Бесчастнов М.В. Промышленные взрывы: оценка и предупреждение

Подождите немного. Документ загружается.

В отпарной колонне К-1 при давлении 0,6 МПа и температуре 165 °С гид-

рогенизат стабилизируется при одновременной отпарке из него сероводорода.

Верхний продукт колонны К-1 — пары бензина и углеводородный газ—после

конденсации и охлаждения в конденсаторе-холодильнике ХК-1 до температу-

ры 40 °С направляется в сепаратор газов отпарки С-3, откуда углеводород-

ный газ выводится с установки, а жидкая фаза подается на орошение в ко-

лонну. Тепловой баланс колонны К-1 поддерживается подачей теплоносителя

(парогазовая смесь после реактора Р-1) в кипятильник Т-2.

Нижний продукт колонны — гидрогенизат — после охлаждения в холодиль-

нике Х-2 насосами направляется в теплообменники Т-3/1.2. Перед теплообмен-

никами Т-3/1,2 гидрогенизат смешивается с циркуляционным водородсодержа-

щим газом. После нагрева до 250 °С в теплообменнике Т-3/1 газосырьевая

смесь поступает в соответствующую секцию вертикальной трубчатой печи П-2.

С целью полного превращения нафтеновых углеводородов процесс арома-

тизации ведется по четырехступенчатой схеме в четырех последовательно ра-

ботающих реакторах с промежуточным подогревом до 480—525 °С в соответ-

ствующих секциях печи.

По выходе из реактора Р-5 последней четвертой ступени газопродуктовая

смесь проходит через теплообменник Т-3/2, отдавая теплоту газосырьевой сме-

си риформинга, и направляется при температуре 160—200 С в реактор селек-

тивного гидрирования Р-6 для избирательного гидрирования образовавшихся

при риформировании непредельных углеводородов, чем в дальнейшем обеспе-

чивается получение товарного продукта — бензола необходимого качества.

После реактора Р-6 газопродуктовая смесь последовательно охлаждается

в теплообменнике Т-3/1 до 100 °С, холодильнике Х-3 до 40°С и направляется

в сепаратор С-4. В сепараторе риформинга С-4 водородсодержащий газ отде-

ляется от жидкой фазы и через сепаратор поступает на прием циркуляцион-

ных компрессоров, сжимается до 3,0 МПа. Большая часть водородсодержа-

щего газа после компрессоров возвращается на рециркуляцию, а избыток

подается на смешение с сырьем гидроочистки.

Жидкий продукт из сепаратора риформинга поступает во фракционирую-

щий абсорбер К-2. Во фракционирующем абсорбере при давлении 0,85 МПа

и температуре 165 °С путем отпарки в нижней части и избирательной абсорб-

ции в верхней части производится депропанизация нестабильного катализата.

В качестве абсорбента используется стабильный катализат. Для создания оп-

тимальных условий абсорбции предусмотрено промежуточное охлаждение в

холодильниках Х-4 + 6.

С верха фракционирующего абсорбера выводится жирный газ, который

поступает в топливную сеть завода. Остаток фракционирующего абсорбера

(нестабильный бензин) поступает в стабилизационную колонку К-3. Верхний

продукт стабилизационной колонны К-3 — фракция н. к. — 55 °С (включая бу-

тан) — после охлаждения и конденсации в конденсаторе-холодильнике ХК-2

до температуры 40 °С забирается насосами и подается частично на орошение

колонны, а избыток выводится с установки. Нижний продукт колонны посту-

пает в колонну подготовки сырья экстракции К-4, небольшая часть его после

охлаждения в холодильнике Х-7 до 40 °С подается в качестве абсорбента во

фракционирующий абсорбер К-2. Тепловой баланс поддерживается подачей

водяного пара давлением 1,0 МПа в кипятильник Т-5.

Подготовка сырья экстракции осуществляется в колонне К-4 при давлении

0,17 МПа и температуре низа 130 °С. В колонке К-4 стабильный катализат

разделяется на две фракции — 55—98 °С (сырье экстракции) и 98 °С — к. к.

