Производственная практика на установке атмосферно-вакуумной перегонки нефти (ЭЛОУ АВТ)

Нефтеперерабатывающим заводам характерен непрерывный процесс производства, благодаря установке ЭЛОУ АВТ. В работе приводится описание установки, технико-экономический расчет, охрана труда и окружающей среды. ...

Введение 1
Характеристика сырья и продуктов 4
Лабораторный контроль производства 9
Принципиальная технологическая схема и ее описание 15
Нормальная эксплуатация и автоматическое регулирование технологического процесса 26
Аварийные ситуации и меры их устранения 30
Охрана труда и противопожарная профилактика 34
Охрана окружающей среды 38
Технико-экономические показатели, материальный баланс установки 41

В настоящее время около 80% первичных энергоносителей составляют углеводородные ресурсы, которые вовлекаются в народнохозяйственный оборот благодаря деятельности нефтяной и газовой отраслей. Под отраслью промышленности понимается совокупность предприятий и организаций, характеризующаяся общностью выполняемых функций в системе общественного разделения труда или производимой продукции. В соответствии с этим, нефтяная и газовая промышленность представляют собой совокупность хозяйствующих субъектов, обеспечивающих разведку, строительство скважин, добычу, транспортировку, переработку и реализацию нефти, газа и продуктов их переработки.

3.1.6 Влияние основных технологических параметров установки на показатели качества получаемой продукции (согласно моделей АРС)Блок атмосферной перегонки нефти1. Конец кипения бензиновой фракции НК180 °С:Увеличивается при : увеличении температуры верха К1; увеличении температуры верха К2;Уменьшается при: увеличении давления верха К1; увеличении давления верха К2.2. Начало кипения прямогонного компонента керосина ТС1:Увеличивается при : увеличении температуры нагрева нефти в П1/1, П1/2; увеличении температуры верха К2; увеличении температуры куба стрипинга К3/1; увеличении расхода водяного пара в куб К2;Уменьшается при: увеличении давления верха К2; увеличении расхода 1 Ц.О К2; увеличении расхода 2 Ц.О К2; увеличении расхода керосина из К3/1.3. Температура 10 % выкипания прямогонного компонента керосина ТС1:Увеличивается при: увеличении температуры нагрева нефти в П1/1, П1/2; увеличении температуры верха К2; увеличении температуры куба стрипинга К3/1; увеличении расхода водяного пара в куб К2;Уменьшается при: увеличении давления верха К2; увеличении расхода 1 Ц.О К2; увеличении расхода 2 Ц.О К2.4. Температура 90 % выкипания прямогонного компонента керосина ТС1:Увеличивается при: увеличении температуры верха К2; увеличении расхода керосина из К3/1.Уменьшается при: увеличении давления верха К2;5. Температура вспышки прямогонного компонента керосина ТС1 (Джет А1):Увеличивается при: увеличении температуры нагрева нефти в П1/1, П1/2; увеличении температуры верха К2; увеличении температуры куба стрипинга К3/1; увеличении расхода водяного пара в куб К2;Уменьшается при: увеличении давления верха К2; увеличении расхода 1 Ц.О К2; увеличении расхода 2 Ц.О К2;6. Температура выкипания 90 % дизельного топлива (летнего) и Температура выкипания 96 % дизельного топлива (летнего, зимнего):Увеличивается при: увеличении температуры верха К2; увеличении расхода продукта из стрипинга К3/1; увеличении расхода продукта из стрипинга К3/2; увеличении расхода продукта из стрипинга К3/3;Уменьшается при: увеличении давления верха К2; увеличении загрузки печей П1/1, П1/2 по отбензиненой нефти.7. Температура застывания компонента зимнего топлива летнего:Увеличивается при: увеличении температуры верха К2; увеличении расхода продукта из стрипинга К3/1; увеличении расхода продукта из стрипинга К3/2;Уменьшается при: увеличении давления верха К2.8. Содержание углеводородов С5+ в газе из Е1:Увеличивается при: уменьшении давления верха К1; увеличении температуры в Е1.Уменьшается при: уменьшении температуры верха К1.9. Содержание светлых в балансовом мазуте:Увеличивается при: увеличении загрузки печей П1/1, П1/2 по отбензиненой нефти; увеличении давления верха К2.Уменьшается при: увеличении температуры нагрева нефти в П1/1, П1/2; увеличении температуры верха К2; увеличении расхода продукта из стрипинга К3/1; увеличении расхода продукта из стрипинга К3/2; увеличении расхода продукта из стрипинга К3/3; увеличении расхода водяного пара в куб К2.Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина1. Содержание углеводородов С5+ в рефлюксе:Увеличивается при: увеличении температуры верха К4.Уменьшается при: увеличении давления верха К4; увеличении температуры в Е1.2. Содержание углеводородов С4 во фракции НК85°С:Увеличивается при: увеличении давления верха К4.Уменьшается при: увеличении температуры верха К4; увеличении температуры куба К4; увеличении температуры верха К6; увеличении температуры горячей струи К4.3. Содержание углеводородов С7+ во фракции НК85°С:Увеличивается при: увеличении температуры верха К6; увеличении расхода горячей струи К6 ; увеличении давления верха К4.Уменьшается при: увеличении давления верха К6; увеличении температуры низа К4.4. Содержание бензолообразующих во фракции 85180°С:Увеличивается при: увеличении давления верха К6; увеличении температуры куба К4.Уменьшается при: увеличении давления верха К4; увеличении температуры куба К6; увеличение температуры верха К6. увеличении расхода горячей струи К6.Блок вакуумной разгонки мазута1. Температура выкипания 96% вакуумного дизельного топлива (ВДТ) колоны К5:Увеличивается при: увеличении расхода вакуумного дизельного топлива.2. Кинематическая вязкость средневязкого (2го) вакуумного погона:Увеличивается при: увеличении расхода вакуумного ДТ; увеличении расхода 1го вакуумного погона; увеличении расхода 2го вакуумного погона; увеличении температуры низа К2.3. Температура выкипания 5% средневязкого (2го) вакуумного погона:Увеличивается при: увеличении температуры нагрева мазута в П2; увеличении расхода вакуумного ДТ; увеличении расхода 1го вакуумного погона; увеличении расхода 2го вакуумного погона.Уменьшается при: увеличении расхода нижнего ЦО К5.4. Интервал выкипания средневязкого (2го) вакуумного погона:Увеличивается при: увеличении расхода вакуумного ДТ; увеличении расхода 1го вакуумного погона; увеличении расхода 2го вакуумного погона.5. Кинематическая вязкость вязкого (3го) вакуумного погона:Увеличивается при: увеличении расхода вакуумного ДТ; увеличении расхода 1го вакуумного погона; увеличении расхода 2го вакуумного погона; увеличении расхода 3го вакуумного погона.6. Температура выкипания 5% вязкого (3го) вакуумного погона:Увеличивается при: увеличении температуры нагрева мазута в П2; увеличении расхода вакуумного ДТ; увеличении расхода 1го вакуумного погона; увеличении расхода 2го вакуумного погона; увеличении расхода 3го вакуумного погона; увеличении расхода пара в К7/3.7. Интервал выкипания вязкого (3го) вакуумного погона:Увеличивается при: увеличении расхода вакуумного ДТ; увеличении расхода 1го вакуумного погона; увеличении расхода 2го вакуумного погона; увеличении расхода 3го вакуумного погона;Уменьшается при: увеличении температуры нагрева мазута в П2; увеличении расхода пара в К7/3.8. Условная вязкость гудрона:Увеличивается при: увеличении температуры нагрева мазута в П2; увеличении расхода пара в куб К5; увеличении расхода вакуумного ДТ; увеличении расхода 1го вакуумного погона; увеличении расхода 2го вакуумного погона; увеличении расхода 3го вакуумного погона.Нормальная эксплуатация и автоматическое регулирование технологического процессаСистема управления технологическим процессом PCS7 представляет собой распределенную систему управления, посредством которой осуществляется регулирование и управление технологическим процессом и качеством.Система решает следующие задачи:сбор и первичная обработка данных измерения процесса;сбор и первичная обработка данных состояния технологических устройств;мониторинг и управление процессом;управление электроприводами;обеспечение технологических блокировок и защит;выполнение логических операций;логическое управление;сбор данных;формирование предупредительнолй и аварийной сигнализаций;формирование журналов, рапортов.Количество автоматизированных рабочих мест (АРМ) операторатехнолога – три (3 клиента), в состав каждого входит :монитор, клавиатура и «мышь».