Скачать

Прогнозирование, предупреждение и ликвидация чрезвычайных ситуаций на Туймазинском газоперерабатывающем заводе

1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Применение сжиженных углеводородных газов

1.2 Физико-химические свойства сжиженных углеводородных газов, обуславливающие возникновение аварии

1.3 Переработка газа

1.4 Назначение газофракционирования в общей схеме переработки газа. Основы процесса ректификации

1.5 Технологическая схема газофракционирующей установки ГФУ-1

1.6 Особенности технологического процесса ректификации, обуславливающие его пожаровзрывоопасность

1.7 Статистика чрезвычайных ситуаций на предприятиях нефтегазового комплекса

1.8 Анализ пожаровзрывоопасности газоперерабатывающего производства

1.9 Анализ пожаровзрывоопасности предприятий газоперерабатывающей промышленности в аспектах экономики, экологии, этики и устойчивости в чрезвычайных ситуациях

1.10 Предотвращение взрывов и взрывозащита производственного оборудования, зданий, сооружений и технологических процессов предприятий нефтегазопереработки

2 АНАЛИЗ ВОЗМОЖНЫХ ЧРЕЗВЫЧАЙНЫХ СИТУАЦИЙ И ИХ РАЗВИТИЕ. ОЦЕНКА РИСКА ГАЗОФРАКЦИОНИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ

2.1 Характеристика Туймазинского газоперерабатывающего завода

2.2 Численность населения, которая может пострадать в результате воздействия факторов ЧС

2.3 Оценка риска аварий на газофракционирующей установке

2.4 Разработка сценариев развития чрезвычайной ситуации методом построения дерева отказов

2.5 Краткое описание рассматриваемой чрезвычайной ситуации

3 ПОЖАРОВЗРЫВОЗАЩИТА ГАЗОФРАКЦИОНИРУЮЩЕЙ УСТАНОВКИ ТУЙМАЗИНСКОГО ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА

3.1 Анализ производства по пожаровзрывоопасности. Характеристика используемых в производстве веществ и материалов попожаровзрывоопасности

3.2 Описание расчетного сценария аварии

3.3 Расчет показателей пожаровзрывоопасности газофракционирующей установки

3.3.1 Расчет параметров волны давления

3.3.2 Расчет размеров зон, ограниченных нижним концентрационным пределом распространения (НКПР) газов

3.3.3 Расчет интенсивности теплового излучения при образовании «огненного шара»

3.3.4 Расчет интенсивности теплового излучения при пожаре пролива

3.4 Оценка индивидуального и социального риска

3.4.1 Оценка индивидуального риска

3.4.2 Оценка социального риска

3.5 Разработка мероприятий по предупреждению пожаров и взрывовна газофракционирующей установке

3.5.1 Молниезащита

3.5.2 Разработка автоматической системы пожаротушения

3.5.2.1 Огнетушащие средства, используемые при тушении сжиженных углеводородных газов

3.5.2.2 Автоматические стационарные установки пожаротушения

3.5.2.3 Расчет расхода раствора пенообразователя

3.5.2.4 Расчет расхода воды на охлаждение резервуаров

3.5.2.5 Расчет количества пенообразующих устройств

3.5.3 Системы автоматической пожарной сигнализации

3.6 Оценка возможного числа пострадавших

4 ПЛАНИРОВАНИЕ И ТЕХНОЛОГИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ АВАРИЙНО-СПАСАТЕЛЬНЫХ И ДРУГИХ НЕОТЛОЖНЫХ РАБОТ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ЧРЕЗВЫЧАЙНОЙ СИТУАЦИИ НА ТУЙМАЗИНСКОМ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕМ ЗАВОДЕ

4.1 Перечень превентивных мероприятий при авариях на пожаро- и взрывоопасных объектах

4.2 Планирование, технология выполнения аварийно-спасательных и других неотложных работ в зоне аварии

4.3 Районы расположения формирований и время их выдвижения в зону чрезвычайной ситуации

4.4 Организация разведки в зоне ЧС

4.5 Организация спасения людей, находящихся в завалах

4.5.1 Расчет параметров завалов, образующихся при полных и сильных разрушениях зданий