Целевой продукт колонны К-4 — сырье экстракции — выводится с верха ко-

лонны. После конденсации и охлаждения в конденсаторе-холодильнике ХК-3

балансовое количество насосом подается на орошение колонны К-4, а избыток

подогревается в теплообменнике Т-7 и подогревателе сырья экстракции Т-8

до 150 °С и поступает в экстракционную колонну К-5. Тепловой баланс колон-

ны К-4 поддерживается подачей водяного пара в подогреватель Т-6.

В экстракционной колонне при давлении 1,0 МПа и температуре 150

проводится избирательная противоточная жидкофазная экстракция аромати-

ческих углеводородов, находящихся в смеси с парафиновыми углеводородами,

водным раствором диэтиленгликоля. При этом в результате многократного сме-

361

шения сырья с диэтиленгликолем ароматические углеводороды поглощаются

им и выводятся с низа колонны. Рафинат (деароматизированный бензин) вы-

водится с верха колонны. Давление в верху колонны поддерживается уровнем

рафината в колонне.

Для получения экстракта, не содержащего нафтеновых и парафиновых

углеводородов, которые трудно отделимы от ароматических углеводородов, в

нижнюю часть экстракционной колонны подается рисайкл — смесь низкокипя-

щих предельных углеводородов. Выходящий с верха экстракционной колонны

рафинат охлаждается последовательно в теплообменнике Т-7 до 110—120 °С

и в холодильнике Х-8 до 40 °С. Из холодильника рафинат поступает в отстой-

ник (на схеме не показан), где отстаивается от унесенного им раствора ДЭГ.

Из отстойника ДЭГ сбрасывается в циркулирующий ДЭГ на прием насосов.

Рафинат направляется в промывную колонну К-7 для отмывки от ДЭГ, после

чего поступает в отстойник (на схеме не показан) для отстоя от унесенной

воды, а затем выводится с установки в парк.

Насыщенный ароматикой ДЭГ с низа экстракционной колонны К-5 под

давлением 1,0 МПа перетекает через теплообменник Т-11 с температурой 135 °С

в верхнюю часть отпарной колонны К-6 (камеру испарения), где поддержива-

ется давление, равное давлению насыщенных паров извлеченных ароматиче-

ских углеводородов. Из камеры испарения отпарной колонны К-6 насыщенный

ДЭГ через регулирующий клапан перепускается в колонну, где при давлении

0,15 МПа и температуре 150 °С с помощью острого водяного пара отпарива-

ются поглощенные ДЭГ ароматические углеводороды. Тепловой баланс колон-

ны К-6 поддерживается подачей водяного пара в подогреватель Т-10.

Отпаренные ароматические углеводороды в смеси с водяным паром и уне-

сенным ДЭГ выводятся из колонны двумя потоками. Легкая часть (рисайкл)

в смеси с водяным паром выводится сверху с 42-й тарелки, объединяется с

парами углеводородов, выходящими из камеры испарения, и после конденса-

ции и охлаждения в конденсаторе-холодильнике ХК-5 до температуры 50 °С

поступает в водоотделитель Е-4, где разделяется на два слоя — углеводород-

ный (рисайкл) и водный. Из водоотделителя Е-4 рисайкл забирается насосами

и после нагрева в подогревателе Т-9 до 150°С возвращается в экстракцион-

ную колонну.

Из средней части колонны К-6 с 20-й тарелки выводится смесь паров воды

и ароматических углеводородов, которая после конденсации и охлаждения в

конденсаторе-холодильнике ХК 4 собирается в водоотделителе Е-3, где разде-

ляется на два слоя — углеводородный (экстракт) и водный. Экстракт из водо-

отделителя Е-3 забирается насосами и направляется в колонну К-7 на отмыв

ку от унесенного экстрактом диэтиленгликоля. Промытый водой экстракт по-

ступает в отстойник экстракта (на схеме не показан) для отстоя унесенной

воды. После отстоя и предварительного подогрева в подогревателе Т-12 экст-

ракт поступает в ректификационную колонну К-8. Раздельный вывод рисай-

кла и экстракта из отпарной колонны К-6 позволяет практически полностью

отогнать с рисайклом увлеченные насыщенным растворителем парафиновые

углеводороды.

