Пожарная безопасность установки первичной перегонки нефти. Станция перегонки нефти


Установка первичной перегонки нефти и способ первичной перегонки нефти

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, конкретно к переработке нефти на установках AT, ABT с двухколонной схемой при атмосферном давлении и стабилизацией бензина. Изобрететние касается становки первичной перегонки нефти, содержащая отбензинивающую, основную и стабилизационную ректификационные колонны, верх каждой из которых подключен к соответствующему блоку конденсации в виде конденсатора-холодильника и рефлюксной емкости в качестве сепаратора. Установка дополнительно снабжена блоком улавливания низкокипящих компонентов бензина в виде последовательно подключенных компрессора, конденсатора-холодильника и сепаратора в виде сборной емкости, при этом блок конденсации отбензинивающей колонны подключен к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина, сборная емкость которого снабжена газовым и жидкостным отводами для вывода под давлением газовой и жидкой фаз в виде, соответственно, неконденсирующихся газов и жидких углеводородов. Изобретение также касается способа первичной перегонки нефти. Технический результат - снижение энергозатрат на перегонку нефти, повышение отбора светлых нефтепродуктов и улучшение четкости их разделения. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, конкретно к переработке нефти на установках AT, ABT с двухколонной схемой при атмосферном давлении и стабилизацией бензина.

Известен способ получения нефтяных фракций, реализованный посредством двухколонной установки первичной перегонки нефти, см. SU №1147734, М. кл. C10G 7/00, 1982 г.

Согласно этому аналогу исходную нефть нагревают и сепарируют, при этом полученные паровую и жидкую фазы подают, соответственно, под первую тарелку и на тарелку питания отбензинивающей колонны (К-1). Причем перегонку нефти в К-1 ведут при давлении, составляющем 0,5-1,0 ата с охлаждением и конденсацией верхнего продукта К-1 путем прямого смешения его в струйном эжекторе с циркулирующей в замкнутом холодильном контуре азеотропной смесью верхнего продукта К-1 и аммиачной воды с последующей подачей полученной при смешении смеси на конденсацию и охлаждение верхнего продукта основной колонны (К-2) путем косвенного теплообмена. Это, по мнению авторов, позволяет снизить капитальные и энергетические затраты при первичной перегонке нефти.

Этому аналогу присущи следующие недостатки.

- Использование эжектора в качестве средства для отсасывания паров с верха К-1 и поддержания в этой колонне необходимого давления приводит к высоким энергетическим затратам на фракционирование нефти.

- Необходимость в громоздких холодильных агрегатах и использования азеотропной смеси аммиачной воды с бензином, что обусловлено применением очень низких температур для конденсации продукта с верха К-1. Аммиачная вода в качестве реагента не применяется из-за образования солей аммония, забивающих ректификационные тарелки и конденсаторы-холодильники.

- При работе установки создаются условия, способствующие повышению потерь легкокипящих бензиновых углеводородов с технологическим газом. Например, избыточное давление в трехфазном сепараторе составляет всего 0-1,0 ати, что способствует повышенному «уносу» бензиновых фракций с газом и недостаточно для подачи газа в топливную сеть завода (при утилизации газа).

- Высокая степень вероятности возникновения аварийных ситуаций из-за резкого подъема давления в колоннах К-1 и К-2 при внезапном отключении электроэнергии.

Наиболее близким аналогом, выбранным в качестве прототипа предложенного изобретения, является установка для первичной перегонки нефти, содержащая колонны отбензинивающую (К-1), основную (К-2) и стабилизатор (К-3). Посредством этой установки реализован способ первичной перегонки нефти, включающий подачу нагретой нефти в К-1, с верха которой выводят нестабильный бензин, часть которого используют в качестве острого орошения этой колонны. Отбензиненную нефть, являющуюся кубовым продуктом К-1, нагревают в соответствующей печи и подают в качестве питания в К-2, в которой осуществляется окончательный отбор бензина, который (совместно с бензином из К-1) направляется в стабилизационную колонну, а также отбор керосиновой и дизельной фракций. Кубовым продуктом К-2 является мазут, см. журнал «Нефтепереработка и нефтехимия», №12, 1979, с.3-4.

Недостатком этого аналога является низкая эффективность разделения нефти в К-1, что обусловлено необходимостью поддержания в этой колонне и в ее емкости орошения относительно высокого давления, составляющего 3,5-4,5 ата. При таком давлении потери жидких углеводородов минимальны и обеспечивается возможность подачи технологического газа (при его утилизации) в топливную систему (без дополнительного компримирования) нефтеперерабатывающего завода. Однако относительно высокое давление в К-1 снижает испаряемость перерабатываемой нефти и приводит к снижению доли отгона сырья. Для компенсации этого эффекта в куб К-1 подают "горячую струю" с температурой, составляющей 360-370°С, что приводит к большим энергозатратам (до 135 МДж/1 т сырья). Также велики потери легких углеводородов с паровой фазой, отходящих из емкости орошения стабилизатора, а также необходимость поддержания высокого давления (до 8,0-10,0 атм) в колонне К-3, что не только снижает эффективность разделения с соответствующим повышением энергетических затрат, но и способствует разложению меркаптанов (содержащихся в бензине) с образованием сероводорода, что обусловлено относительно высоким давлением и высокой температурой низа колонны К-3.

Задачей, на решение которой направлено предложенное изобретение, является снижение энергозатрат на перегонку нефти, повышение отбора светлых нефтепродуктов и улучшение четкости их разделения.

