Газофракционирующая установка

метки: Установка, Газофракционирование, Газофракционирующий, Вредный, Диаметр, Головка, Рабочий, Фракция

Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность является одной из ведущих отраслей тяжелой промышленности. В последние годы добыча нефти значительно сократилась.

Перед нефтеперерабатывающей промышленностью поставлена задача повысить эффективность использования нефти, обеспечить дальнейшее улучшение её переработки.

В настоящее время особая роль отведена увеличению глубины переработки нефтяного сырья с помощью различных термических и химических методов, с целью получения из нефти большего количества светлых нефтепродуктов. Широкое применение в нефтепереработки имеет газ. Газ применяется как хладагент, топливо.

Установка ГФУ предназначена для получения индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Перспективой процесса является модернизация оборудования, улучшения качества продукций, снижение энергоёмкости.

1. Технологическая часть

1.1 Описание технологической схемы процесса

Нормы технологического режима.

Технологическая схема ГФУ

На отечественных НПЗ существуют установки газоразделения следующих типов: абсорбционно-газофракционирующие (АГФУ), конденсационно-ректификационные и газофракционирующие. На АГФУ сочетается предварительное разделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующей их ректификацией; конденсационно-ректификационный метод заключается в частичной или полной конденсации газовых смесей с последующей ректификацией конденсатов.

Газ прямой перегонки очищается от сероводорода раствором МЭА или ДЭА в абсорбере К-7 и подается на сжатие компрессором ЦК-1,2. Сжатый газ охлаждается и конденсируется в конденсаторах-холодильниках. Головки стабилизации установок AT и АВТ очищаются от сероводорода раствором этаноламина в абсорбере К-8. Конденсат газа смешивается с головками стабилизации и риформинга; смесь подается в блок ректификации.В блоке ректификации из сырья в колонне К-1 удаляют легкие углеводороды (этан и, частично, пропан); нижний продукт поступает в колонну К-2, где делится на фракцию G ₃ -С₄ , которая поступает на разделение в К-3, и фракцию С₅ и выше, поступающую в К-5. Верхний продукт колонны К-3 — пропановая фракция выводится с установки. Нижний продукт колонны К-3 — смесь бутана и изобутана разделяется в колонне К-4 и выводится с установки. Верхний продукт колонны К-5 — смесь пентана и изопентана разделяется в колонне К-6 и выводится с установки. Нижний продукт К-5 — фракция С₆ и выше — выводится с установки. Технологическая схема позволяет также вывести из колонны К-2 сжиженный газ для коммунально-бытового потребления.

Использование продукта сгорания природного газа в системах отопления, ...

... вида отопительного оборудования продукты сгорания газа почти отсутствуют, их остатки удаляет вентиляционная система. Газовые котлы Если вам нужно обустроить газовое отопление в частном ... используются такие газовые емкости для отопления, как баллоны, то отопление будет очень комфортным и экономичным. Достоинства газовой системы отопления Среди очевидных преимуществ газовой системы отопления отметим ...

При необходимости продукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.

Технологический режим:

Ректификационные колонны	Температура низа, С 0	Температура верха, С 0	Давление, кгс/см 2
К-1	110-115	25-30	26-28
К-2	145-155	62-68	12-14
К-3	110-115	58-65	20-22
К-4	80-85	65-70	10-12
К-5	120-125	75-80	3,0-4,0
К-6	95-100	78-85	3,5-4,5
Нагнетательная линия ЦК-1,2	—	—	14

Мощность ГФУ составляет 200-1000 тыс. т/год.

Материальный баланс при переработке предельных (I) и непредельных (II) газов:

Поступило:	I	II
Газ и головка стабилизации АТ и АВТ	72,5	—
Головка стабилизации каталитического риформинга	27,5	—
Газ и головка стабилизации термического крекинга	—	25,5
Газ и головка стабилизации бензина	—	28,5
Газ и головка стабилизации каталитического крекинга	—	46,0
Всего	100,0	100,0
Поступило:	I
Сухой газ	4,8	30,5
Пропановая фракция	24,5	—
Пропан-пропиленовая фракция	—	25,5
Изобутановая фракция	14,6	—
Бутановая фракция	36,8	—
Бутан-бутиленовая фракция	—	37,5
С 5 и выше	19,3	6,5
Всего	100,0	100,0

Расходные показатели для ГФУ предельных газов (на 1т сырья):

Пар водяной, Гкал 0,7

Электроэнергия, кВт*ч 57

Вода оборотная, м ³ 20-30

1.2 Характеристика сырья, готовой продукции и вспомогательных материалов

Сырье поступает на ГФУ в газообразном и жидком (головки стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитического риформинга, гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов — с установок термического и каталитического крекинга, коксования. Характеристика сырья ГФУ приводится в табл.