Освобожденный от ароматических углеводородов раствор ДЭГ (93%-й)

из нижней части отпарной колонны К-6 насосами подается в экстракционную

колонну К-5. Часть раствора ДЭГ («1—2%) непрерывно подается на регене-

рацию в атмосферно-вакуумную колонну К-9. Вода из водоотделителей посту-

пает в сборник циркулирующей воды Е-5, откуда насосом после предваритель-

ного подогрева в теплообменнике Т-11 подается в нижнюю часть отпарной

колонны К-6 в качестве острого водяного пара.

Для промывки рафината и экстракта в колонне водной промывки К-7

используется конденсат водяного пара. Конденсат водяного пара (0,3 МПа)

охлаждается в теплообменнике Т-14 раствором ДЭГ, а затем в холодильнике

Х-10 до температуры 40 °С и через емкость насосом параллельно подается в

верхнюю и нижнюю части колонны К-7. Вода из промывной колонны с частью

ДЭГ из отпарной колонны К-6 после нагрева в подогревателе Т-14 поступает

в колонну регенерации ДЭГ К-9, состоящую из двух частей — атмосферной и

вакуумной. В верхней части (атмосферной) отгоняется большая часть воды,

в нижней (вакуумной) 93%-й раствор ДЭГ очищается от возможных рысоко-

ОАО

кипящих примесей. Выходящие с верха колонны К-9 пары воды конденсиру-

ются и охлаждаются в конденсаторе-холодильнике ХК-7. Конденсат из емкости

орошения частично подается на орошение колонны, а избыток сбрасывается

в канализацию.

Раствор ДЭГ (93%-й) с низа атмосферной части колонны К-9 через про-

межуточный подогреватель Т-16 в виде парожидкостной эмульсии поступает

в вакуумную часть колонны, где эжектором А-1 поддерживается заданный

вакуум — 20 мм рт. ст. Регенерированный ДЭГ отводится насосом с глухой

тарелки. Часть регенерированного ДЭГ после охлаждения в холодильнике Х-13

подается на орошение вакуумной части колонны, а избыток возвращается в

систему циркулирующего растворителя.

Тепловой баланс колонны К-9 поддерживается подачей водяного пара в

подогреватели Т-15, 16, 17, причем в подогревателе вакуумной части Т-17 пре-

дусмотрена как принудительная, так и естественная циркуляция. По мере

накопления в низу колонны высококипящих примесей осуществляется перио-

дический сброс их через холодильник.

В ректификационной колонне К-8 от экстракта отгоняются низкокипящие

компоненты (в основном гексан) и вода в смеси с бензолом. Верхний продукт

колонны после конденсации и охлаждения в конденсаторе-холодильнике ХК-6

поступает в емкость орошения.

Смесь гексана и бензола подается частично на орошение колонны К-8,

а избыток вновь возвращается на экстракцию в экстракционную колонну К-5.

Вода из емкости орошения Е-6 периодически сбрасывается в сборник воды.

Товарный бензол выводится с 40-й или 46-й тарелки в виде жидкого про-

дукта и после охлаждения в холодильнике Х-12 направляется в емкость, от-

куда насосами подается в емкость товарного бензола, а затем выводится с

установки. Нижний продукт ректификационной колонны К-8 насосами после

охлаждения в холодильнике Х-11 до 40 "С выводится вместе с фракцией

98 °С — к. к. с установки. Тепловой баланс колонны К-8 поддерживается пода-

чей водяного пара в подогреватель Т-13. На схеме не показаны колонны, в ко-

торых получают толуол, ксилолы и высшие ароматические углеводороды.