Решение указанной задачи обеспечено тем, что установка первичной перегонки нефти, содержащая отбензинивающую, основную и стабилизационную ректификационные колонны, верх каждой из которых подключен к соответствующему блоку конденсации в виде конденсатора-холодильника и рефлюксной емкости в качестве сепаратора, согласно изобретению, установка дополнительно снабжена блоком улавливания низкокипящих компонентов бензина в виде последовательно подключенных компрессора, конденсатора-холодильника и сепаратора в виде сборной емкости, при этом блок конденсации отбензинивающей колонны подключен к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина, сборная емкость которого снабжена газовым и жидкостным отводами для вывода под давлением газовой и жидкой фаз в виде, соответственно, неконденсирующихся газов и жидких углеводородов. В предпочтительных вариантах выполнения к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина может быть также подключен или блок конденсации основной колоны, или блоки конденсации основной и стабилизационной колонн.

Решение указанной задачи обеспечено также тем, что исходную нефть нагревают и подают в отбензинивающую ректификационную колонну, из блока конденсации которой верхним продуктом отводят жидкую фракцию нестабильного бензина, а в качестве нижнего продукта отводят отбензиненную нефть, которую подогревают и подают на перегонку в основную ректификационную колонну, из блока конденсации которой отводят в качестве верхнего продукта нестабильный бензин, а также с отводом из этой колонны боковых и нижнего продуктов в виде целевых фракций, подачей верхних продуктов обеих колонн в стабилизационную ректификационную колонну, при этом перегонку нефти осуществляют при избыточном давлении на верху отбензинивающей и основной колонн, составляющем 0,3-1,0 ати и избыточном давлении наверху колонны стабилизации, составляющем 4,0-8,0 ати, при этом для улавливания низкокипящих компонентов бензина из паровой фазы при частичной конденсации парогазовых смесей в блоках конденсации упомянутых колонн, смесь несконденсированных в этих блоках парогазовых смесей компримируют в блоке улавливания низкокипящих компонентов бензина до избыточного давления, составляющего 7,0-11,0 ати с последующим охлаждением и конденсацией паров, причем из этого блока отводят под давлением продуктовую фракцию в виде конденсата низкокипящих компонентов бензина и газовую фазу в виде осушенных неконденсирующихся газов. Предпочтительно, чтобы парогазовые смеси, отходящие из блоков конденсации ректификационных колонн, дросселировались для выравнивания их давлений перед подачей в блок улавливания низкокипящих компонентов бензина.

Техническим результатом от промышленного использования предложенного изобретения является повышение выхода наиболее ценных - "светлых" нефтепродуктов и снижение энергозатрат на их получение. Вследствие более полного отбензинивания нефти в колонне К-1 улучшаются условия разделения нефтепродуктов в основной колонне К-2, в которой резко снижается возможность возникновения «балластного эффекта» для укрепляющих секций дизтоплива и керосина. За счет улавливания низкокипящих компонентов бензина исключается их унос с неконденсируемыми газами, причем из этих паров на ГФУ (газофракционирующей установке) выделяют пропан-бутановую фракцию, а также фракцию C5+-низкокипящих компонентов бензина. При этом неконденсируемые газы, за счет их компримирования, имеют достаточное давление для их подачи, например, в топливную систему нефтеперерабатывающего завода. Вследствие повышения четкости разделения обеспечивается повышение пропускной способности колонны-стабилизатора бензина со снижением энергозатрат на работу этой колонны.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 показана схема предложенной установки; на фиг.2 показана схема стабилизирующей колонны.

Предложенный способ пояснен ниже, при описании работы установки.

Установка для первичной перегонки нефти содержит колонну 1 (К-1) предварительного разделения (отбензинивания) и основную ректификационную колонну 2 (К-2). Колонна К-1 подключена через нагреватель 3 к магистрали 4 - подачи нефтяного сырья. Верх колонны К-1 посредством линии 5 подключен к блоку конденсации этой колонны, состоящему из конденсатора-холодильника 6, подключенного к рефлюксной емкости 7 (Е-1), выполненной в виде сепаратора и снабженной выходными линиями 8 и 9. Линия 9 посредством линии 10а подключена к верхней части К-1 и к линии 106 (линии отвода бензина). Низ колонны К-1 по линии 11 подключен через печь 12 к питательной части колонны К-2. Верх колонны К-2 посредством линии 13 подключен к блоку конденсации этой колонны, состоящему из конденсатора-холодильника 14, подключенного к рефлюксной емкости 15 (Е-2), которая посредством линии 16 подключена к верху колонны 2 (К-2). Рефлюксная емкость 15 снабжена также линией 17 для отвода жидкой фазы (бензина К-2) и линией 18 - отвода парогазовой фазы. Кроме того, колонна К-2 снабжена боковыми погонами 19 и 20 для отвода топливных фракций (керосина и дизельного топлива) и линией 21 для отвода кубового продукта (мазута). Линии 8 и 18, являющиеся линиями отвода парогазовых смесей из рефлюксных емкостей соответственно 7 и 15, подключены по линии 22б к входу компрессора 23, который является частью блока улавливания низкокипящих компонентов бензина. Кроме компрессора 23, этот блок также содержит последовательно подключенные к выходной линии 24 компрессора 23, конденсатор-холодильник 25 и сепаратор в виде сборной емкости 26, снабженной газовым и жидкостным отводами, соответственно 27 и 28, для вывода под давлением газовой и жидкой фаз в виде соответственно неконденсирующихся газов и жидких углеводородов. Нижняя часть колонны К-2 подключена к линии 29, предназначенной для подачи водяного пара в эту колонну. На линиях 8 и 18 установлены дроссельные вентили соответственно 30б и 30а для выравнивания (в случае необходимости) давлений парогазовых смесей в выходных частях этих магистралей. Линии 106 и 17 подключены к линии 31, являющейся линией подачи бензина в стабилизационную колонну 32 (К-3, см. фиг.2), которая снабжена линией 33 для отвода стабильного бензина с низа этой колонны.