4.5.2 Способы деблокирования пострадавших из-под завалов

4.5.3 Расчет сил и средств для расчистки завалов и деблокирования пострадавших

4.6 Эвакуация пострадавших и персонала предприятия

4.7 Организация пожаротушения

4.7.1 Особенности тушения открытых технологических установок

4.7.2 Выбор способов прекращения горения и огнетушащих веществ

4.7.2.1 Водоснабжение

4.7.2.2 Расчет сил и средств пожаротушения

4.8 Расчет сил для локализации аварий на коммунально-энергетических сетях

4.9 Подбор комплекта и комплекса спасательной техники для выполнения работ в зоне чрезвычайной ситуации

4.9.1 Теоретические основы отбора дорожных машин для механизации работ в зоне ЧС

4.9.2 Теоретические основы отбора подъемно-транспортных машин для механизации аварийно-спасательных работ

4.9.3 Основы отбора экскаваторов для выполнения работ при ведении аварийно-спасательных работ

4.10 Завершение аварийно-спасательных и других неотложных работ

5 Организация управления ликвидацией ЧС

5.1 Оповещение и сбор руководящего состава при возникновении чрезвычайной ситуации на Туймазинском газоперерабатывающем заводе

5.2 Структура управления ликвидацией чрезвычайной ситуации на Туймазинском газоперерабатывающем заводе

5.3 Решение председателя комиссии по чрезвычайным ситуациям и обеспечению пожарной безопасности – директора ТГПЗ при ликвидации чрезвычайной ситуации

5.4 Организация взаимодействия сил ликвидации чрезвычайной ситуации

6 ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ АВАРИЙНО-СПАСАТЕЛЬНЫХ И ДРУГИХ НЕОТЛОЖНЫХ РАБОТ

6.1 Идентификация и анализ поражающих, опасных и вредных факторов в зоне чрезвычайной ситуации

6.2 Меры безопасности при работах по тушению пожаров на объектах нефтегазоперерабатывающей отрасли

6.3 Меры безопасности при проведении работ в завалах

6.4 Меры безопасности при работах в условиях плохой видимости

6.5 Выбор методов и средств индивидуальной защиты спасателей

6.6 Защита труда спасателя: страховые гарантии, оплата труда, социальная защита членов семей

7 Обеспечение медицинской помощи и психологической устойчивости при возникновении чрезвычайной ситуации на Туймазинском газоперерабатывающем заводе

7.1 Организация обеспечения медицинской помощи

7.2 Анализ воздействия поражающих, опасных и вредных факторов, возникающих при взрыве и пожаре пролива на Туймазинском газоперерабатывающем заводе, на организм человека

7.3 Оказание первой медицинской помощи

7.3.1 Первая медицинская помощь при терминальных состояниях

7.3.2 Первая медицинская помощь при механических травмах

7.3.3 Первая медицинская помощь при синдроме длительного сдавления

7.3.4 Первая медицинская помощь при ожогах

7.3.5 Первая медицинская помощь при отравлении продуктами горения

7.3.6 Первая медицинская помощь при электротравмах

7.3.7 Психологическая устойчивость в чрезвычайных ситуациях

8 МАТЕРИАЛЬНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ФОРМИРОВАНИЙ рсчс ПРИ ЛИКВИДации ЧС на туймазинском газоперерабатывающем заводе

8.1 Материально-техническое обеспечение формирований РСЧС в зоне ЧС (основные принципы и требования)

8.1.1 Обеспечение формирований водой

8.1.2 Обеспечение продуктами питания

8.1.3 Обеспечение предметами первой необходимости

8.1.4 Расчет расхода топлива и горюче-смазочных материалов для спасательной техники

8.1.4.1 Расчет нормативного расхода топлива для бортовых грузовых автомобилей

8.1.4.2 Расчет расхода топлива для автобусов, машин скорой и специальной помощи

8.1.4.3 Нормы расхода топлива на работу специального оборудования установленного на автомобилях

8.1.4.4 Расчет расхода топлива для техники на базе тракторов

8.1.4.5 Нормы расхода смазочных материалов

8.1.5 Обеспечение ремонта спасательной техники, участвующей в работах в зоне ЧС

9 Оценка экономического ущерба при возникновении чрезвычайной ситуации на ТУЙМАЗИНСКОМ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕМ ЗАВОДЕ

9.1 Расчет затрат на локализацию аварии и ликвидацию ее последствий

9.1.1 Затраты на питание ликвидаторов аварии

9.1.2 Расчет затрат на оплату труда ликвидаторов аварии

9.1.3 Расчет затрат на организацию стационарного и амбулаторного лечения пострадавших