Используемое в описанных процессах сырье, промежуточные

и целевые продукты характеризуются достаточно высокой хи-

мической стабильностью. Водород, участвующий в процессе в

смеси с углеводородами, характеризуется, как отмечалось вы-

ше, повышенной взрывоопасностью только в смеси с окислите-

лями. Но при их отсутствии и при регламентированных значе-

ниях температуры и давления водород не способствует возник-

новению внутренних взрывных процессов. Каталитический

процесс гидрирования примесей сернистых органических сое-

динений является эндотермическим, что также исключает воз-

можность внутренних взрывов. Эндотермическими являются и

реакции дегидрирования и ароматизации предельных углеводо-

родов бензина в газовой фазе. Стабильность образующихся

целевых и побочных продуктов исключает возможность внут-

ренних взрывных явлений в тепломассообменных процессах.

Длительный опыт эксплуатации таких и подобных технологи-

ческих линий подтверждает это, отнако тот же опыт эксплуа-

тации свидетельствует о потенциальной взрыво- и пожароопас-

ное™ этих процессов и возможности пожаров и взрывов по

модели паровых облаков.

Потенциальная опасность таких систем обусловлена рядом

их особенностей. К ним относятся огромные запасы энергии

взрыва в виде больших масс перегретых углеводородных жид-

костей и сжатых до высоких давлений горючих парогазовых

363

сред. Наличие крупногабаритной тепломассообменной аппара-

туры с большим единичным энергосодержанием и большой

высотой колонных аппаратов может способствовать образова-

нию шаровых облаков больших масс и весьма разрушительным

надземным взрывам при нарушении герметичности технологи-

ческого оборудования, расположенного на больших высотах.

Такими же явлениями могут сопровождаться технологические

выбросы сжатого водородсодержащего газа; при этом надо пом-

нить, что водород характеризуется низкой энергией зажигания,

что обусловливает его воспламеняемость непосредственно при

выбросах из технологических систем.

Высокие температуры и давления в аппаратуре с большими

массами перегретых жидкостей и сжатых газов (паров) способ-

ствуют эффективному диспергироеванию горючих жидкостей в

атмосфере при аварийном нарушении герметичности систем.

Из-за отсутствия быстродействующих устройств, отключающих

поступление греющего пара к теплообменным элементам, в ава-

рийных условиях может происходить длительное парообразова-

ние внешнего теплоносителя.

Еще одна опасность — теплоприток от печей с огневым

обогревом. Быстрое прекращение подачи топливного газа или

жидкого топлива в печи принципиально возможно, однако боль-

шая тепловая инерционность печей огневого обогрева исклю-

чает возможность быстрого отключения этого вида теплоноси-

теля.

Потенциальными источниками нарушения герметичности си-

стемы и выбросов в атмосферу горючих и взрывоопасных сред,

как и в других случаях являются обвязочные трубопроводы, а

также упоминавшиеся выше печи огневого обогрева — постоян-

ные источники воспламенения водорода, в которые поддувают

воздух вентиляторами. При этом забор воздуха вентиляторами

осуществляется в непосредственной близости от технолгичес-

кой аппаратуры с высоты 2—3 м от уровня земли.

Все перечисленные факторы, а также размещение оборудо-

вания создают объективные условия для возникновения взрыв-

ных явлений и пожаров. Правда, близкое расположение по-

стоянных источников воспламенения от источников технологи-

ческих выбросов ограничивает возможность образования

паровых облаков больших масс и крупномасштабные взрывы,

но многочисленные локальные взрывы на подобных установках

происходят. Масса паровых облаков и соответственно уровни

поражения существенно возрастают с увеличением расстояния

между источниками выброса и зажигания облака. (Однако из

этого не следует делать вывод о преимуществах расположения

печей огневого обогрева в непосредственной близости от техно-

логических систем с высокими энергетическими потенциалами).

Локальные взрывные явления и возникающие при этом пожары

оказываются весьма существенными; при этом возможно цеп-

ное развитие аварий.

364

Из этого следует необходимость максимального ограничения

технологических выбросов, а также исключения возможности

воспламенеия паровых облаков от печей огневого обогрева.

Следует отметить, что типовые устройства парового экраниро-

вания топочного пространства паровой завесой недостаточно

эффективны.