Верх колонны 32 подключен по линии 316 к конденсатору-холодильнику 34, который подключен к рефлюксной емкости 35 (Е-3), снабженной линией 36 для отвода парогазовой смеси. Линия 36 снабжена дроссельным вентилем 37, предназначенным (так же, как и дроссельные вентили 30а и 30б) для выравнивания давления парогазовой смеси (относительно линий 8, 18) и подключена к линии 22б. Для улучшения условий работы компрессора 23 линия 22б может быть подключена к линиям 8, 18, 36 через аккумулирующую емкость 22а, при этом проходное сечение линии 22б подбирается из условия минимального гидравлического сопротивления.

Работа предложенной установки осуществляется следующим образом.

Предварительно обессоленная нефть подается по линии 4 через нагреватель 3 в колонну К-1. Кубовый продукт этой колонны - частично отбензиненная нефть с температурой до 220°С используется в качестве питания основной ректификационной колонны К-2 и подается в эту колонну после предварительного нагрева в печи 12 до температуры 350-370°С. В процессе ректификации образующаяся парогазовая смесь с верха колонны К-1 отсасывается в блок конденсации этой колонны, где она охлаждается и частично конденсируется в конденсаторе-холодильнике 6 и в виде газожидкостной смеси с температурой 40-45°С поступает в рефлюксную емкость Е-1, где происходит разделение газовой и жидкой фаз. Конденсат углеводородов в качестве острого орошения подается по линии 10а на верхнюю тарелку колонны К-1, при этом ее балансовое количество выводится (в смеси с бензином из колонны К-2) по линии 31 в колонну-стабилизатор 32 для стабилизации бензина. В колонне К-2 отбензиненная нефть разделяется на топливные фракции (бензин, керосин, дизельное топливо), которые выводятся боковыми погонами 19, 20 (бензин отводится из рефлюксной емкости 15 по линии 17). В низ колонны К-2 по линии 29 подают водяной пар для отпарки легких фракций. Кубовым продуктом колонны К-2 является мазут, который отводится по линии 21. Острое орошение верха колонны К-2 осуществляется аналогично колонне К-1, т.е. парогазовая смесь с верха К-2 охлаждается и частично конденсируется в блоке конденсации этой колонны. Часть конденсата в виде бензина отводится из рефлюксной емкости 15 по линии 16 и подается на верхнюю тарелку колонны К-2 в качестве острого орошения. Другая (балансовая) часть конденсата отводится по линии 17, смешивается с бензином, поступающим из колонны К-1, и подается по линии 31 в колонну-стабилизатор 32. Парогазовые смеси, несконденсированные в блоках конденсации колонн К-1, К-2 и К-3 отводятся по линиям 8, 18, 36 из парогазовых пространств соответствующих рефлюксных емкостей 7, 15, 35 этих блоков и поступают в линию 22б, где они смешиваются. При необходимости давление парогазовых потоков на выходе линий 8, 18, 36, перед их смешением в линии 22б, выравнивается за счет дроссельных вентилей соответственно 30б, 30а и 37. Смесь парогазовых потоков, поступившая под относительно небольшим избыточным давлением в линию 22б, засасывается из этой линии компрессором 23, компримируется до давления, составляющего 7,0-11,0 ати, и подается на охлаждение в конденсатор - холодильник 25, где охлаждается от температуры 100-120°С до температуры, составляющей 40-45°С, и поступает в сборную емкость 26 (сепаратор), где эта смесь окончательно разделяется на газовую и жидкую фазы. Вышеуказанное сочетание давления и температуры в сборной емкости 26 обеспечивает создание таких условий, при которых в газовой фазе практически отсутствуют углеводороды . При этом несконденсированные (в данных условиях) газы C1-С3 имеют давление, достаточное для их подачи (без дополнительного компримирования) в топливную сеть нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), а углеводородный конденсат С4-С6 может быть полезно использован, например, в качестве компонента сырья газофракционирующей установки (не показана). Указанный диапазон значений давления компримирования охватывает область давлений, необходимых как для подачи газа из емкости 26 в топливную систему НПЗ, так и для обеспечения диапазона давлений компримирования газов из емкостей Е-1 (7), Е-2 (15) и Е-3 (35) при оптимальных условиях, описанных выше.

Избыточное давление наверху колонн К-1 и К-2 составляет 0.3-1.0 ати, а в колонне К-3 - 4,0-8,0 ати. Диапазоны давлений в колоннах К-1, К-2 и К-3 являются оптимальными, т.к. при меньшем, чем указано, давлении в К-1 и К-2 необходимо применение соответствующих средств для создания вакуума (с усложнением конструкции и соответствующим повышением энергозатрат), а при больших, чем указано, давлениях, снижается эффективность работы установки. Следует отметить, что в предложенном изобретении понижение давления при конденсации газопаровых смесей в соответствующих блоках конденсации колонн К-1, К-2 и К-3 используется для создания движущей силы, необходимой для отвода паров с верха этих колонн, с поддержанием постоянства этой силы за счет необходимого отвода на компримирование несконденсированных (в соответствующих блоках конденсации) парогазовых смесей. Вследствие того, что первичная перегонка нефти осуществляется в двух атмосферных колоннах К-1 и К-2 при относительно низком давлении в этих колоннах, повышается испаряемость перерабатываемой нефти, что позволяет исключить в колонне К-1 необходимость в "горячей струе" (с исключением печи и энергозатрат на нагрев «струи»). Снижение давления в колонне стабилизаторе (К-3) также позволяет снизить энергозатраты, а подключение газопарового пространства емкости орошения этой колонны к блоку компримирования позволяет избежать потерь ценных низкокипящих углеводородов со сдувкой из емкости орошения этой колонны.