9.1.4 Расчет затрат на топливо и горюче-смазочные материалы

9.1.5 Расчет затрат на амортизацию используемого оборудования и технических средств

9.2 Расчет величины социального ущерба

9.3 Определение величины экономического ущерба

ВЫВОДЫ

Приложение А

Приложение Б

Список литературы

РЕФЕРАТ

ЧРЕЗВЫЧАЙНАЯ СИТУАЦИЯ, ВЗРЫВ, ПОЖАР, АНАЛИЗ, РИСК, ЕМКОСТЬ ОРОШЕНИЯ, СЖИЖЕННЫЙ УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ГАЗ, ПРОПАН, УЩЕРБ, ПОЖАРОВЗРЫВОЗАЩИТА.

Актуальность работы обусловлена тем, что ущерб от пожаров и взрывов на предприятиях нефтепереработки имеет колоссальные размеры и тенденцию постоянного роста. По мере повышения уровня технической оснащенности производства, повышается и его пожароопасность. Пожары являются составной частью большинства чрезвычайных ситуаций на объектах хранения и переработки углеводородных газов, что обуславливает необходимость разработки мер, направленных на их предупреждение.

Объектом исследования является газофракционирующая установка Туймазинского газоперерабатывающего завода, предназначенная для ректификации широкой фракции легких углеводородов.

Цель работы – обеспечение безопасности, прогнозирование чрезвычайной ситуации и разработка мероприятий по проведению аварийно-спасательных и других неотложных работ на Туймазинском газоперерабатывающем заводе

Произведена оценка промышленной безопасности газофракционирующей установки. Рассмотрены вероятности возникновения различных вариантов аварий со взрывом и последующим пожаром пролива на территории установки. Приведен прогноз возможных потерь среди персонала предприятия. Предложен комплекс спасательной техники, используемой при ликвидации последствий аварии. Рассчитано количество и состав спасательных формирований привлекаемых к ведению аварийно-спасательных и других неотложных работ.

Приведены расчеты возможного экономического ущерба от аварии, рассчитан экологический ущерб окружающей среде, а также социальный ущерб при гибели сотрудников предприятия.

Проведен анализ причин возникновения аварийных ситуаций на объекте исследования и приведен перечень мероприятий позволяющих снизить пожарную опасность производства.

Пояснительная записка на ___ листах, количество иллюстраций ___, таблиц ___, источников ___.

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

ЧС – чрезвычайная ситуация

АСДНР – аварийно-спасательные и другие неотложные работы

ТГПЗ – Туймазинский газоперерабатывающий завод

СУГ – сжиженные углеводородные газы

ЛВЖ – легковоспламеняющиеся жидкости

ГГ – горючие газы

НКПВ – нижний концентрационный предел взрываемости

КИП и А – контрольно-измерительные приборы и аппараты

РТП – руководитель тушения пожара

ГСМ – горюче-смазочные материалы

ПЧ – пожарная часть

ГЗСО – газоспасательный отряд

КЭС – коммунально-энергетические сети

МТО – материально-техническое обеспечение

СИЗ – средства индивидуальной защиты

ВВЕДЕНИЕ

Чрезвычайные ситуации, связанные с применением сжиженных углеводородных газов в настоящее время происходят все чаще, в связи с нарастанием объемов производства. Актуальность работы обусловлена тем, что ущерб от пожаров и взрывов в промышленно развитых странах имеет колоссальные размеры и тенденцию постоянного роста. По мере повышения уровня технической оснащенности производства, повышается и его пожаровзрывоопасность. Пожары и взрывы являются составной частью большинства чрезвычайных ситуаций на предприятиях нефтегазопереработки, что обуславливает необходимость и актуальность разработки мер, направленных на их предупреждение.

Целью дипломной работы является обеспечение безопасности, прогнозирование чрезвычайной ситуации и разработка мероприятий по проведению аварийно-спасательных и других неотложных работ на Туймазинском газоперерабатывающем заводе.

