Реферат: Пожарная безопасность технологического процесса первичной переработки нефти Антипинского нефтеп

Для разделения нефти принята двухступенчатая схема перегонки с предварительным испарением и подачей водяного пара в отгонные части атмосферных колонн.

Стадия атмосферной перегонки осуществляется в двух ректификационных колоннах, оборудованных насадкой фирмы «ПЕТРОФАК». Основным условием ректификации является противоточный многократный ступенчатый контакт жидкости (флегмы) и паров, поднимающихся вверх по слоям насадки.

Также с целью защиты верхней части колонны Т-101 пары воды, легких фракций нефти и газы выводятся с верха колонны при температуре 110-160 ^о С, контролируемый прибором TIС-1216, и направляются по шлемовой трубе в конденсатор-холодильник воздушного охлаждения АС-101А/В/С. В воздушном холодильнике парогазовый поток охлаждается потоком воздуха, подаваемый вентиляторами АМ-101А/В/С/D/E/F, до 40¸70^о С и основная часть паров конденсируется. Температура конденсации регулируется за счет изменения положения жалюзи воздушного холодильника и байпасирования части парового потока через клапан TV-1223 под управлением регулятора температуры TIC-1223.

1.3. Краткое описание технологической схемы установки

1.3.1. Электрообессоливание и обезвоживание нефти

Регулируемый поток сырой нефти подается на установку с помощью сырьевых насосов Р-101/А,В. Во избежании отложения солей в теплообменниках к сырой нефти добавляется около 2 объемных процентов пресной воды. В начале процесса происходит теплообмен между сырой нефтью и холодным мазутом в теплообменнике Е-101/А,В; а затем – теплообмен между сырой нефтью и холодным дизельным топливом в теплообменнике Е-102/А,В. К этому моменту температура сырой нефти достигнет 255 ^о F (124^о С).

Пресная вода вводится в предварительно нагретую сырую нефть в количестве 4 объемных процента и смешивается с ней путем пропускания через шаровой клапан с целью создания перепада давления (5-15) psi [(0,35-1,05) кг/см² изб.]. Пресная вода закачивается из ТК-101 с помощью водяных насосов Р-107/А,В обессоливающей установки (ОУ) и перед смешением с сырой нефтью подвергается предварительному нагреву за счет теплообмена с солевым раствором в водном теплообменнике ОУ Е-107. После перемешивания воды с сырой нефтью процесс обессоливания заканчивается за счет дегидратации сырой нефти по принципу электростатического коалесцирования; эта процедура обеспечивает удаление солей, растворенных в воде. Весь процесс происходит в обессоливателе V-101.

Обессоливатель V-101 представляет собой электростатическую обессоливающую установку, в которой поддерживается электростатическое поле высокого напряжения (15-25 кВт). Сырая нефть поступает в емкость через распределительный коллектор, расположенный в нижней части емкости и охватывающий всю длину корпуса. Обессоливающая вода отделяется от нефти и осаждается на дне емкости под действием силы тяжести, так как обладает более высокой плотностью, в то время как небольшие диспергированные частицы поднимаются наверх в электростатическое поле. Влияние электростатического поля заставляет электропроводимые капли соленой воды коалесцировать друг с другом, в результате чего их масса увеличивается, и соответственно повышается их скорость осаждения. Соленая вода из V-101 поступает на устройство регулирования межфазного уровня, после этого – в водяной теплообменник Е-107, где происходит теплообмен с пресной водой, а затем - на слив. Обессоленная сырая нефть выводится через верхнюю часть V-101.

Выходящая из ОУ сырая нефть подвергается дальнейшему предварительному нагреву за счет теплообмена с горячим дизельным топливом в теплообменнике Е-103 до 325 ^о F (163 ^о С). Дополнительный предварительный нагрев производится в теплообменнике промежуточного мазута/сырой нефти Е-104/А,В и в теплообменнике горячего мазута/сырой нефти Е-105. Температура сырой нефти на выходе составляет приблизительно 415 ^о F (213 ^о С). Выходящая сырая нефть разделяется на два параллельных потока, каждый из которых затем снова разделяется на два параллельных потока. Общий расход сырой нефти и её разделение на четыре параллельных потока регулируется регулятором расхода на каждом из нагревателе сырой нефти
Н-101 и Н-102. Сырая нефть нагревается приблизительно до 640 ^о F (338 ^о С) и частично испаряется. Температура сырой нефти на выходе из нагревателя регулируется регулятором температуры, чем осуществляется регулирование подачи газообразного топлива в горелки нагревателя. Для повышения температуры сырой нефти перед поступлением в зону испарения ректификационной колонны предусмотрены два подающих нагревателя (Н-101 и Н-102) мощностью 3,7 ккал/ч. Эти нагреватели оснащены горелками, работающими на газообразном топливе.

1.3.2. Атмосферная перегонка

Нагреватели сырой нефти Н-101 и Н-102 оснащены установленными в секциях конвекции змеевиками перегрева пара. Перегретый пар производится путем пропускания насыщенного пара через перегревающие змеевики. Затем перегретый пар подается в колонну фракционирования сырой нефти Т-101, а также в секцию отгонки дизельного топлива Т-103. Частично испарившаяся сырая нефть из нагревателей подается на тарелку № 4 колонны Т-101. Перегретый пар подается под тарелку № 1 колонн Т-101 и Т-103 для повышения испаряемости и отгонки легких фракций из неиспарившейся части сырой нефти и дизельного топлива при их прохождении через донные тарелки вышеупомянутых колонн.

