ОТЧЕТ по учебной практике на установке АВТМ-1 ОАО «Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод» (ОАО «Новойл»)

- коррозия под напряжением.

в) по характеру разрушения:

- сплошная коррозия, охватывающая  всю поверхность: 

- равномерная;

- неравномерная;

- избирательная;

- локальная (местная)  коррозия, охватывающая отдельные  участки: 

- пятнами;

- язвенная;

- точечная (или питтинг);

- сквозная;

- межкристаллитная (расслаивающая  в деформированных заготовках  и ножевая в сварных соединениях).

г) по механизму протекания процесса:

- химическая коррозия;

- электрохимическая коррозия.

В результате коррозии на установке АВТМ-1 интенсивному износу подвергаются теплообменники, кипятильники, холодильно-конденсатное оборудование атмосферной и вакуумной колонн, отдельные секции отпарной колонны и некоторые узлы трубной обвязки.

Эффективной мерой защиты от коррозии на установке АВТМ-1 является подача в шлемовые линии атмосферных колонн современных нейтрализующих аминов и пленкообразующих ингибиторов коррозии с использованием оборудования для точного дозирования реагентов и их эффективного инжектирования в потоки.

Для нейтрализации коррозионно активных компонентов потоков с верха колонн К-1, К-2 подается аммиачная вода или нейтрализатор Геркулес 54505 с АВТМ-9 в шлемовые линии и линии орошения колонн.

Количество подаваемой аммиачной воды (нейтрализатора) определяется в зависимости от рН дренажной воды, соответственно, из емкостей Е-6 и Е-4, отбираемой согласно графику аналитического контроля ОТК-ЦЗЛ.

Для повышения эффективности  противокоррозионной защиты и увеличения срока службы оборудования и трубопроводов атмосферной части установки, используется ингибитор коррозии Геркулес 30617.

Защелачивание нефти  с помощью раствора кальцинированной соды Nа₂СО₃ и каустической соды NаОН производится с целью снижения коррозии оборудования установки путем перевода хлоридов кальция и магния, хлорорганических соединений в соли Nа, которые в присутствии воды не гидролизуются.

Соотношение между количествами раствора кальцинированной и каустической соды при приготовлении раствора определяется в зависимости от перерабатываемого  сырья и согласно установленных  нормативов.

 

Для защиты насосов и  теплообменной аппаратуры от коррозии в перерабатываемую на установке  нефть добавляют содо-щелочной раствор.

 

Коррозию отпарных колонн водными растворами аминов предотвращают, применяя стойкие конструкционные  материалы.

В случаях очень интенсивной коррозии эффективная защита достигается облицовкой стенок отпарной колонны цементом и применением керамической насадки.

Коррозию отпарных колонн в гликоль-аминовых системах удается  ослабить облицовкой алюминием зоны у места ввода раствора, а также применением в этой секции колонны тарелок и колпачков из алюминия.

Однако во многих случаях  для участков интенсивной коррозии может оказаться экономичным  применение коррозионностойких сплавов (нержавеющая сталь, малохромистые  стали и алюминиевые сплавы).

 

 

10 Борьба с потерями  нефти и нефтепродуктов

 

Потери нефти и нефтепродуктов происходят от утечек, испарения, смешивания различных сортов нефтепродуктов. Примерно 75% потерь происходит от испарения.

Потери от утечек происходят через неплотности резервуаров, трубопроводов, задвижек, при случайном разливе и т.д. и предотвращаются проведением профилактических ремонтов и специальных мероприятий.

Потери от смешивания происходят при последовательной перекачке  нескольких нефтепродуктов и при  случайном их смешивании в резервуарах.

В резервуаре, имеющем  некоторое количество продукта, газовое  пространство заполнено паровоздушной  смесью. Всякое выталкивание паровоздушной  смеси из газового пространства резервуара в атмосферу сопровождается потерями нефтепродукта - это и есть потери от испарения.