Состояние технологического процесса отображается в виде видеограмм, временных графиков(трендов), журналов аварийных сообщений. Оператор может управлять технологическим процессом при помощи клавиатуры и «мыши», вызывать объекты и при помощи клавиатуры изменять задания на регуляторах и процент открытия на регулирующих клапанах, включать и отключать электроприводы насосов, задвижек, холодильников, вентиляторов. Основными экранными формами являются видеограммы, мнемосхемы, тренды, журналы и выплывающие окна.На мнемосхеме изображены аппараты, трубопроводы, значения технологических параметров, состояние сигнализации, степень открытия регулирующих клапанов, состояние электроприводов. Перемещая курсор по мнемосхеме можно прочитать значение параметра, щелчком левой кнопки «мыши» войти в окно управления («оверлей») насосами, задвижками, вентиляторами, отсечными и регулирующими клапанами.Кроме текущего состояния технологического процесса можно наблюдать изменение технологических параметров во времени, за любые произвольные промежутки времени, открывая «тренды» соответствующих параметров. Для вызова тренда нужного параметра, необходимо щелчком левой кнопки «мыши» вызвать нужную мишень группы трендов видеограммы «Тренды», на экране откроется выбранный временной график ( изменение соответствующего параметра во времени) . В верхней части экрана имеется окно для текстовых сообщений о нарушениях технологического режима. Одновременно эти же сообщения записываются в «Журнал новых сообщений», на дисплее также высвечиваются транспоранты того параметра, по которому сработала сигнализация, срабатывает звуковая сигнализация. Если одновременно выходит несколько сообщений, просмотреть их можно в «Журнале новых сообщений». Сообщения делятся на предупредительные “W”, аварийные “A”, системные “S”.Кроме «Журнала новых сообщений» , есть «Журнал архивных сообщений», в котором можно просмотреть сообщения сортируя их по параметрам, дате и др. В «Журнале оператора» регистрируются все вмешательства оператора в технологический процесс.Регулирование технологического процесса осуществляется путем вызова «оверлея» регулятора. Оператор может в ручном режиме управлять открытием закрытием клапана, в автоматическом режиме изменять задание регулирующего параметра. При каскадной схеме регулирования параметров нужно правильно включить каскадный регулятор в автоматический режим, для чего:перевести в автоматический режим ведомый каскад с локальной уставкой;включить режим «каскад»;перевести ведущий каскад регулятора в автоматический режим.Подсистема ПАЗ обеспечивает автоматическое включениеотключение насосов, закрытиеоткрытие задвижек, отсечных клапанов при достижении блокировочными параметрами пределов срабатывания. При этом срабатывает звуковая и световая сигнализация, сообщения записываются в «Журнал новых сообщений» и в «Журнал архивных сообщений». Некоторые параметры имеют деблокирующие ключи. Попасть в видеограммы состояния блокировок можно по кнопке «Блокировки» в верхней части любого экрана.Системой формируются отчеты: режимные листы, наработка оборудования. Режимные листы автоматически выводятся в печать.Структура многомерных прогнозирующих контроллеров установки АВТ5 приведена на рисунке 1.Рисунок 1 Структура контроллеровНа установке используется три многомерных прогнозирующих контроллера:Контроллер атмосферного блока (название в АРС системе – C5AT)Контроллер блока стабилизации и разделения бензина (название в АРС системе C5NS)Контроллер вакуумного блока (название в АРС системе – C5VT)Системные решенияУпрощенная блоксхема системной организации многомерных прогнозирующих контроллеров установки АВТ5 приведена на Рисунке 2:Рисунок 2 Блоксхема организации многомерных прогнозирующих контроллеров.Все три контроллера, а также средства для расчета и обработки виртуальных анализаторов установлены на сервере АРСсистемы. Для работы операторов с контроллерами на операторских станциях запускается операторский интерфейс АРСсистемы Profit Suite Operator Station (PSOS), т.е. экран управления АРС.Аварийные ситуации и меры их устраненияНаиболее опасными местами и работами на установке являются:•околопечная территория;•колодцы промышленной канализации, приямки и узлы переключения;•отборы проб газа из емкостей Е1,1а,2,3,4;•отборы проб нефтепродуктов;•дренирование из электродегидраторов и емкостей;•закачка деэмульгатора, ингибитора коррозии Додиген481 и нейтрализатора Додикор1830 в емкости Е7,9,Е8.