Для реализации поставленной цели, в работе решаются следующие задачи:

- проведен анализ аварийности на данном и аналогичных производствах, выявлены возможные причины и разработаны сценарии возникновения развития аварийной ситуации на объекте методом построения дерева отказов;

- произведен расчет масштабов воздействия поражающих факторов ЧС;

- предложен комплекс мероприятий по проведению аварийно – спасательных и других неотложных работ в зоне поражения;

- изучена система управления за промышленной безопасностью на объекте и порядок взаимодействия формирований при ликвидации аварии;

- разработаны мероприятия по обеспечению безопасности при работе формирований в зоне поражения и оказанию медицинской помощи пострадавшим;

- рассчитан экономический ущерб от аварии;

Решение этих задач позволит повысить безопасность функционирования предприятия и его устойчивость к возникновению чрезвычайных ситуации, путем предложения комплекса мероприятий по снижению рисков возникновения аварий.

1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

В разделе проводятся краткий анализ аварийности объектов нефтегазового комплекса в России и за рубежом, анализ в аспектах экологии, экономики, этики и устойчивости в ЧС, рассматриваются возможные аварийные ситуации на предприятиях газоперерабатывающей отрасли на основе информации из литературных источников, приводится краткая физико-химическая характеристика сжиженных углеводородных газов. Выяснив особенности технологических процессов, причины аварий и условия их возникновения, можно спрогнозировать ЧС и определить последствия воздействия поражающих факторов.

1.1 Применение сжиженных углеводородных газов

Сжиженные газы широко применяют в качестве сырья для нефтехимической промышленности, используют как моторное топливо, а также бытовое топливо для газификации населенных пунктов, предприятий, животноводческих ферм и т.д.

Основной потребитель сжиженных газов в настоящее время – это нефтехимические производства. Этан, пропан, н-бутан, а также газовый бензин и гексан служат сырьем для производства этилена, из которого получают этиловый спирт, глицерин, этиленгликоль, дихлорэтан, хлористый этил и др. При дальнейшей переработке этих веществ получают лаки, растворители, красители, моющие средства, синтетический каучук, полиэтилен, полипропилен (1).

В промышленности сжиженные углеводородные газы используются для термической обработки и резки черных металлов, для сварки и пайки цветных металлов, для поверхностной закалки и сушки. Применение газа для технологических нужд промышленности снижает стоимость топлива, способствует повышению производительности и улучшению качественных показателей работы агрегатов, а в химической промышленности улучшает технико-экономические показатели производства и позволяет уменьшить использование других веществ.

Сжиженные газы получают из попутного нефтяного газа, который добывается вместе с нефтью на нефтяных месторождениях. Добытый на месторождениях нефтяной газ представляет собой смесь различных углеводородов, водяных паров, азота, а иногда и кислых компонентов: углекислоты и сероводорода. Транспортировать такой газ по трубопроводам на относительно большие расстояния и под давлением выше 0,7 МПа практически невозможно, так как водяные пары и тяжелые углеводороды при понижении температуры конденсируются, образуя жидкостные, ледяные и гидратные пробки, поэтому нефтяной газ подвергается переработке на газоперерабатывающих заводах (3).

При больших масштабах производства и переработки углеводородного сырья возрастают вероятность и степень опасности взрывов и пожаров. Размеры ежегодного материального ущерба от пожаров и взрывов во всех технически развитых странах имеют тенденцию к неуклонному росту. При этом увеличиваются размеры материального ущерба от каждого отдельного случая взрыва или пожара, так как с непрерывным ростом масштабов производства увеличиваются единичная мощность установок и концентрация на производственных площадях горючих и взрывоопасных продуктов и, прежде всего, сжиженных углеводородных газов. Наибольшее число крупных пожаров и взрывов на складах и открытых площадках обусловлено утечкой ЛВЖ и сжиженных углеводородных газов. Для выявления причин аварий на предприятиях газоперерабатывающей отрасли необходимо рассмотреть физико-химические свойства газа, особенности технологических процессов, статистику характерных чрезвычайных ситуаций в России и в мире (4).

1.2 Физико-химические свойства сжиженных углеводородных газов, обуславливающие возникновение аварии

Давление паровой фазы. Пары сжиженных углеводородных газов обладают значительной упругостью (давлением), которая возрастает с повышением температуры. Для жидкой фазы углеводородов характерен высокий коэффициент объемного расширения, она может охлаждаться до отрицательных температур. Паровая фаза имеет плотность, значительно превышающую плотность воздуха, обладает медленной диффузией, способна накапливаться в низких местах и колодцах, особенно при отрицательных температурах воздуха, в отличие от других газов имеет низкую температуру воспламенения и низкие значения пределов взрываемости (воспламеняемости) в воздухе, способна образовывать конденсат при низких температурах воздуха или при повышении давления.