Сравнение предложенного изобретения с прототипом проводили путем математического моделирования с использованием программы PRO-II. Результаты сравнения приведены в таблицах 1-3, при этом сравнивалось одно и то же основное оборудование, включая число теоретических тарелок, тарелок вывода и ввода потоков, нагрузки на циркуляционные орошения, расход водяного пара. Вывод керосина и дизельного топлива из основной колонны осуществлялся по схеме, типичной для известных установок. Отличие заключается в том, что абсолютное давление в известной установке на верху отбензинивающей колонны составляло 4,5 ата, а на верху основной атмосферной колонны составляло 2,2 ата.

Как следует из таб.1-3, относительно низкое давление в колонне К-1 приводит к существенному увеличению эффективности разделения с увеличением доли отгона сырья и с достижением более высокого отбора бензина. За счет уменьшения доли легких углеводородов в кубовом продукте колонны К-1 улучшаются условия разделения отбензиненной нефти в основной колонне К-2, в частности, в этой колонне снижается давление, что способствует большей эффективности и четкости разделения. Также увеличивается пропускная способность колонны К-3 - стабилизатора бензина и снижается количество тепла, подводимого в куб этой колонны. Кроме того, за счет улавливания и конденсации паров низкокипящих компонентов бензина и снижения расхода топлива снижается нагрузка на окружающую среду и повышается отбор ценных продуктов. В частности, на ГФУ из конденсата низкокипящих компонентов бензина возможно выделение высокооктанового компонента бензина - изопентана. В целом, указанные преимущества заявленного изобретения обеспечивают снижение энергозатрат на перегонку нефти при более глубоком отборе целевых фракций.

Таблица 1
Основные режимные параметры ректификационных колонн установки AT (ABT)
Показатели Прототип Аналог Предложенное изобретение
Вариант 1 Вариант 2 Вариант 1 Вариант 2
Колонна К-1
Производительность установки, т/ч 237,5
Давление, ата 4,5 1,0 0,5 2,0 1,3
Температура ввода сырья, °С 233 210 210 224 222
Температура верха, °С 128 110 115 124 117
Температура низа, °С 253 179 159 222 216
Доля отгона нефти в К-1, мас.% 14 24 28,9 23,6 25
Нагрузка на конденсатор, Гккал/ч 5,2 - - 6,8 7,4
Нагрузка на кипятильник (печь) Гккал/ч 3,75 - - - 1
Расчетный диаметр колонны, м 1,8 3,0 4,0 2,2 2,4
Количество эжектируемой (или компримируемой) газопаровой смеси, т/ч - 32,3 32,3 2,6 6,3
Расход энергии на компримирование парогазовой смеси из Е-1 (или эжекцию в аналоге), квт-ч 200,0 250,0 60,0 146,0
Колонна К-2
Давление, ата 2,2 1,5 1,5 1,3 1,3
Температура ввода сырья, °С 360 360 360 360 360
"емпература верха, °С 158 154 158 135 132
Температура низа, °С 348 345,7 345,6 344 344
Расход водяного пара, т/ч 2,0
Доля отгона сырья К-2, мас.% 39 41 40 37 34,2
Нагрузка на конденсатор, Гккал/ч 7,86 6,7 6,6 6,2 5.2
Нагрузка на печь нагрева отбензиненной нефти, Гккал/ч 19,52 28,6 26,1 21,5 21,7
Расчетный диаметр колонны, м 2,6 2,8 2,6 2,6 2,6
Колонна К-3 (стабилизатор бензина)
Давление, ата 8,3 8,3 8,3 6,3 6,3
Температура ввода сырья, °С 125 125 125 132 143
Температура верха, °С 60 62 62 67 65
Температура низа, °С 171 172 173 160 163
Нагрузка на конденсатор, Гккал/ч 2,1 1,1 1,1 1,0 0,8
Нагрузка на кипятильник, Гккал/ч 2,5 2,1 2,1 1,35 1,0
Расчетный диаметр колонны, м 1,4 1,4 1,4 1,2 1,0
Таблица 2
Сравнительный товарный баланс, т/ч
Показатели Прототип Аналог Предложенный
Вариант 1 Вариант 2 Вариант 1 Вариант 2
Производительность 237,5 237,5 237,5 237,5 237,5
Парогазовая смесь, уходящая с установки в топливную сеть НПЗ, в том числе: 2,9 3,3 3,3 1,15 0,5
из Е-1 0,25 - - - -
из Е-2 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05
из Е-3 2,6 3,25 3,25 1,0 0,35
Газ из сепаратора (26) после компрессии - - - 0,1 0,1
Пропан-бутановая фракция 1.4 0,8 0,8 3,1 3,8
Стабильный бензин 37,0 37,1 37,0 37,0 37,1
Керосин 15,7 15,7 15,7 15,75 15,7
Цизельное топливо 52,5 53,5 53,5 55,4 55,4
Мазут 128,0 126,6 126,6 125,1 125,0
Таблица 3
Сравнительные показатели работы установок
Показатели Прототип Аналог Предложенный
Вариант 1 Вариант 2 Вариант 1 Вариант 2
Отбор моторных топлив, т/час/мас.% от нефти 106,6/44,9 107,6/45,3 107,5/45,3 111,2/46,8 111,9/47,1
Суммарная нагрузка на кипятильники и печи колонн К-1, 2, 3, Гкал/час 25,73 30.7 28,2 22,9 22,7