газофракционирующий установка

Состав сырья ГФУ, % масс.

Компоненты	ГФУ предельных газов	ГФУ непредельных газов
	Газ первичной переработки	Головка первичной перегонки	Головка каталитического риформинга	Газ термического крекинга	Газ коксования	Газ каталитического крекинга
СН 4 +Н2	1	—	—	16	32	11
С 2 Н4	—	—	—	2,5	4,6	6
С 2 Н6	4	0,6	3,0	16	13,8	8
С 3 Н6	—	—	—	9	6	22
С 3 Н8	40	22,2	55	20,6	20,8	12,8
изо-С 4 Н8	—	—	—	4,5	0,2	6
н-С 4 Н8	—	—	—	9,8	3,9	13,8
изо-С 4 Н10	10	12	19,7	5	3	13
н-С 4 Н10	23	40,2	20	14	9,5	4,8
С 5 и выше	22	25	2,3	2,6	6,2	2,6

1.3 Применение готовой продукции

Продукция ГФУ предельных газов — узкие углеводородные фракции:

• этановая — применяется как сырье пиролиза, в качестве хладагента, на установках депарафинизации масел, выделения параксилола и др.;

• пропановая — используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;
• изобутановая — служит сырьем установок алкилирования и производства синтетического каучука;
• бутановая — применяется как бытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука;
• в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров;

• изопентаиовая — служит сырьем для производства изо-пренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;
• пентановая — является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза.

На ГФУ непредельных газов выделяются следующие фракции:

• пропан-пропиленовая — применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;
• бутан-бутиленовая — используется в качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических производств.

2 Расчетная часть

2.1 Расчет основного аппарата — колонна стабилизации

Назначение: Колона стабилизации предназначена для стабилизации бензина и отделение фракции С ₅ и ниже.

Цель расчета: Определение основных размеров колонны, материальных потоков и затрат тепла.

Исходные данные:

Производительность по бензину 250 т.т/год , по газу 89 т.т/год число дней n=336

Материальный баланс установки ГФУ-1

Наименование продуктов	Выход в %	Выход продуктов
		т.т/год	т/сут	Кг/ч	Кг/с
Взято: К-т бензина кк Газ жирный кк	73,7% 26,3%	250 89	744 264	31000 11000	8,6 3,0
Итого	100%	339	1008	42000	11,6
Получено: К-т бензина ст. Рефлюкс Газ сухой Сероводород Потери	75,1 13,2 8,94 1,9 0,86	254,5 44,7 30,3 6,6 2,9	757 133 90,3 19,2 8,5	31541 5541,5 3762,5 800,5 354,5	8,7 1,5 1,2 0,2 0,09
Итого	100%	339	1008	42000	11,6

Материальный баланс колонны стабилизации

Наименование продуктов	Выход в %	Выход продуктов
		Кг/ч	Кг/с
Поступило: К-т бензина кк	100%	38250	10,6
Итого	100%	38250	10,6
Получено: Рефлюкс К-т бензина ст.	44,7% 56,3%	17083 21167	4,7 5,9
Итого	100%	38250	10,6

Расчет температура ввода сырья

Продукт	Х i Мас. доля	М i Мол. мас.	t кип ср. о С	Р i		мольная доля	Х 0 *П	Р i -П
Бензин 35-80 0 80-130 0 130-195 0	0,2 0,35 0,45	80(С 6 ) 102(С 8 ) 134(С 10 )	57 105 162	7*10 2 5*10 2 7*10 2	25 34,3 33,5	0,269 0,369 0,362	322,8 442,8 434,4	-500 -700 -500
Итого	1,0					1,000