Опасности производства, обусловленные особенностями технологического процесса, выполнения отдельных производственных операций1)1.Во время работы установки необходимо обеспечить контроль за давлением (вакуумом), температурой, уровнями в аппаратах.Работать с низким (аварийным) уровнем нефтепродукта в аппаратах, питающих горячие насосы, запрещается.2)Для предупреждения возможных деформаций, разгерметизации фланцевых соединений трубопроводов и в аппаратах изменение температуры и давления должно производиться медленно и плавно, не допуская повышение рабочих параметров выше допустимых.3)При эксплуатации установки необходимо постоянно контролировать давление в колоннах К1,2,4,6, Е1,1а,2,3,4 не допускать резких колебаний давления, особенно в сторону превышения, т.к. это может привести к подрыву предохранительных клапанов или разгерметизации оборудования.Превышение температуры на выходе из печей может привести к закоксовыванию змеевиков печи, а превышение температуры на выходе нефтепродуктов с установки может привести к аварии резервуаров вследствие вскипания, загазованности в резервуарных парках.Запрещается пуск вакуумной части атмосферновакуумных установок, на сырой нефти, для пуска её должен применяться мазут.4)Вследствие образования сероводорода и хлористого водорода возможна коррозия трубопроводов и аппаратов, с целью ее снижения предусмотрена подача ингибитора коррозии и нейтрализующего амина.5)Отбор проб производить только из специально оборудованных пробоотборников, с дублером, иметь при себе фильтрующий противогаз. Жидкие продукты отбирать в бутылки, переносить их в специальной корзинке. Отбор проб газа производить в фильтрующем противогазе, стоя с наветренной стороны.6)При дренировании аппаратов следить за работой канализации, своевременно заканчивать дренирование, не допуская разливов и утечки нефти и нефтепродуктов. Работать в фильтрующем противогазе.7)Периодически действующие трубопроводы должны в зимнее время прокачиваться продуктом по графику.К аварии могут привести следующие нарушения правил безопасности работающими:•самовольный пуск установки или аппарата после ремонта;•пуск установки без опрессовки аппаратов, трубопроводов и устранения неисправностей, выявленных при этом;•несоблюдение правил подготовки оборудования к ремонту;•ремонт оборудования на ходу;•пуск установки без необходимых приборов контроля за режимом работы аппаратов;•пуск установки на высокой производительности;•нарушение герметичности вакуумной колонны;•эксплуатация установки с неисправной сигнализацией и блокировками;•несоблюдение правил эксплуатации вентиляционных установок;•нарушение инструкций по охране труда, газовой и пожарной безопасности, по эксплуатации оборудования;•нарушение норм технологического режима работы установки.Нарушение норм технологического режима может быть вызвано следующими причинами:•Внезапное прекращение подачи сырья;•Попадание сильно обводненной нефти на установку;•Попадание в колонну значительного количества воды с сырьем или орошением;•Повышение уровня в колоннах;•Прекращение подачи острого и циркуляционного орошений;•Превышение температуры продуктов на выходе с установки;•Превышение давления в аппаратах, что может привести к сбросу предохранительных клапанов.В системе установки обращается большое количество нефти, бензиновых, керосиновых фракций, фракций дизельного топлива, мазута, вакуумных погонов, гудрона, углеводородного газа, сероводорода способных гореть и образовывать взрывоопасные смеси.Взрывопожароопасность установки обусловлена следующими факторами:транспортировка высоконагретых нефти и нефтепродуктов по разветвленной сети трубопроводов, деформация и потеря герметичности которых от механических и температурных колебаний, а также от коррозии при недостаточном контроле может привести к самовоспламенению выходящего наружу нефтепродукта;в применении аппаратов с электрическим разделением нефти (электродегидраторы 2 ЭГ160), при работе которых с пониженным уровнем возможны взрывы с разрушением аппаратов;применение факельных печей при эксплуатации которых возможны прогары и разрывы труб с нефтепродуктом от коксовых отложений и др. причин;возможность разрыва аппарата или трубопровода в результате внезапного повышения в них давления;наличия пирофорных соединений, образующихся вследствие воздействия на железо и его окислы сероводорода, содержащегося в парах нефтепродуктов, и способных самовозгораться.