 

Основную борьбу с  потерями нефти необходимо начинать с выхода ее из скважины. Ликвидировать  потери легких фракций нефти можно  в основном применением рациональных систем сбора нефти и попутного  нефтяного газа, а также сооружением установок по стабилизации нефти для ее последующего хранения и транспорта. В настоящее время для стабилизации нефти на промыслах используют в основном метод сепарации.

 

Все известное методы сокращение потерь нефтепродуктов можно  разделить на пять групп:

а) Сокращение объема газового пространства резервуара т.е. чем меньше объем газового пространства, тем меньше потери. Расчеты показывают, что резервуары с плавающей крышей и понтоном наиболее эффективней при коэффициенте оборачиваемости больше 12. Дальнейшее повышение экономической эффективности плавающих крыш и понтонов может быть доступно за счет применения прочных поперечных материалов.

б) Хранение под избыточным давлением.

Если конструкция резервуара рассчитана на работу под избыточным давлением, то в таком случае в резервуаре могут быть полностью ликвидированы потери от «больших дыхании».

в) Уменьшение амплитуды колебания температуры газового пространства резервуара. Для создания условий изотермического хранения нефтепродуктов или значительного уменьшения амплитуды колебания температур газового пространство резервуаров существуют следующие способы: тепловая изоляция резервуаров; охлаждение резервуаров водой в летнее время и подземное хранение.

4) Улавливание паров  нефтепродуктов, уходящих из емкостей.

Это система эффективна на нефтебазах с большим коэффициентом  оборачиваемости, когда прием и  отпуск нефтепродуктов производятся одновременно. Наибольшее распространение получила газоуровнительная система. Газы из заполняемых резервуаров перетекает в освобождающийся, и потерь от «больших дыханий» не происходит.

5) Организационно - технические  мероприятия. Правильная организация  эксплуатации резервуаров - одно  из важнейших средств уменьшения  потерь нефтепродуктов. Наиболее  эффективными являются следующие организационные мероприятия:

- для уменьшения потерь от «малых дыханий» в «атмосферных» резервуаров необходимо легкоиспаряющиеся нефтепродукты хранить при максимальном заполнении резервуара;

- для сокращения потерь от «больших дыханий» необходимо максимально сократить внутрибазовые перекачки из резервуара в резервуар;

- чем меньше промежуток времени между выкачкой и закачкой нефтепродукта, тем меньше потерь от «больших дыханий»;

- потери от «малых дыханий» прямо пропорциональны площади испарения. Поэтому легкоиспаряющиеся нефтепродукты выгоднее хранить в резервуарах большего объема;

- техническое состояние резервуаров и дыхательной арматуры. Регулярная проверка герметичности крыши резервуара и исправности клапанов может предотвратить потери от вентиляции газового пространства;

- правильная организация системы учета, предусматривающая применение современных средств контроля высокой точности, является непременным условием эффективной борьбы с потерями.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11 Особенности  работы с сернистыми и высокосернистыми нефтями

 

При перегонке сернистых  нефтей в результате разложения сернистых  соединений образуется сероводород, который  в сочетании с хлористым  водородом  является причиной наиболее сильной коррозии. При воздействии сероводорода на металле аппаратуры образуется пленка сульфида железа (FеS), нерастворимая в воде и предохраняющая металл от дальнейшей коррозии. Но при наличии хлористого водорода и воды защитная пленка разрушается с образованием растворимого в воде хлорного железа (FeCl₂), что значительно увеличивает скорость коррозии. Освобождающийся сероводород вновь реагирует с железом.

Для защиты от коррозии, вызываемой хлористо-водородной средой и сероводородной, применяется обессоливание  и защелачивание нефтей смесью каустической (NaОН) и кальцинированной (Na₂CO₃) соды. При защелачивании хлориды кальция и магния превращаются в термически устойчивый хлорид натрия.

Соотношение между количествами раствора кальцинированной и каустической соды при приготовлении раствора определяется в зависимости от перерабатываемого сырья и согласно установленных нормативов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

12 Пути снижения расхода оборотной воды на установке

 

Оборотная вода на установке АВТМ-1 используется:

- для охлаждения  продуктов,  откачиваемых с установки, в  конденсаторах, холодильниках;

- на охлаждение насосов.