Расчет температурного режима колонны

е(Р i -П)	е(Р i -П)+П			У i *Mi
-100 -140 -100	1100 1060 1100	0,2 0,4 0,4	0,35 0,45 0,35	28 40,8 53,6
		1,0		М у =122,4

T _входа =160 ^о С, П=1200 Кпа , е=0,2

Определяем температуру верха колонны

Температура верха колонны

Компонент	Температура верха	У i	Р i , КПа	К i	У i /Кi
Рефлюкс , С 3 , С 4 С 5	100	0,4 0,5 0,1	5*10 3 2*10 3 7*10 2	1,6 1,6 0,5	0,4 0,31 0,2
Итого					0,91

Определяем температуру низа колонны

Температура низа колонны

Компонент	Температура верха	Х i	Р i	К i	К i *Хi
Бензин ст. 40-100 0 (С6 ) 100-150 0 (С8 ) 150-195 0 (С10 )	190	0,2 0,3 0,5	2*10 3 5*10 2 2*10 2	1,6 0,4 1,2	0,3 0,1 0,5
Итого					0,9

1. Определяем флегмовое число. R _опт =3 (Рудин М.Г. с.248)

2. Определение теплового баланса колоны. Учитывая всё тепло входящее в колону и выходящее из неё.

(1)

Тепло вводимое в колону сырьём нагретым до температуры

кДж/ч (2)

где G _c — количество сырья

J _t — энтальпия сырья

(3)

(4)

где М ₀ — средняя молекулярная масса сырья

кДж/кг (5)

(6)

(7)

(8)

Тепло вводимое в колону с горячей струе или с водяным паром. Обозначим Q _вп , Q_г.с. .

(9)

Q _г.с. рассчитывают по пункту 4.7. как итог расчета теплового баланса.

Тепло выносимое из колоны с паром ректификата (дистиллята) при t _в .

кДж/ч (10)

D=17083 — количество дистиллята по материальному балансу колонны.

=542,08 кДж/кг

кДж/ч

Тепло выводимое из колоны с жидким остатком.

кДж/кг (11)

кДж/кг

кДж/кг

кДж/ч

Тепло выдаваемое из колонны с острым орошением

кДж/ч (12)

где L — количество флегмы стекающее с тарелок с верхней части колоны, определяется по формуле

кг/ч (13)

где R _опт — флегмовое число

D — количество дистиллята

L=3*17083=51249 кг/ч

кДж/кг

=70 ⁰ С

кДж/кг

кДж/ч

4.6 Представляем полученные данные в равенство

кДж/ч (14)

кДж/ч

4.7 Представляем полученные данные в равенство

получаем

(15)

где 1,02/1,03 — это коэффициент учитывающий потери тепла в окружающую среду , который составляет 23 % от

кДж/ч

Рассчитываем количество горячей струи.

кг/ч (16)

где t _Г.С. — принимаем на 40-50 ⁰ С выше температуры куба колонны t_Г.С. =230⁰ С

кДж/кг

кг/ч

5. Определение внутренних материальных потоков

5.1 Количество паров верхней концентрационной части колоны.

(17)

кг/ч

5.2 Количество паров в отгонной части колонны

(18)

где _R — теплота испарения остатка.

кг/ч

6. Диаметр колонны определяется в зависимости от максимального расхода паров и допустимой скорости движения паров в свободном сечении колонны

6.1 Рассчитываем объем паров проходящих в течении 1 -го часа верхней части колонны

м ³ /ч

м ³ /ч

6.2 Линейная допустимая скорость паров в колонне

Ud=0,2 м/с

6.3 Диаметр колонны в метрах определяем по формуле

м (20)

м

6.4 Примем диаметр равный

D=1,8м

7. Число тарелок =30

8. Высота тарелок h=0,610 м

(21)

где h ₁ — высота верхнего днища

м

h ₂ — высота тарельчатой части колонны.

м (22)

h ₃ — высота от нижней части тарелки до уровня жидкости

h ₃ =1 м

h ₄ — высота кубовой части колонны.

(23)

м ³

(24)

м

h ₅ — опорная обечайка

h ₅ =4 м

H=h ₁ +h₂ +h₃ +h₄ +h₅ =0,9+17.6+1+2.6+4=26.1 м

Колонна стабилизации КЛ 21 (2) имеет температуру верха 100 ⁰ С, низа 190⁰ С. Массовая доля отгона сырья на входе в колонну =0,2.