Сжиженные углеводородные газы в закрытых сосудах и газопроводах находятся под давлением, которое соответствует упругости их паров при данной температуре. Давление в сосудах изменяется пропорционально температуре (5).

Обеспечение герметичности сосудов, газопроводов, запорной и регулирующей арматуры, а также их соединений является условием полной безопасности и безаварийности при хранении, розливе и транспортировке сжиженных газов. При заполнении сосудов сжиженными газами сверхдопустимого возможно повышение давления, приводящее к аварии, поэтому резервуары и баллоны полностью не заполняют, а оставляют некоторый объем, занимаемый парами сжиженных газов. Степень заполнения резервуаров и баллонов принимается в зависимости от марки газа, разности его температур во время заполнения и при последующем хранении. При разности температуры до 40 °С степень заполнения принимается 85%, а при большей разности она должна соответственно снижаться (5).

Конденсатообразование. Нагрев жидкой фазы вызывает ее испарение, увеличение массы насыщенных паров при одновременном повышении их температуры и давления (упругости). При охлаждении паровой фазы возникает обратный процесс - конденсатообразование. В связи с периодическими понижениями и повышениями температуры окружающей среды (воздуха, земли) в течение суток и года, а также в результате отбора паровой фазы в резервуарах и баллонах, заполненных сжиженными углеводородными газами, непрерывно происходит процесс тепломассообмена между жидкой и паровой фазами. Он более интенсивен, если жидкая и паровая фазы находятся в различных температурных условиях (например, подземные резервуары групповых установок в зимнее время находятся в зоне более высоких температур, чем выходящие из земли газопроводы). В установках сжиженного газа, смонтированных без учета процесса конденсатообразования в паровой фазе, газоснабжение нарушается и возникают аварии (5).

Для предупреждения указанных нарушений необходимо резервуары и трубопроводы насыщенных паров располагать в зоне одинаковых температур, предусматривать возможность беспрепятственного стока конденсата из газопроводов обратно в резервуар. Значительную опасность представляет конденсат, образующийся в трубопроводах паровой фазы перед компрессорами, Для предотвращения попадания конденсата в компрессоры предусматривается обязательная установка конденсатоотводчиков на всасывающих трубопроводах смеси углеводородов. Насыщенные пары конденсируются при понижении температуры или повышении давления, поэтому они не могут транспортироваться по трубопроводам без постоянного отвода конденсата или дополнительного подогрева.

Для предотвращения конденсатообразования входы в здания должны быть наружными, цокольными, утепленными. Подземные газопроводы от резервуарных установок с искусственным испарением, оборудованные нагревателями-регазификаторами, необходимо прокладывать ниже глубины промерзания или с тепловым спутником, обеспечивающим положительную температуру сжиженного газа (5).

Охлаждающее действие сжиженных газов. В зимнее время сжиженные углеводороды могут охлаждаться до температур ниже точки кипения и сохранять при этом свойства жидкости. Это объясняется тем, что пропан отвердевает при -189°С, а н-бутан при -135°С. Переохлажденные жидкости в испарение сжиженных углеводородов сопровождается отбором тепла из окружающей среды, что служит дополнительной причиной глубоких обмораживаний. Одной из особенностей сжиженных углеводородных газов является значительное понижение температуры при испарении жидкой фазы в летнее время.

Пожаро- и взрывоопасностъ. Пожароопасность сжиженных газов характеризуется следующими свойствами: высокой температурой горения, значительной теплотой, выделяющейся при сгорании газовоздушной смеси, низкими пределами воспламеняемости (взрываемости) и температурой воспламенения паровой фазы, потребностью большого количества воздуха при горении (6).

Под концентрационными пределамивоспламеняемости понимается минимальное (нижний предел) имаксимальное (верхний предел) содержание в воздухе горючих газов, за пределами которого их воспламенение любыми источниками огня невозможно. Пределы воспламеняемости выражаются в процентах по объему при нормальных условиях газовоздушной смеси. С увеличением температуры газовоздушной смеси пределы воспламеняемости расширяются.

При горении углеводородных газов в большом количестве образуются продукты сгорания, которые содержат мало кислорода, необходимого для дыхания человека. Сжиженные углеводородные газы тяжелее воздуха и при утечках распространяются по земле, заполняя низкие места (впадины, колодцы, приямки и другие подземные коммуникации). Таким образом, газ может распространиться на значительные расстояния (до нескольких сотен метров).