1. Установка первичной перегонки нефти, содержащая отбензинивающую, основную и стабилизационную ректификационные колонны, верх каждой из которых подключен к соответствующему блоку конденсации в виде конденсатора-холодильника и рефлюксной емкости в качестве сепаратора, отличающаяся тем, что установка дополнительно снабжена блоком улавливания низкокипящих компонентов бензина в виде последовательно подключенных компрессора, конденсатора-холодильника и сепаратора в виде сборной емкости, при этом блок конденсации отбензинивающей колонны подключен к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина, сборная емкость которого снабжена газовым и жидкостным отводами для вывода под давлением газовой и жидкой фаз в виде соответственно неконденсирующихся газов и жидких углеводородов.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина дополнительно подключен блок конденсации основной колоны.

3. Установка по п.1, отличающаяся тем, что к блоку улавливания низкокипящих компонентов бензина дополнительно подключены блоки конденсации основной и стабилизационной колонн.

4. Способ первичной перегонки нефти в установке по любому из пп.1-3, характеризующийся тем, что исходную нефть нагревают и подают в отбензинивающую ректификационную колонну, из блока конденсации которой верхним продуктом отводят жидкую фракцию нестабильного бензина, а в качестве нижнего продукта отводят отбензиненную нефть, которую подогревают и подают на перегонку в основную ректификационную колонну, из блока конденсации которой отводят в качестве верхнего продукта нестабильный бензин, а также с отводом из этой колонны боковых и нижнего продуктов в виде целевых фракций, подачей верхних продуктов обеих колонн в стабилизационную ректификационную колонну, при этом перегонку нефти осуществляют при избыточном давлении наверху отбензинивающей и основной колонн, составляющем 0,3-1,0 ати и избыточном давлении наверху колонны стабилизации, составляющем 4,0-8,0 ати, при этом для улавливания низкокипящих компонентов бензина при частичной конденсации парогазовых смесей в блоках конденсации упомянутых колонн смесь несконденсированных в этих блоках паров компримируют в блоке улавливания низкокипящих компонентов бензина до избыточного давления, составляющего 7,0-11,0 ати с последующим охлаждением и конденсацией паров, причем из этого блока отводят под давлением продуктовую фракцию в виде конденсата низкокипящих компонентов бензина и газовую фазу в виде осушенных неконденсирующихся газов.

5. Способ по п.4, отличающийся тем, что парогазовые смеси, отходящие из блоков конденсации ректификационных колонн, дросселируют для выравнивания их давлений перед подачей в блок улавливания низкокипящих компонентов бензина.

www.findpatent.ru

Пожарная безопасность установки первичной перегонки нефти

Министерство Российской Федерации по делам

гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий

Уральский институт Государственной противопожарной службыКафедра: Пожарной профилактики

Предмет: Пожарная безопасность технологических процессов.

Курсовой проект

Тема: «Пожарная безопасность установки первичной перегонки нефти (помещение насосной станции сырьевых насосов)»

                                                     Вариант № 044

                                                                                                                                             Выполнил: слушатель 5-го курса                   

                                                              

Екатеринбург

2007

Содержание:

         Введение.

1.     Краткое описание технологического процесса

2.     Анализ пожаровзрывоопасных свойств веществ обращающихся в производстве

3.     Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппарата при их нормальной работе

4.     Пожаровзрывоопасность аппаратов, при эксплуатации которых возможен выход горючих веществ наружу без повреждения их конструкций

5.     Анализ причин повреждения аппаратов и трубопроводов, разработка необходимых средств защиты

6.     Анализ возможности появления характерных технологических источников зажигания

7.     Возможные пути распространения пожара

8.     Расчет категории производственного помещения по взрывоопасной и пожарной опасности

9.     Пожарно-профилактические мероприятия. Вопросы экологии.

10. Выводы.

11. Литература

                                                               Введение

Огромное влияние на экономику нашей страны оказывает нефтяная индустрия. Роль нефти и продуктов ее переработки для народного хозяйства чрезвычайно велика. Из нефти получают бензин, керосин, реактивные дизельные  и котельные топлива, сжиженные газы и сырье для химических производств. Без продуктов переработки нефти немыслимы работа энергетики, транспорта, строительство зданий и дорог, производство резины и многих химических продуктов. Поэтому важнейшие полезные ископаемые – нефть и газ требуют к себе самого бережного отношения.

За последние годы произошли крупные изменения в технологии переработки нефти. Появилось новое, более совершенное и высоко производительное обору­дование. Все более широко вводятся в технологию каталитические процессы с глубокими химическими превращениями сырья. Возрастают мощности единичных производственных агрегатов. Широко используется комбинирование техно­логических процессов в одной установке, что значительно увеличивает пожаров­зрывоопасность технологических процессов.