Диаметр колоны равен 1,8 м . Высота колонны 26,1 м , что соответствует размерам колонны на установке ГФУ-1 цеха №10.

2.2 Расчет аппарата — холодильник

Назначение: Холодильник предназначен для охлаждения нефтепродукта.

Цель расчета: определить основные размеры.

Исходные данные:

G _б =21167 кг/ч

t ₁ =140⁰ C

t ₂ =40⁰ C

t ₃ =20⁰ C

t ₄ =40⁰ C

1. Тепловая нагрузка

(26)

кДж/кг

кДж/кг

2. Средняя разность температур

⁰ С (27)

⁰ С

3. Примем коэффициент теплопередачи

К=175 Вт/м ² с (Адельсон С.В. с.160)

4. Поверхность теплообмена

м ² (28)

м ²

5. Расход воды

кг/ч (29)

кг/ч

Вывод: Принимаем кожухотрубчатый холодильник с плавающей головкой по ГОСТ 14246-79 . Диаметр кожуха 1400мм , диаметр труб 20 мм , число ходов по трубам 4, поверхность теплообмена 1040 м ² , длина труб 9000 мм.

2.3 Расчет аппарата — отстойник

Название аппарата: отстойник

предназначен для отстаивания рефлекса от газа (С ₁ -С₂ )

Цель расчета: определить основные размеры аппарата.

Исходные данные: температура 40 ⁰ С , давление 1,2 Мпа

Поступает 68332 кг/ч

С ₃ — 606 кг/ч — газ

С ₂ — 200 кг/ч — газ

С ₄ — 16240 кг/ч — газ

С ₄ — 14500 кг/ч — жидкость =578 кг/м³

С ₅ — 36786 кг/ч — жидкость =626 кг/м³

Скорость газа в свободном сечении аппарата =0,15 м/с

7. Объем газа С ₃

М ³ /ч (30)

м ³ /ч

8. Секундный объем газа С ₃

м ³ /с (31)

м ³ /с

9. Объем газа С ₂

м ³ /ч

10. Секундный объем газа С ₂

м ³ /с

11.Объем газа С ₄ .

м ³ /ч

12. Секундный объем газа С ₄ .

м ³ /с

13.Секундный объем жидкости С ₄

м ³ /с (32)

14. Секундный объем жидкости С ₅ .

м ³ /с

15. Общий объем смеси .

м ³ /с (33)

м ³ /с

16. Сечение аппарата

м ² (34)

м ²

17. Диаметр аппарата.

м (35)

м

Вывод: принимаем аппарат диаметром D=1 м.

3. Охрана труда

Основная опасность промышленных объектов нефтепереработки представляет аварийная загазованность, пожары и взрывы. Многие из продуктов взрывопожароопасные или токсичные. Ежегодно в мире на нефтеперерабатывающих предприятиях происходит до 1,5 тысяч аварий , 4% которых уносят значительное количество человеческих жизней. Аварийность имеет тенденцию к росту. Совершенствование технологических процессов и оборудования является важным фактором повышения уровня безопасности производства.

Характеристика производственных помещений по взрывоопасности. Операторная. категория пожарной опасности Д. Класс по ПУЭ — не взрывоопасна.

Насосная. Категория А. Класс по ПУЭ — В -1а.

Территория установки. Категория А . Класс по ПУЭ-В-1г.

Характеристика вредных веществ.

1. Окись углерода (СО).

Бесцветный, ядовитый, огне взрывоопасный газ, без вкуса, с очень слабым запахом. Горит синеватым пламенем. ПДК-20мг/м ³ . Пределы взрывоопасности 13-75% об. Основные симптомы: потеря сознания, отдышка, удушье.

2. Сероводород — Н ₂ S. Бесцветный газ с запахом тухлых яиц. Общий характер действия на организм : сильный нервный яд , вызывающий смерть от остановки дыхания , на дыхательные пути действует раздражающе. ПДК — 10 мг/м³ . Пределы взрывоопасности 4,3-45,5 % . Индивидуальные защитные средства — фильтрующий противогаз марки «В».