Большую опасность представляют хранилища газа в наземных резервуарах и баллонах. При пожарах в случае возгорания газов характерны быстрое развитие огня, высокая интенсивность тепловыделения, возможность взрывов баллонов и резервуаров, малая эффективность обычных средств пожаротушения.

Часто пожару предшествует взрыв, возникающий в результате воспламенения и горения газовоздушной смеси в ограниченном объеме: производственном помещении, подвале, канале, колодце, резервуаре, топке котла или печи. Горение в этом случае сопровождается нагревом и расширением газов, что приводит к быстрому повышению давления, влекущему за собой разрушение строительных конструкций (6).

Для газоснабжения согласно ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления» используют сжиженные углеводородные газы нескольких марок: СПБТЗ - смесь пропана и бутана технических зимняя, СПБТЛ - смесь пропана и бутана технических летняя и БТ - бутан технический (табл. 1 Приложения А).

Газы углеводородные сжиженные топливные образуют с воздухом взрывоопасные смеси при концентрации паров в % объемных от 1,5 до 9,5%. Характеристики углеводородов в составе сжиженных газов приведены в табл.2 Приложения А (7).

Взрывоопасность газоперерабатывающего производства определяется не только объемами и свойствами обращающихся веществ, но в значительной мере характером и особенностями технологических процессов.

1.3 Переработка газа

Попутные нефтяные газы выделяются с нефтью при ее добыче из нефтяных скважин. С каждой тонной добываемой нефти получают в среднем около 50 м³ газов. Некоторая часть из них уходит сразу же при извлечении нефти на поверхность земли. Другая часть газов остается растворенной в нефти и их затем отгоняют на специальных установках. Попутные газы содержат смесь различных углеводородов, водяные пары, азот, а иногда кислые компоненты: углекислоту и сероводород. Транспортировать такой газ по трубопроводам на относительно большие расстояния и под давлением выше 0,7 МПа практически невозможно, так как водяные пары и тяжелые углеводороды при понижении температуры конденсируются, образуя жидкостные, ледяные и гидратные пробки (1).

На газоперерабатывающих заводах с полным технологическим циклом существуют пять основных технологических процессов:

прием, замер и подготовка нефтяного газа к переработке, т.е. сепарация, очистка, осушка;

компримирование газа до давления, необходимого для переработки и транспортирования по магистральным газопроводам до потребителей;

отбензинивание газа, т.е. извлечение из него нестабильного газового бензина;

разделение нестабильного бензина на газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды пропан, изобутан, н-бутан;

прием, хранение и отгрузка железодорожным транспортом или по трубопроводам жидкой продукции завода (1).

Основным технологическим процессом газоперерабатывающего завода является процесс отбензинивания. Применяют четыре способа отбензинивания:

компрессионный,

низкотемпературная конденсация и ректификация,

абсорбционный,

адсорбционный.

Компрессионный способ отбензинивания основан на сжатии и последующем охлаждении газа в воздушных и водяных холодильниках; при этом некоторая часть тяжелых углеводородов и паров воды, входящих в состав газа, конденсируется, а затем отделяется в сепараторах (1).

Компрессионный способ как самостоятельный применяют крайне редко и только для отбензинивания очень «жирных» газов с содержанием С₃Н₈+ высшие от 1000 г/м³ и выше. Этот способ не обеспечивает достаточной глубины извлечения целевых компонентов из газа и обычно сочетается с другими способами отбензинивания.

В процессе низкотемпературной конденсации сжатый газ охлаждается до низких температур специальными хладагентами (пропаном, аммиаком), в результате чего значительная часть газа конденсируется. Углеводородный конденсат, содержащий все углеводороды, входящие в состав исходного газа, отделяется в сепараторе и затем подается в ректификационную колонну – деэтанизатор. Сверху колонны отводится метан и этан, а снизу – нестабильный газовый бензин (1).

Применение способа низкотемпературной конденсации целесообразно, когда в сырьевом газе содержание С₃Н₈+ высшие превышают 300 г/м³ и из газа извлекают гелий.