Для предупреждения взрыва предусмотрены меры, исключающие образование взрывоопасной среды и возникновение источников инициирования взрыва:контроль состава воздушной среды;применение рабочей и аварийной вентиляции;отвод взрывоопасной среды;регламентация огневых работ;применение материалов, не создающих при ударе искр;применение средств защиты от статического и атмосферного электричества;применение взрывозащищенного оборудования.Охрана труда и противопожарная профилактика7.4.1 Основные мероприятия по предупреждению нарушений технологического процесса и аварийОсновными мероприятиями по предотвращению нарушений технологического процесса и аварий являются:•герметизация оборудования, трубопроводов, коммуникаций;•оснащение приборами автоматизации и контроля опасных операций;•механизация трудоемких и вредных процессов при очистке и ремонте оборудования и емкостей;•обучение обслуживающего персонала безопасным методам работы, способам ликвидации аварий и загораний на установке, правилам эксплуатации аппаратов, работающих под давлением;•своевременное и качественное проведение плановопредупредительных и текущих ремонтов.Для обеспечения безопасной эксплуатации технологического оборудования на установке предусмотрены:•блокировка подачи электрического напряжения на электроды электродегидраторов от уровня жидкости в них, что исключает работу электрических элементов незакрытых жидкостью, и в случае открытой входной двери в зону трансформаторов;•автоматическое регулирование рабочей температуры колонн, 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.При эксплуатации установки во избежание аварий с пожарами и взрывами необходимо:1)периодически проверять толщину стенок технологических трубопроводов, особенно с горячими нефтепродуктами:2)перед пуском и остановкой аппаратов, работающих с нефтепродуктами продуть их паром (азотом) во избежание образования в них взрывоопасных концентраций;3)не применять разнородных металлов для ремонта аппаратов и трубопроводов во избежание их усиленной коррозии в местах стыков;4)не оставлять без контроля опорожненные и непродутые емкости во избежание самовозгорания пирофорных соединений железа;5)не применять для ремонта работающей аппаратуры инструмента из искрообразующих материалов;6)все аппараты, работающие под давлением, должны эксплуатироваться в соответствии с правилами Ростехнадзора.При эксплуатации резервуаров необходимо соблюдать следующие требования:1)Заполнение резервуара вести в соответствии с технологической картой.2)Постоянно контролировать уровень в резервуаре.3)Обеспечивать исправность работы прибора контроля уровня.4)Производить регулярный осмотр и своевременный ремонт оборудования, запорной арматуры, трубопроводов, приборов с целью оперативного выявления дефектов и их устранения.5)При появлении пропусков нефти через фланцевые или резьбовые соединения, сварные швы или стенки резервуара резервуар выключить из работы, установку перевести на резервный резервуар или на прямое питание.6)Замеры уровня записываются в операторном листе установки каждые 2 часа. Замер температуры в резервуаре производится 2 раза на начало и конец вахты. Оператор сводит баланс движения нефти в резервуаре, в случае небаланса принимает меры для исправления ошибки и отыскания потерь нефти.7)Замер уровня нефти в резервуаре производится уровнемером через 2 часа, а при заполнении и опорожнении первого и последнего метра резервуара, считая по высоте, замеры должны производиться через промежутки времени, гарантирующие от перелива резервуара или сброса насоса.8)Все отверстия на резервуарах (замерный люк, световые люки, отверстия для троса от хлопуши к подъемной трубе) должны быть всегда плотно закрытыми.9)Замер уровня нефти в резервуарах должен производиться с помощью дистанционных приборов.10)Отбор проб из резервуара производится только при устоявшемся уровне нефти и не ранее чем через 2 часа после закачки или откачки. Отбор проб производит оператор с дублером.