3. Жирный газ. Агрегатное состояние при нормальных условиях — газообразное. Плотность паров по воздуху — 1,98.

4. Бензины. Класс опасности 4. Общий характер деиствия на организм — как наркотик. Крекинг = бензин токсичнее бензинов прямой гонки. При концентраций любого бензина 35000-40000 мг/л опасны для жизни даже при вдыхании 5-10 минут. ПДК-100 мг/м ³ Придел взрываем ости 0,87-8,75 % .При работе с бензином применяется противогаз марки «А».

Мероприятия при охране труда. Начальник цеха производит ежедневно проверку в подразделениях цеха, состояние охраны и условия труда организация рабочих мест, исправность оборудования, правильность ведения технологического процесса и операций.

Начальник установки производит ежедневно проверку рабочих мест оборудования, приборов, средств коллективной и индивидуальной безопасности, работоспособность сигнализаций и блокировок.

Периодическая проверка знаний рабочих проводится ежегодно в том же порядке, как при проведении первичной проверки знаний.

Работники, обслуживающие промышленные объекты нефтепереработки, проходят следующие виды инструктажей по правилам безопасности:

• а) вводный — проводится со всеми поступающими на предприятие рабочими и служащими независимо от их образования, квалификации и стажа работы по данной профессии или должности;

б) на рабочем месте:

• первичный — для рабочих и мастеров с практическим обучением перед допуском к самостоятельной работе или при переводе с одной работы на другую;
• периодический (повторный) — проводится руководителем работ непосредственно на рабочем месте для рабочих по программе первичного инструктажа не реже, чем через 3 месяца;
• внеочередной (внеплановый) — при изменении производственного процесса, если произошел несчастный случай, при введении новых правил и инструкций по безопасному ведению работ, при выявлении нарушений правил и инструкций;
• разовый (текущий) — по приказу вышестоящих организаций перед выполнением особо опасных работ.

Состояние воздушной среды в колодцах, котлованах и траншеях контролируют ежедневно перед началом газоопасных работ и после перерыва с помощью газоанализатора.

Допуск персонала к проведению ремонтных работ возможен, если содержание паров и газов в воздухе зоны производства работ не выше предельно допускаемых концентраций (ПДК) по санитарным нормам.

При работе в колодцах, траншеях следует применять шланговый противогаз и спасательный пояс с крестообразными лямками и сигнально-спасательной веревкой, конец которой держит рабочий, находящийся на поверхности земли. Длина шланга противогаза не должна превышать 20 м.

На поверхности земли обязательно находится не менее 2 человек для постоянного наблюдения за действиями спустившегося в колодец.

При проведении гидроиспытаний трубопроводов персоналу положено находится в безопасных местах на случай разрыва швов, пробоя прокладок, отрыва заглушек и других аварийных ситуаций. Осмотр трубопровода разрешается производить только после снижения давления до рабочего, а устранение неисправностей — после его полного снятия. Задвижки, краны и вентили должны открываться и закрываться плавно.

Охрана труда рабочих заключается в выдаче администрацией необходимых средств индивидуальной защиты (спец. Одежда, обувь и др.), в выполнении мероприятий по коллективной защите рабочих (ограждения, освещение, вентиляция, защитные и предохранительные устройства и приспособления), в обеспечении санитарно-бытовыми помещениями и устройствами в соответствии с действующими нормами и характером выполняемых работ. Рабочим должны быть созданы необходимые условия труда, питания и отдыха.

4. Охрана окружающей среды

Социальное значение.

В середине нашего столетия резко обострилась проблемы связанные с химическим загрязнением биосфера , нередко приводящие к острым токсично-экологическим ситуациям. Основными источниками загрязнения атмосферы являются резервуары и сами нефтепродукты. Укрепление установок существенно сокращает выбросы вредных веществ в атмосферу.

Отходы и выбросы.

1. Отработанный раствор щелочи. Образуется постоянно. Отработанный раствор щелочи перерабатывается на установки СЩС. Количество 300 т/год.

2. Отработанные масла. Отработанные масла отводятся на установку регенераций масел. Сточные воды с охлаждающих насосов направляются на биологическую отчистку УВК и ОСВ. Место сброса в промышленную канализацию после локальной отчистки.