При отсутствии в технологической системе источников энер-

говыделения важнейшими параметрами процесса оказываются

температура и давление. Температура регулируется подводом

тепла от внешних источников; повышение давления в системе

возможно при перегреве материальных потоков и превышении

заданного давления компрессорами водородсодержащего газа,

Однако необходимо учитывать, что большая часть техноло-

гической аппаратуры снабжена более чем 20 предохранитель-

ными клапанами, сбрасывающими горючие парогазовые среды

в атмосферу и в факельную систему общей пропускной способ-

ностью около 150 кг/с с горючих паров (газов). Такая скорость

сброса горючих парогазовых сред в атмосферу соответствует

крупномасштабной аварии по модели парового облака. При

срабатывании даже одного клапана скорость сброса горючих

газов через него будет также аналогична крупной аварии. Опыт

эксплуатации подобных систем свидетельствует о реальных

возможностях крупномасштабных аварий от срабатывания

предохранительных клапанов. Именно по этой причине произо-

шел надземный взрыв парогазового облака на такой установке

11 августа 1990 г. на Новоярославском НПЗ (уровни разруше-

ний и тяжесть последствий этой аварии описаны в гл. 4). Под-

робно описана авария, происшедшая на другом НПЗ. При по-

вышении давления в ректификационной колонне разделения

смеси углеводородов с 1,3 до 1,5 МПа произошло срабатывание

предохранительного клапана, черкез который начался выброс

парожидкостной смеси углеводородов в атмосферу через свечу.

Струя парожидкостной смеси переместилась в направлёнии

ветра к горячим трубопроводам и загорелась, что привело к

разгерметизации материалопроводов и большой утечке углево-

дородов, усиливших пожар и тяжесть последствий. Подъем

давления в колонне ректификации был вызван нарушениями

дозирования сырья и орошения, температуры верха и низа ко-

лонны, а также уровня жидкости. При подъеме давления не

была уменьшена подача теплоносителя, поскольку снижение

подачи пара в теплообменный элемент низа колонны не было

автоматически связано с изменением давления. При наличии

технических возможностей повышения надежности средств ре-

гулирования температуры и давления, основанного на измене-

нии подвода тепла, защита предохранительными клапанами,

сбрасывающими горючие парогазовые среды в атмосферу,

лишена смысла. Взрывные явления при наличии таких клапа-

нов следует считать запроектированными.

365

За весь период эксплуатации установки ароматизации бен-

зиновой фракции на Новоярославском НПЗ до аварии 11 авгу-

ста 1990 г. срабатывания предохранительных клапанов с выб-

росом в атмосферу большой массы горючей среды не происхо-

дило. Следовательно, персонал не мог знать о возможных

масштабах последствий при такой аварии. Предаварийная

ситуация была вызвана тем, что вследствие потери активности

катализатора в контактных аппаратах степень ароматизации

и дегидрирования углеводородов стала уменьшаться, что пов-

лекло за собой снижение выхода ароматических углеводородов

(целевых продуктов) и содержания водорода в циркулирующей

газовой смеси. Заметное снижение активности катализатора

продолжалось около 10 сут, что подтверждается снижением

концентрации водорода в циркулирующем газе с 76% 3 августа

до 52% 11 августа. Действия персонала во время, предшест-

вующее аварии, были направлены на повышение выхода целе-

вых продуктов — ароматических углеводородов и водорода

путем повышения температуры и давления.

Повышения этих параметров можно было достигнуть лишь

при подводе в систему дополнительной энергии путем более

интенсивного нагрева печами огневого нагрева и при повыше-

нии давления водородсодержащего газа. Повышение этих пара-

метров (при снижении активности катализатора) в реакторах

дегидрирования и ароматизации могло сопровождаться более

глубоким деструктивным превращением сырья с образованием

большего количества летучих продуктов (легких углеводоро-

дов), способствующих повышению давления.