Оценка пожаровзрывоопасности производственных объектов необходима для решения вопросов их безопасности и приведения в соответствие с фактическим и требуемым уровнями взрывопожарной безопасности с целью снижения пожаров и приносимого ими ущерба. Для профилактики аварийных ситуаций необходимо прогнозирование, позволяющее выявить места возможных аварий на объекте и разработать мероприятия по снижению негативных последствий.

Верный выбор категории взрывоопасности позволяет установить оптимальные соотношения между безопасностью производства и размером капитальных затрат на его проектирование и дальнейшую эксплуатацию.

Таким образом, в соответствии с категорией взрывоопасности, определяются нормативные противопожарные и технологические требования к аппаратурному снабжению, системам контроля, управления и автоматической противоаварийной защиты и т.д.

Поэтому правильность выбора категории взрывоопасности технологических объектов является одним из основных вопросов решаемых государственными надзорными органами и администрацией объекта и влияет на качество предлагае­мых мероприятий по всем направлениям профилактической работы на предприятии.

Тем самым, целью данного курсового проекта является анализ пожарной опасности веществ и материалов, применяемых в технологическом процессе первичной перегонки нефти, выполнение категорирования взрывоопасности уста­новки с целью разработки мероприятий по повышению пожарной безопасности технологического процесса.1.    Краткое описание технологического процесса

                                  Установка первичной перегонки нефти (АТ)

Установка АТ (атмосферная трубчатка) предназначена для перегонки нефти домазута. Сырьё, поступающее на установку, т.е. сырая нефть, представляет сложныйраствор взаиморастворимых углеводородов различного молекулярного веса(жидких, твердых и газообразных) с примесями различных солей и воды. Отизбыточного содержания солей и воды нефть очищается перед началом процессаперегонки.

Разнообразие углеводородов, входящих в состав нефти, и их различныетемпературы кипения дают возможность получать из нефти фракции с различнымиинтервалами температур кипения - от наиболее легких фракций до тяжелых. Наустановках АТ, осуществляя совокупность ряда физических процессов (нагревание,испарение, конденсация), из сырой нефти получают бензины, керосины, дизельноетопливо и в остатке- мазут.

Рис. 1. Процесс первичной перегонки нефти:

а - принципиальная технологическая схема;

Принципиальная технологическая схема установки первичной перегонки нефти(АТ)

Рис. 1. Процесс первичной перегонки нефти:б - план  установки

Сырая нефть, очищенная от солей и воды, хранится на сырьевом складе в резервуарах. Из сырьевых резервуаров нефть забирается насосом и подается на установку для ее перегонки. Поступая на установку, нефть прежде всего подогревается до температуры 100-120 °С в теплообменниках-подогревателях. Подогрев нефти ведется за счет использования теплоты конечного продукта перегонки мазута, который при выходе из низа ректификационной колонны имеет температуру до 350 "С.

От подогретой до 100-120 "С сырой нефти уже можно отделить наиболее легкие пары - пары бензина и растворенные в нефти газы. Для этого нефть из теплообменников подают в предварительный испаритель. Предварительный испаритель - это вертикальная колонна с тарелками. При движении нефти по  тарелкам колонны сверху вниз из нее отделяются пары легкого бензина и по трубопроводу подаются в основную ректификационную колонну. В нижней части колонны скапливается отбензиненная нефть, которая забирается горячим песком и под давлением до 1,6 МПа подается для основного подогрева в змеевик-трубчатых печей.

За счет тепла сжигаемого топлива нефть в трубчатой печи нагревается до температуры кипения мазута и поступает по линии на ректификацию (разделение) в основную ректификационную колонну. "Гак как давление в колонне небольшое (немного выше атмосферного), то на линии имеется редуктор для снижения давления нефти, выходящей из трубчатой печи, до требуемой величины.

Ректификационная колонна представляет собой высокий вертикальныйцилиндрический аппарат с тарелками. Нижняя часть колонны подогреваетсяострым перегретым водяным паром, подаваемым по линии. Верхняя частьколонны питается орошением бензином, подаваемым по линии.

Поступающая в колонну нефть за счет взаимодействия жидкой фазы, движущейся по тарелкам сверху вниз, с паровой фазой, движущейся по колонне.

Фракция тракторного керосина отводится из колонны в холодильник и в охлажденном виде насосом по линии подается в товарный парк.

Фракция дизельного топлива отводится из колонны в холодильник и, охлажденная, по линии подается в резервуар товарного парка.

Остаток от перегонки нефти горячий мазут из нижней части ректификационной колонны прокачивается через подогреватели теплообменники для подогрева сырой нефти. Затем мазут для окончательного охлаждения проходит холодильник и насосом по линии подается в резервуары с мазутом.

Все аппараты, кроме насосов, расположены на открытых площадках. Насосы размещены в насосной станции. План и продольный разрез установки показаны на рис. 1.

2.Анализ пожаровзрывоопасных свойств веществ обращающихся в производстве

В технологическом процессе принимают участие разнообразные легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, газы в холодном и нагретом состоянии при давлении до 1,8 МПа. Рассмотрим ниже пожароопасные свойства основных веществ, обращающихся в процессе.

Ø                Нефть – легковоспламеняющаяся жидкость темно-бурого цвета, представляющая собой смесь углеводородов. Плотность 840-880 кг/м3 ,температура вспышки tвсп=-350С, температура самовоспламенения tс=3200С, температурные пределы воспламенения нижний – 210С, верхний - 80С, скорость выгорания 9-12 см/ч, скорость прогрева слоя и его нарастания 24-36 см/ч, температура пламени 11000С, температура прогретого слоя 130-1600С.