Охрана окружающей среды на предприятии

Нижневартовский газоперерабатывающий комплекс является предприятием перерабатывающим — утилизирующим, попутный нефтяной газ, и по сути, является предприятием связанным с охраной окружающей среды. Но в свою очередь он источник повышенной опасности. Так как по мере переработки попутного нефтяного газа по технологии и конструкции завода, используются ряд вредных, ядовитых, взрыво- и пожароопасных веществ. Таких как этиленгликоль С ₂ Н₆ О₂ .

Водный раствор этиленгликоля применяется в качестве теплоносителя в системе горячего и холодного гликоля. Этиленгликоль — прозрачная, горючая, взрывоопасная жидкость, неограниченно растворимая в воде. Пределы взрывоопасной концентрации в смеси с воздухом 3,8-6,4% . Предельно допустимая концентрация — 5 мг/м ³ . плотность при 20^о С 1,11-1,15 г/см.

Метанол СН ₃ ОН — используется для разрушения гидратов и промывки торцовых уплотнений работающих насосов. Ядовитая бесцветная, прозрачная жидкость. 30 гр. смертельная доза, смешивается с водой без следов помутнения.

Различные технические масла, дизельное топливо, керосин, бензин, толуол. Но основным источником загрязнения являются углеводороды парафинистого ряда, это: метан, этан, пропан, бутан, изобутан, пентаны, гексаны

Технологический процесс работы установок по переработке газа Белозерного ГПК является закрытым. Вредные отходы производства присутствуют при работе печей: Н-101, Н-102, Н-106, Н-125. Постоянные выбросы в атмосферу углеводородных газов отсутствуют.

Сброс давления с аппаратов перед ремонтом, а также при срабатывании предохранительных клапанов в аварийных ситуациях происходит в факельный коллектор и далее на факел Н-105. Факел Н-105 вынесен за пределы завода на расстояние 415 м от площадки завода. Высота факела составляет 61 м.

Количество выбросов вредных веществ в атмосферу приводится в таблице 5.1 согласно нормативов допустимых выбросов в томе ПДВ, утвержденного Тюменским областным комитетом по охране природы от 24.01.91 г., рег.№87 и разрешения на выброс загрязняющих веществ в атмосферу, выданного Нижневартовским комитетом по охране природы от 5.03.91 г. рег.№57.

Выбросы в атмосферу вредных веществ

Наименование сбросов	Количество образов. выбросов по видам, г/сек (т/год)	Метод утилизации или обезвреживания	Периодичность сброса	Предельно-допустимое значение содержания загрязнения в выбросах мг/м 3
Азота оксид	0,652 (20,5763)	Рассеивание в атмосфере	Постоянно	5
Азота диоксид	4,765 (150,2806)	Рассеивание в атмосфере	Постоянно	5
Углерода оксид	160,683 (5067,2995)	Рассеивание в атмосфере	Постоянно	20
Углеводороды	25,771 (812,742)	Рассеивание в атмосфере	Постоянно	ОБУВ 50 мг/м 3 ПДКр.з. 300 мг/м3
Сажа	18,969 (598,2294)	Рассеивание в атмосфере	Постоянно
Бенз(а)пирен	5,07*10 -8 (1,6*10-6 )	Рассеивание в атмосфере	Постоянно
Всего	15,729 (496,208)

На ГПК большое внимание уделяется проблемам охраны окружающей среды. Полностью прекратили использование амбара дожига нефтешлаков. Построили трубопровод с насосными агрегатами и откачивают их нефтяникам, для последующей переработки.

Постоянно проводится лабораторный контроль воздушной среды в точках, согласованных в ЦГСЭН, что позволяет не допускать превышения ПДК загрязняющих веществ в окружающей среде. Проводится качественный и количественный контроль сточных вод после очистных сооружений до подачи их нефтяным компаниям для закачки в пласт. Для уменьшения вероятности выбросов вредных веществ на комплексе постоянно ведется диагностика сосудов, работающих под давлением, технологических трубопроводов, компрессорного оборудования, теплообменников и насосов, на основании которой проводятся ремонтные работы.

Охрана окружающей среды, при эксплуатации трубопроводов.

Все мероприятия по охране окружающей среды при эксплуатации трубопроводов выполняются в соответствии с требованиями по безопасной и безаварийной эксплуатации трубопроводов.