Низкотемпературная ректификация отличается от процесса низкотемпературной конденсации тем, что процесс ректификации происходит при более низкой температуре и в ректификационную колонну поступает двухфазная смесь: охлажденный газ и выпавший из него углеводородный конденсат. Сверху колонны уходит отбензиненный газ, а снизу – деметанизированный углеводородный конденсат. Этан из конденсата отделяют во второй колонне – деэтанизаторе.

Абсорбционный способ отбензинивания основан на различной растворимости компонентов газа в жидких нефтепродуктах, применяемых в качестве абсорбентов – поглотителей.

Процесс отбензинивания проводят в цилиндрической колонне, называемой абсорбером. Абсорбер по высоте разделен поперечными перегородками – барботажными тарелками, на которых происходит контактирование восходящего снизу вверх потока газа и стекающего вниз абсорбента. По мере подъема газа от нижней тарелки до верхней, содержащиеся в газе тяжелые углеводороды постепенно растворяются в абсорбенте, и сверху абсорбера отводится отбензиненный газ, почти не содержащий тяжелых углеводородов (1).

Снизу абсорбера отводится насыщенный абсорбент, который направляется на следующую стадию – десорбцию. На этой стадии благодаря нагреву и снижению давления происходит отпарка из абсорбента поглощенных из газа углеводородов, которые, покидая десорбер сверху, проходят через конденсаторы-холодильники, где конденсируются и образуют нестабильный газовый бензин. Применение абсорбционного способа наиболее рационально для отбензинивания газов, содержащих от 200 до 300 г углеводородов С₃Н₈+ высшие в 1 м³.

При переработке нефтяных газов с содержанием С₃Н₈+ высшие от 50 до 100 г/м³ применяют адсорбционный способ отбензинивания. Он основан на свойстве твердых пористых материалов поглощать пары и газы. В качестве адсорбента обычно используют активированный уголь, который поглощает из газа преимущественно тяжелые углеводороды и постепенно насыщается ими. Для отгонки поглощенных углеводородов и восстановления адсорбционной способности насыщенный уголь обрабатывают перегретым водяным паром. Смесь водяных и углеводородных паров, отогнанных из адсорбента, охлаждается и конденсируется. Полученный нестабильный бензин легко отделяется от воды (1).

Полученный в результате переработки осушенный и отбензиненный нефтяной газ можно транспортировать до потребителей по трубопроводам под высоким давлением на расстояние в сотни и тысячи километров.

Технологические процессы переработки газа осуществляются при высоких температурах и высоком давлении, что создает предпосылки для возникновения ЧС, положение усугубляется существенным износом оборудования и пожаровзрывоопасными свойствами перерабатываемого сырья и получаемых продуктов (8).

1.4 Назначение газофракционирования в общей схеме переработки газа. Основы процесса ректификации

Нестабильный бензин, получаемый на газоотбензинивающей установке методом компрессии, абсорбции, низкотемпературной ректификации или адсорбции, состоит из углеводородов от этана до гептана включительно.

В зависимости от состава перерабатываемого газа и глубины извлечения целевых компонентов из него составы нестабильных бензинов колеблются в широких пределах. Как товарный продукт нестабильный бензин не находит непосредственного применения: в народном хозяйстве используют выделенные из него технически чистые индивидуальные углеводороды, такие как пропан, изобутан, н-бутан, изопентан, н-пентан, гексан, стабильный газовый бензин. В качестве коммунально-бытового топлива используют также пропан-бутановую смесь в различных соотношениях в зависимости от времени года (1).

Основное требование к качеству каждого выделенного углеводорода - это чистота, т. е. высокая концентрация целевого компонента в получаемой фракции. Выделить совершенно чистые (не имеющие примесей) углеводороды в промышленных условиях практически невозможно. Вместе с целевым компонентом в продукте будут содержаться и другие углеводороды, имеющие близкие температуры кипения. Такая смесь носит название фракции того или иного компонента или группы компонентов, например, пропановая фракция, пропан-бутановая фракция, бутан-изобутановая фракция. Четкое разделение смесей жидких углеводородов на составляющие компоненты достигается в процессе ректификации. Если смесь двух взаиморастворимых жидкостей подвергнуть постепенному нагреву, то при некоторой температуре начнет выкипать жидкость, имеющая более низкую температуру кипения. Эту жидкость называют низкокипящим компонентом (н. к. к.). При температуре кипения можно перевести в пар практически полностью весь низкокипящий компонент, содержащийся первоначально в смеси. После этого остаток будет состоять из высококипящего компонента (в. к. к.). Этот остаток называется кубовым остатком, а пары низкокипящего компонента после их конденсации в холодильнике - дистиллятом. Данный процесс, называемый простой перегонкой, не дает возможности получить разделенные компоненты в чистом виде, так как в парах низкокипящего компонента будет содержаться некоторое количество паров высококипящего компонента и, наоборот, в кубовом остатке будет растворено некоторое количество низкокипящего компонента. Для полного или четкого разделения компонентов применяют ректификацию (1).