Испарившаяся часть сырой нефти поднимается через верхние тарелки колонны Т-101 и вступает в контакт с возвращающейся флегмой, в результате чего происходит требуемое фракционирование. Охлаждение перегретого пара происходит в конденсаторе наверху ректификационной колонны сырой нефти АС-101/А,В,С. Сконденсированный дистиллят собирается в накопителе ректификационной колонны V-102. Все несконденсированные пары как при нормальной работе, так и при нарушениях работы установки выпускаются через регулятор давления для сжигания на факеле. Температура сконденсированного дистиллята регулируется ручным жалюзи теплообменника с воздушным охлаждением или путем частичного перепуска в обход АС-101/А,В,С.

Водяной пар в потоке дистиллята конденсируется и осаждается в основании V-102. Получаемая вода возвращается в ТК-101 регулятором уровня жидкости, а затем используется в качестве источника воды для ОУ. Сконденсированный бензин закачивается наверх ректификационной колонны сырой нефти для организации орошения с помощью насосов орошения Р-102/А,В. Эти насосы используются также для перекачки бензина из V-102 по регулятору уровня в резервуары хранения Р-13, Р-14 через воздушный холодильник АС-103 и водяной холодильник Е-106.

Мазут, остаточный продукт перегонки в ректификационной колонне сырой нефти Т-101, отводится с помощью регулятора уровня жидкости (насосом Р-106/А,В). Мазут последовательно охлаждается в теплообменнике горячего мазута/сырой нефти Е-105, в теплообменниках промежуточного мазута/сырой нефти Е-104/А,В и холодного мазута/сырой нефти Е-101/А,В, а затем отводится в резервуары хранения Р-5÷Р-8.

Дизельное топливо отделяется на тарелке градирни выше тарелки № 12 колонны Т-101 и подается в область выше тарелки № 4 секции отгонки дизельного топлива Т-103. Под тарелку № 1 секции отгонки дизельного топлива подается перегретый пар. Дизельное топливо отбирается в нижней части колонны Т-103 с помощью регулятора уровня и перекачивается насосами дизельного топлива Р-105/А,В в теплообменник горячего дизельного топлива/сырой нефти Е-103, теплообменник холодного дизельного топлива/сырой нефти Е-102/А,В; устройство охлаждения дизельного топлива АС-102, а затем пропускается через солевой обезвоживатель V-103 и перекачивается в резервуары хранения Р-9÷Р-12. Значительная часть дизельного топлива перепускается обратно на тарелку № 14 колонны Т-101 для утилизации тепла от процесса. Дизельное топливо также подается обратно в колонну Т-101 на тарелку № 11 в качестве оросителя.

В блоке атмосферной разгонки нефти предусматривается линия нефтяных отходов, в которую врезаются трубопроводы некондиционного бензина, некондиционного дизельного топлива и мазута. С БНПУ нефтяные отходы направляются в Р-1 товарно-сырьевого склада.

2 Анализ пожарной опасности технологического процесса установки БНПУ

Установка БНПУ нефтеперерабатывающего завода ЗАО «Антипинский НПЗ», как и другие установки по переработке нефти, представляет собой большую пожарную опасность, которая обуславливается: сложностью технологических линий, большим количеством емкостей и аппаратов в которых находятся пожаровзрывоопасные продукты под большим давлением и при высокой температуре, разветвленной сетью с многочисленной запорно-пусковой и регулирующей арматурой и контрольно-измерительными приборами, а также значительным количеством легковоспламеняющихся и горючих жидкостей, паров и газов.

2.1. Пожаровзрывоопасные свойства сырья, полупродуктов, готовой продукции и отходов производства

Потенциальная возможность возникновения и развития пожара в значительной мере определяется свойствами применяемых веществ и материалов.

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 установке.

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

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

Дизельное топливо (летнее, зимнее) – горючая жидкость. Плотность 860(Л), 840(З) кг/м³ , t _всп =61-40⁰ С, t _с =240⁰ С, температурные пределы воспламенения нижний 690°С, верхний 119⁰ С.

Мазут М-100 - горючая жидкость. Плотность 890-995 кг/м³ , скорость выгорания 6 см/ч, скорость нарастания прогретого слоя 24-42 см/ч, температура прогретого слоя 230-300⁰ С, температура пламени 1000⁰ С, t _всп = 207⁰ С, t _с = 380⁰ С, температурные пределы воспламенения нижний 138⁰ С, верхний 145⁰ С.

Характеристику пожаровзрывоопасных свойств обращающихся газов сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 – Характеристика пожаровзрывоопасных свойств, обращающихся газов

Наименование продукта, формула	Температура самовоспламенения о С	Плотность, кг/м3	Концентрационные пределы воспламенения		Минимальная концентрация для тушения
			НПВ, %	ВПВ, %	СО2	N2
1	2	3	4	5	6	7
Этан C2 H6	472	1,3561	3,07	15	34	46
Пропан C3 H8	470	-	2,3	9,5	32	45
Бутан C4 H10	405	2,6720	1,8	9,1	29	41

Из анализа пожароопасных свойств веществ видно, что в данном произ