С целью охраны окружающей среды необходимо соблюдать действующие стандарты, нормы и правила в области охраны окружающей среды; рационально использовать природные ресурсы; систематически контролировать степень загрязнения водных акваторий, атмосферы и почвы вредными веществами (нефть, нефтепродукты, соленые воды, поверхностно-активные вещества); своевременно ликвидировать последствия загрязнения окружающей среды; разрабатывать и планомерно осуществлять на всех уровнях управления производством мероприятия по охране окружающей среды и сокращению потерь нефти.

Аварийные разливы нефти приводят к ее скоплению на ограниченных участках, в результате этого формируются депресионно-нефтяные местности, отличающиеся сильной замазученностью.

Общее состояние рек, протекающих в зонах хозяйственной деятельности нефтегазодобывающих предприятий, хорошо отслеживается на характерном примере типичной таежной реки Ватинский Еган, притока реки Обь, с общей площадью водосбора 3190 км. Река протекает по территориям Лор-Еганского, Самотлорского, Мыхпайского и Ватинского месторождений нефти. Река и ее притоки многократно пересекается трубопроводами. В зоне водосбора реки расположены тысячи кустов со шламовыми амбарами и участков земли, интенсивно загрязненных нефтепродуктами. Часто во время аварий, в периоды весеннего таяния снега и сильных дождей, река покрывается слоем нефти, разливающейся при порывах труб.

Причинами аварий явились коррозия труб, строительный и технический брак, механические повреждения. Большая часть аварий на нефтепроводах происходит из-за внутренней коррозии труб. Разливы пластовых вод приводят к засолению почвы.

Для сохранения окружающей среды необходимо использовать в комплексе технологические, конструктивные и строительные методы уменьшения воздействия трубопроводов на окружающую среду, сочетание которых принимается в зависимости от геологических условии района строительства, способа прокладки трубопровода, технологии выполнения работ. Прокладку трубопроводов осуществляют, по возможности, на мало ценных землях, в коридорах с минимально необходимыми расстояниями между трубопроводами с привязкой к существующим трассам.

На переходах трубопроводов через водные препятствия для предотвращения гибели ихтиофауны и в целях охраны окружающей среды необходимо установить на обоих берегах отключающие задвижки для уменьшения попадания нефти в водоемы в случае прорыва трубопровода.

При проектировании трубопроводов на участках вечномерзлых грунтов следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие максимальную сохранность естественных почв и растительности, а также проводить инженерную и биологическую рекультивацию, предотвращающую указанные процессы.

Для предотвращения утечек транспортируемой продукции в атмосферу необходимо следить за максимальной герметизацией оборудования трубопроводов и запорно-регулирующей арматуры. Для предотвращения:

• утечек транспортируемых жидких продуктов на ответвления, предназначенные для аварийных сбросов, ставят герметичные фланцевые заглушки;

— загрязнения атмосферы транспортируемыми продуктами, содержащими токсичные вещества, следует предусматривать мероприятия, обеспечивающие сжигание аварийных выбросов в местах, где их распространение не может представлять угрозу для жизни и здоровья населения.

Мероприятия по охране окружающие среды.

Мероприятия по сокращению выбросов при режиме 1:

1. Усилить контроль за точным соблюдением технического режима согласно технологическому регламенту.

2. Запретить работу оборудования на форсированном режиме.

3. Усилить контроль за работой технологического оборудования, запорной арматуры , приборов КИП и А.

4. Прекратить продувку , пропарку , чистку оборудования и ремонтные работы , связные с повышенным выделение вредных веществ атмосферу. Выбросы всего по цеху с мероприятиями 130,205 г/сек.

Список литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/kursovaya/gazofraktsionirovanie/

1. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. М. Химия. 1981.

2. Дытнерский Ю.И. Основные процессы и аппараты химической технологии. М. Химия. 1983

3. Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности. Химия. Ленинградское отделение-1974.

4. Баннов П.Г. Процессы переработки нефти. Москва — 2000.

5. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Издательство «Гилем». Уфа 2002.

6. Гусейнов Д.А. Технологические расчёты процессов и аппаратов нефтепереработки. М. Химия. 1964.