Ø                Бензин – бесцветная легковоспламеняющаяся жидкость представляющая собой смесь легких углеводородов. Плотность  730 кг/м3 температура вспышки tвсп=-360С, tc=3000C, область воспламенения 0,9-7,5 объемных, температурные пределы воспламенения нижний -360С, верхний -70С, скорость нарастания прогретого слоя 70см/ч, температура прогретого слоя 80-1000С, скорость выгорания 20-30 см/ч, температура пламени 12000С.

Ø                Топливо ТС-1 – легковоспламеняющаяся жидкость, используемая для реактивных двигателей. Плотность 775 кг/м3, tвсп=280С , tс=2200С, область воспламенения паров 1,4-7,5% объемных, температурные пределы воспламенения паров нижний 200С, верхний 570С, скорость выгорания 1,7 мм/мин.

Ø                Дизельное топливо (зимнее) – горючая жидкость. Плотность 836 кг/м3, tвсп=680С, tс=2400С, температурные пределы воспламенения нижний 690°С, верхний 1190С.

Ø                Мазут - горючая жидкость. Плотность 890-995 кг/м3, скорость выгорания 6 см/ч, скорость нарастания прогретого слоя 24-42 см/ч, температура прогретого слоя 230-3000С, температура пламени 10000С, tвсп = 1400С, tс = 3800С, температурные пределы воспламенения нижний 1380С, верхний 1450С.

Из анализа пожароопасных свойств веществ видно, что в данном производстве применяются вещества, которые могут образовать горючую среду в аппаратах, в помещениях насосных и на территории установки.

www.coolreferat.com

Пожарная безопасность установки первичной перегонки нефти

Министерство Российской Федерации по делам

гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий

Уральский институт Государственной противопожарной службыКафедра: Пожарной профилактики

Предмет: Пожарная безопасность технологических процессов.

Курсовой проект

Тема: «Пожарная безопасность установки первичной перегонки нефти (помещение насосной станции сырьевых насосов)»

                                                     Вариант № 044

                                                                                                                                             Выполнил: слушатель 5-го курса                   

                                                              

Екатеринбург

2007

Содержание:

         Введение.

1.     Краткое описание технологического процесса

2.     Анализ пожаровзрывоопасных свойств веществ обращающихся в производстве

3.     Оценка пожаровзрывоопасности среды внутри аппарата при их нормальной работе

4.     Пожаровзрывоопасность аппаратов, при эксплуатации которых возможен выход горючих веществ наружу без повреждения их конструкций

5.     Анализ причин повреждения аппаратов и трубопроводов, разработка необходимых средств защиты

6.     Анализ возможности появления характерных технологических источников зажигания

7.     Возможные пути распространения пожара

8.     Расчет категории производственного помещения по взрывоопасной и пожарной опасности

9.     Пожарно-профилактические мероприятия. Вопросы экологии.

10. Выводы.

11. Литература

                                                               Введение

Огромное влияние на экономику нашей страны оказывает нефтяная индустрия. Роль нефти и продуктов ее переработки для народного хозяйства чрезвычайно велика. Из нефти получают бензин, керосин, реактивные дизельные  и котельные топлива, сжиженные газы и сырье для химических производств. Без продуктов переработки нефти немыслимы работа энергетики, транспорта, строительство зданий и дорог, производство резины и многих химических продуктов. Поэтому важнейшие полезные ископаемые – нефть и газ требуют к себе самого бережного отношения.

За последние годы произошли крупные изменения в технологии переработки нефти. Появилось новое, более совершенное и высоко производительное обору­дование. Все более широко вводятся в технологию каталитические процессы с глубокими химическими превращениями сырья. Возрастают мощности единичных производственных агрегатов. Широко используется комбинирование техно­логических процессов в одной установке, что значительно увеличивает пожаров­зрывоопасность технологических процессов.

Оценка пожаровзрывоопасности производственных объектов необходима для решения вопросов их безопасности и приведения в соответствие с фактическим и требуемым уровнями взрывопожарной безопасности с целью снижения пожаров и приносимого ими ущерба. Для профилактики аварийных ситуаций необходимо прогнозирование, позволяющее выявить места возможных аварий на объекте и разработать мероприятия по снижению негативных последствий.

Верный выбор категории взрывоопасности позволяет установить оптимальные соотношения между безопасностью производства и размером капитальных затрат на его проектирование и дальнейшую эксплуатацию.

Таким образом, в соответствии с категорией взрывоопасности, определяются нормативные противопожарные и технологические требования к аппаратурному снабжению, системам контроля, управления и автоматической противоаварийной защиты и т.д.

Поэтому правильность выбора категории взрывоопасности технологических объектов является одним из основных вопросов решаемых государственными надзорными органами и администрацией объекта и влияет на качество предлагае­мых мероприятий по всем направлениям профилактической работы на предприятии.

Тем самым, целью данного курсового проекта является анализ пожарной опасности веществ и материалов, применяемых в технологическом процессе первичной перегонки нефти, выполнение категорирования взрывоопасности уста­новки с целью разработки мероприятий по повышению пожарной безопасности технологического процесса.1.    Краткое описание технологического процесса

                                  Установка первичной перегонки нефти (АТ)

Установка АТ (атмосферная трубчатка) предназначена для перегонки нефти домазута. Сырьё, поступающее на установку, т.е. сырая нефть, представляет сложныйраствор взаиморастворимых углеводородов различного молекулярного веса(жидких, твердых и газообразных) с примесями различных солей и воды. Отизбыточного содержания солей и воды нефть очищается перед началом процессаперегонки.