Температура оборотной  воды поступающей на установку 18-250^оС;

Давление оборотной  воды поступающей на установку 1,5-3,0 кгс/см².

 

Мероприятия по снижению расхода оборотной воды на установке  могут включать в себя следующее:

а) оборотные системы  производственного водоснабжения  должны быть с применением максимально  возможного повторного использования  воды;

б) охлаждение нефтепродуктов и реагентов на технологических  установках должно производиться в  аппаратах воздушного охлаждения. В случаях, когда по условиям технологического процесса для охлаждения требуется низкотемпературный хладагент, рекомендуется применять системы искусственного холода. Применение воды для охлаждения и доохлаждения нефтепродуктов допустимо, только когда обусловлено специальными требованиями производства;

в) сточные воды первой системы канализации, дождевые и  талые воды с незастроенной территории после соответствующей очистки  должны возвращаться в системы оборотного водоснабжения;

г) для обеспечения контроля систем оборотного водоснабжения и очистных сооружений в схемах необходимо предусматривать расходомерные устройства, которые следует располагать:

- на основных трубопроводах  систем оборотного водоснабжения;

- на трубопроводах  подпиточной воды;

- на трубопроводах  принудительной продувки;

- перед фильтрами байпасного  фильтрования (флотации);

- на общезаводских  очистных сооружениях;

д) снижение избыточных напоров  в зонах регулирования, что позволяет  уменьшить статическую и динамическую нагрузку на распределительную сеть и, как следствие, сократить число повреждений и потери воды при подаче ее на установку;

е) для повышения надежности трубопроводов и сокращения потерь воды на водопроводных сетях проводятся такие мероприятия, как использование  перспективных бестраншейных технологий восстановления и прокладки, электрохимическая защита стального трубопровода, внедрение современной запорно-регулирующей и предохранительной арматуры, оптимизация режимов работы системы водоснабжения, внедрение автоматизированной информационной системы.

 

13 Технологические опасности  при эксплуатации установки

 

Процесс первичной переработки  нефти ведется при высоких  температурах и высоком давлении. Этот процесс сопровождается образованием большого количества углеводородных газов и легких бензиновых паров. Поэтому процесс является газоопасным, взрывоопасным и пожароопасным.

 

Основными технологическими опасностями при эксплуатации установки  АВТМ-1 являются:

- наличие в блоках установки горючих жидкостей (нефть, отбензиненнная нефть, бензин, мазут, масляные фракции, гудрон) и ПГФ (углеводородные газы (С₁¸С₄, пары бензина, пары углеводородов, газы разложения)), что создает опасность выброса большого количества опасного вещества при аварийной разгерметизации системы;

- наличие в блоках установки крупногабаритного оборудования (эвапоратор К-1, колонны К-2, К-3, вакуумная колонна К-8), которое является источником повышенной опасности, так как при разгерметизации емкости происходит высвобождение горючих жидкостей с образованием большого количества парогазовой фазы, что при взрыве может привести к тяжелым последствиям;

- применение в технологическом  процессе печей П-1 и П-2, которые являются постоянным источником открытого огня, что обуславливает возможность возникновения взрыва или пожара;

- наличие насосов,  перекачивающих взрывопожароопасные  продукты;

- возможность образования  статического электричества при  движении газов и жидкостей по трубопроводам и в аппаратах;

- наличие электрических  устройств напряжением 380/220В и выше;

- несанкционированные или террористические действия на территории объекта;

- незначительная удаленность  соседних объектов ОАО «Новойл».

Возможные аварийные  ситуации на установке связаны с разгерметизацией колонн К-1, К-2, К-3, К-8, прогаром змеевика печей П-1 и П-2. Возможен перелив емкостей Е-1, Е-6, выход из строя насосного оборудования, разрыв прокладок фланцевых соединений, разгерметизация трубопровода и т.д.

Поражающие факторы  на установке: ударная волна, тепловое воздействие «огненного шара», пожара пролива.