятые в проекте технические решения позволяют снизить себестоимость продукции и повысит прибыль от реализации продукции на 478000,6 тыс. руб. в год.

Срок окупаемости проекта - 5 месяца.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Дытнерский Ю.И. Основные процессы и аппараты химической технологии. Пособие по проектированию / Г.С. Борисов, В.П. Брыков, Ю.И. Дытнерский и др. Под ред. Дытнерского Ю.И., 2-е изд., перераб. и дополн. - М.: - Химия, 1991. - 496 с.

2. Кузнецов, А.А. Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности / А.А. Кузнецов, С.М. Кагерманов, Е.Н. Судаков. - Л.: Химия, 1974. - 336 с.

3. Дубовкин Н.Ф. Справочник по теплофизическим свойствам углеводородных топлив и их продуктам сгорания / Дубровкин Н.Ф. - М. - Л.: Росэнергоиздат, 1962. - 288с.

4. Павлов, К.Ф. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химических технологии / К.Ф. Павлов, П.Г. Романков, А.А. Носков. - Л.: Химия, 1987. - 576 с.

5. Материалы преддипломной практики.

6. Лащинский, А.А. Конструирование сварных химических аппаратов: справочник / А.А. Лащинский. - Л.: Машиностроение, 1981. - 382 с.

9. ГОСТ 12.0.003-74. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация.

10. Р 2.2.2006-05. Руководство по гигиенической оценке факторов рабочей среды и трудового процесса. Критерии и классификация условий труда.

13. Лазарев Н.В. Вредные вещества в промышленности. Т. 1-3/ Н.В. Лазарев. - Л.: Химия, 1976 г.

14. Вредные химические вещества. Углеводороды, галогенпроизводные углеводородов: справ./Под ред.В.И. Филова. - Л.: Химия, 1990 г.

15. Правила обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты (утв. постановлением Минтруда РФ от 18 декабря 1998 г. N 51).

16. Охрана труда в химической промышленности/ Под ред. Г.В. Макарова.

17. СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 (новая редакция). Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов.

18. ГОСТ 12.1.007-76. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.

19. Эльтерман. В.М. Вентиляция химических производств/В.М. Эльтерман. - М.: Химия, 1971 г.

20. ПБ 09-540-03. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

21. СНиП 41-01-2003. Отопление, вентиляция и кондиционирование.

23. СанПиН 2.2.4.548-96. Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений.

24. ГОСТ 12.1.003-83 (1999). Шум. Общие требования безопасности.

25. ГОСТ 12.1.012-90 (2001). Вибрационная безопасность. Общие требования.

26. СНиП 23-05-95 (2003). Естественное и искусственное освещение.

27. ПУЭ. Правила устройства электроустановок. Издание седьмое. Утверждены Приказом Минэнерго России от 08.07.2002 № 204

28. Пикман. И.Я. Электрическое освещение взрывоопасных и пожароопасных зон/ И.Я. Пикман. - м.: Энергоатом из дат, 1978 г.

29. Справочная книга для проектирования электрического освещения: сирав./Под ред. Г.М. Кнорринга. - Д.: Энергия, 1976 г.

30. Методические указания по выполнению расчетной части раздела «Охрана труда» в дипломных проектах: метод. Указания для студентов всех специальностей. В 2-х ч. 4.1 / В.П. Платонов, М.В. Осин, В.И. Миндрин и др. / ГПИ. - Горький, 1983. - 55с.

31. СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03. Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы.

32. СанПиН 2.2.4.1191-03. Электромагнитные поля в производственных условиях

ГОСТ 12.1.019-79 (2001). Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.

33. Статическое электричество в химической промышленности / Под ред. Сажи на Б.И.-Л.: Энергия, 1977.

34. Правила защиты от статического электричества в производствах химической, нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности. - М.: Химия, 1973 г.

35. СО 153-34.21.122-2003 Инструкция по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений и промышленных коммуникаций.

40. СНиП 31-03-2001. Производственные здания.

43. НПБ 105-03. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности.

44. Федеральный закон от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».

45. ГОСТ Р 51330.0-99. Электрооборудование взрывозащищенное.

46. СНиП 21-01-97 (1999 с изменен. №2 от 2002). Пожарная безопасность зданий и сооружений.

47. НПБ 88-2001. Установки пожаротушения и сигнализации. Нормы и правила проектирования.

48. Баратов. А.Н. Пожаротушение на предприятиях химической и нефтехимической промышленности. / А.Н. Баратов, Е.Н. Иванов. - М.: Химия, 1979 г.

49. Пожаро-, взрывоопасность веществ и материалов и средства их тушения: справ. / Под ред. А.Н. Баратов, А.Я. Корольченко. Т.1, 2 - М.: Химия, 1990.

50. ГН 2.2.5.2241-07 'Предельно допустимые концентрации (ПДК) вредных веществ в воздухе рабочей зоны', дополнение N 3 к ГН 2.2.5.1313-03 (приложение).

51. ГН 2.1.5.1315-03. Предельно допустимые концентрации (ПДК) химических веществ в воде водных объектов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водопользования. Гигиенические нормативы.

52. Гражданская оборона / В.Г. Атаманюк, Л.Г. Ширшев. Н.И.Акимов. -М.: Высш. шк„ 1986 г.

53. СП 11-107-98. Порядок разработки и состав раздела «Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций» проектов строительства.

54. Альперт Л.З. Основы проектирования химических установок. / Альперт Л.З., Минаев Г.А., Петров А.М. - М.: Высш. Школа, 1976. - 272 с.