Разнообразие углеводородов, входящих в состав нефти, и их различныетемпературы кипения дают возможность получать из нефти фракции с различнымиинтервалами температур кипения - от наиболее легких фракций до тяжелых. Наустановках АТ, осуществляя совокупность ряда физических процессов (нагревание,испарение, конденсация), из сырой нефти получают бензины, керосины, дизельноетопливо и в остатке- мазут.

Рис. 1. Процесс первичной перегонки нефти:

а - принципиальная технологическая схема;

Принципиальная технологическая схема установки первичной перегонки нефти(АТ)

Рис. 1. Процесс первичной перегонки нефти:б - план  установки

Сырая нефть, очищенная от солей и воды, хранится на сырьевом складе в резервуарах. Из сырьевых резервуаров нефть забирается насосом и подается на установку для ее перегонки. Поступая на установку, нефть прежде всего подогревается до температуры 100-120 °С в теплообменниках-подогревателях. Подогрев нефти ведется за счет использования теплоты конечного продукта перегонки мазута, который при выходе из низа ректификационной колонны имеет температуру до 350 "С.

От подогретой до 100-120 "С сырой нефти уже можно отделить наиболее легкие пары - пары бензина и растворенные в нефти газы. Для этого нефть из теплообменников подают в предварительный испаритель. Предварительный испаритель - это вертикальная колонна с тарелками. При движении нефти по  тарелкам колонны сверху вниз из нее отделяются пары легкого бензина и по трубопроводу подаются в основную ректификационную колонну. В нижней части колонны скапливается отбензиненная нефть, которая забирается горячим песком и под давлением до 1,6 МПа подается для основного подогрева в змеевик-трубчатых печей.

За счет тепла сжигаемого топлива нефть в трубчатой печи нагревается до температуры кипения мазута и поступает по линии на ректификацию (разделение) в основную ректификационную колонну. "Гак как давление в колонне небольшое (немного выше атмосферного), то на линии имеется редуктор для снижения давления нефти, выходящей из трубчатой печи, до требуемой величины.

Ректификационная колонна представляет собой высокий вертикальныйцилиндрический аппарат с тарелками. Нижняя часть колонны подогреваетсяострым перегретым водяным паром, подаваемым по линии. Верхняя частьколонны питается орошением бензином, подаваемым по линии.

Поступающая в колонну нефть за счет взаимодействия жидкой фазы, движущейся по тарелкам сверху вниз, с паровой фазой, движущейся по колонне.

Фракция тракторного керосина отводится из колонны в холодильник и в охлажденном виде насосом по линии подается в товарный парк.

Фракция дизельного топлива отводится из колонны в холодильник и, охлажденная, по линии подается в резервуар товарного парка.

Остаток от перегонки нефти горячий мазут из нижней части ректификационной колонны прокачивается через подогреватели теплообменники для подогрева сырой нефти. Затем мазут для окончательного охлаждения проходит холодильник и насосом по линии подается в резервуары с мазутом.

Все аппараты, кроме насосов, расположены на открытых площадках. Насосы размещены в насосной станции. План и продольный разрез установки показаны на рис. 1.

2.Анализ пожаровзрывоопасных свойств веществ обращающихся в производстве

В технологическом процессе принимают участие разнообразные легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, газы в холодном и нагретом состоянии при давлении до 1,8 МПа. Рассмотрим ниже пожароопасные свойства основных веществ, обращающихся в процессе.

Ø                Нефть – легковоспламеняющаяся жидкость темно-бурого цвета, представляющая собой смесь углеводородов. Плотность 840-880 кг/м3 ,температура вспышки tвсп=-350С, температура самовоспламенения tс=3200С, температурные пределы воспламенения нижний – 210С, верхний - 80С, скорость выгорания 9-12 см/ч, скорость прогрева слоя и его нарастания 24-36 см/ч, температура пламени 11000С, температура прогретого слоя 130-1600С.

Ø                Бензин – бесцветная легковоспламеняющаяся жидкость представляющая собой смесь легких углеводородов. Плотность  730 кг/м3 температура вспышки tвсп=-360С, tc=3000C, область воспламенения 0,9-7,5 объемных, температурные пределы воспламенения нижний -360С, верхний -70С, скорость нарастания прогретого слоя 70см/ч, температура прогретого слоя 80-1000С, скорость выгорания 20-30 см/ч, температура пламени 12000С.

Ø                Топливо ТС-1 – легковоспламеняющаяся жидкость, используемая для реактивных двигателей. Плотность 775 кг/м3, tвсп=280С , tс=2200С, область воспламенения паров 1,4-7,5% объемных, температурные пределы воспламенения паров нижний 200С, верхний 570С, скорость выгорания 1,7 мм/мин.

Ø                Дизельное топливо (зимнее) – горючая жидкость. Плотность 836 кг/м3, tвсп=680С, tс=2400С, температурные пределы воспламенения нижний 690°С, верхний 1190С.

Ø                Мазут - горючая жидкость. Плотность 890-995 кг/м3, скорость выгорания 6 см/ч, скорость нарастания прогретого слоя 24-42 см/ч, температура прогретого слоя 230-3000С, температура пламени 10000С, tвсп = 1400С, tс = 3800С, температурные пределы воспламенения нижний 1380С, верхний 1450С.

Из анализа пожароопасных свойств веществ видно, что в данном производстве применяются вещества, которые могут образовать горючую среду в аппаратах, в помещениях насосных и на территории установки.

ua.coolreferat.com