Ректификация - разделение жидких смесей на составляющие компоненты или группы составляющих компонентов, различающихся по температурам кипения, в результате противоточного взаимодействия паров смеси и жидкости смеси.

Взаимодействие паров и жидкости достигается в ректификационных колоннах, снабженных контактными устройствами - ректификационными тарелками или насадкой.

Сырье, которое необходимо разделить на две части - высококипящую и низкокипящую, подается в среднюю часть колонны на тарелку питания. Сырье может подаваться в колонну в виде жидкости, пара пли парожидкостной смеси (1).

Введенная в колонну жидкая смесь стекает по контактным устройствам в нижнюю часть колонны, называемую отпарной. Навстречу потоку жидкости поднимаются пары, образующиеся в результате кипения жидкости в кубе колонны. Пары, поступающие на тарелку с нижележащей, имеют более высокую температуру, чем стекающая с вышележащей тарелки жидкость. На тарелке в результате контакта паров и жидкости (флегмы) происходит выравнивание температур. При этом из паров, которые охлаждаются, выделяется в жидкую фазу некоторое количество высококипящего компонента, а из стекающей жидкости испаряется некоторое количество низкокипящего компонента, т. е. на каждой тарелке или контактном устройстве происходит теплообмен и массообмен. В парах по мере их подъема по колонне уменьшается содержание в.к.к. и соответственно возрастает концентрация н.к.к., а в опускающейся флегме возрастает концентрация в.к.к. и уменьшается концентрация н.к.к. (рисунок 1.1).

Пары с верха колонны отводятся в конденсатор, где они охлаждаются, частично пли полностью конденсируются. Часть сконденсированного верхнего продукта или дистиллята закачивается насосом в качестве орошения, которое, стекая с верхней тарелки, создает жидкостный поток — флегму. Избыточная часть дистиллята откачивается за пределы установки или же направляется в качестве сырья для другой колонны.

Флегма с низа колонны отводится в кипятильник, где она в результате подвода теплоты подвергается частичному испарению. Выделившиеся из флегмы пары из кипятильника возвращаются в колонну (под нижнюю тарелку) и образуют восходящий паровой поток, что необходимо для ректификации.

В одной ректификационной колонне жидкую углеводородную смесь можно разделить на две фракции. Для разделения смеси на три фракции требуется двухколонная установка. В первой колонне выделяется одна фракция, а смесь двух других разделяется во второй колонне. Для разделения смеси на п фракций требуется п—1 ректификационных колонн.

Ι – сырье; ΙΙ – холодное орошение; ΙΙΙ – дистиллят; ΙV – пары из холодильника; V – кубовый остаток

Рисунок 1.1 – схема ректификационной колонны

Число тарелок в ректификационной колонне зависит от разницы температур кипения разделяемых компонентов. Чем более близкие температуры имеют углеводороды, тем труднее разделить их смесь на составляющие компоненты, тем больше тарелок в колонне требуется для этого (1).

Основные параметры, определяющие работу ректификационных колонн, - это давление, температуры верха, низа и ввода сырья в колонну, кратность орошения или флегмовое число. Теоретически процесс ректификации углеводородов можно проводить при широком диапазоне давлений — от глубокого вакуума до критических величин. Но оптимальное - это минимальное давление, при котором конденсацию верхнего продукта можно проводить, охлаждая водой или воздухом. Следовательно, выбранная температура в емкости орошения и будет определять давление в колонне: при парциальной конденсации паров верхнего продукта - это давление точки росы, а при полной конденсации — давление насыщенных паров кипящей жидкости.

В большинстве ГФУ охлаждающем агентом является оборотная вода, температура которой в средней полосе России поддерживается 16-20°С зимой и 24-30°С - летом. Исходя из этого, температуру конденсации верхнего продукта принимают равной 40°С, а при использовании аппаратов воздушного охлаждения температура в емкости орошения должна быть на 10-