Именно к таким выводам приводят результаты исследований

обстоятельств аварии и свидетельства очевидцев. В частности,

сообщалось, что 11 августа 1990 г. персоналом технологической

установки в 8 ч была сдренирована жидкость (конденсат из

приемного сепаратора компрессора С-4, см. рис. 10.3), умень-

шен расход водорода через печь П-2 для повышения давления

с 1,3 до 2,1 МПа на приеме компрессоров блока риформинга,

произведена подшуровка топки печи П-2 в связи со снижением

температуры и ростом давления на риформинге. В процессе

работы наблюдалось повышение температуры газа на приеме

работающих компрессоров (до 80 °С на приеме и 123 °С на наг-

нетании), о чем свидетельствовало постоянное включение све-

товой и звуковой сигнализации на пульте управления. Отмечал-

ся низкий выход ароматических углеводородов. Предпринима-

лись попытки повысить их выход повышением температуры в

печи П-2. Через некоторое время произошел выброс горючих

газов со «свечи» на уровне «50 м от поверхности земли. Опе-

раторы не успели предпринять необходимые меры, так как тут

же произошел взрыв.

В ходе изучения этой аварии было установлено, что техноло-

гическая установка эксплуатировалась после регенерации ката-

лизатора с 13 июля 1990 г. и по графику должна была выво-

066

литься на капитальный ремонт в сентябре этого же года.

В период с 1 по 10 августа 1990 г. производительность установ-

ки по сырью составляла 98,3—103,8% от проектной. С 3 авгу-

ста концентрация водорода в водородсодержащем газе (ВСГ)

снизилась с 76,6 до 70,5% (об.) 9 августа, до 58,1% — 10 ав-

густа и 51,9% — 11 августа. В этот же период снизилось давле-

ние в системах гидроочистки и риформинга из-за уменьшения

выхода водорода вследствие снижения активности катализато-

ра. Давление в сепараторе С-1 гидроочистки после реактора

поддерживалось на уровне 1,2 МПа. Давление на всасе цирку-

ляционных компрессоров блока риформинга составляло

1,5 МПа, а на нагнетании — 2,6 МПа. Из-за остановки на ре-

монт вследствие пропуска трубок воздушного холодильника

блока риформинга температура ВСГ на всасе работавших цир-

куляционных компрессоров ПК-1 повысилась до 70—75°С, а

на нагнетании — до 110—115 °С, а иногда (по свидетельству

оператора) достигала 80 и 120—123°С соответственно. По рег-

ламенту звуковая и световая сигнализация срабатывает при

температуре на нагнетании 110°С, а при 120°С срабатывает

блокировка отключения электродвигателя компрессора.

Рост температуры ВСГ приводил к повышенному заносу

жидких углеводородов в приемный сепаратор С-4 и частичному

дренированию из него жидкой фазы. 10 и 11 августа в начале

смены оператор освобождал емкость С-4 от жидких продуктов,

которые собирались в факельной емкости и в сепараторе низ-

кого давления С-4, который служил загрузочной емкостью бло-

ка стабилизации. 11 августа с 0 до 8 ч оператор путем закрытия

сброса избыточного ВСГ на установку повысил давление в се-

параторе гидроочистки С-1 до 1,68 МПа; давление на всасе

ПК-1 повысилось до 1,9—2,0 МПа. Затем с 8 до 16 ч за счет

уменьшения подачи ВСГ на регенерацию цеолитов в К-2 повы-

сили давление на всасе циркуляционных компрессоров до 2,0—

2,1 МПа. В 9 ч 30 мин на установке резко снизился расход газа

на печь риформинга П-2 (с 48 000 до 1600 м

/ч). При таком

расходе газа установка проработала 35—40 мин до взрыва. Сни-

жением температуры в П-2 объясняется постоянная ее подшу-

ровка оператором. В результате резкого снижения потребления

газа в П-2 началось повышение давления в аппаратах блока

стабилизации, что привело к выбросу парогазовой смеси с пре-

дохранительных клапанов колонн блока стабилизации на «све-

чу», смонтированную на колонне головки стабилизации, с

емкости Е-2 в атмосферу.

Приведенные данные убеждают нас в том, что защита тех-

нологической системы от превышения давления не только

несовершенна, но и сама является источником крупных аварий.

Очевидно, что необходима локальная автоматическая защита

отдельных блоков с надежным регулированием давления я

температур путем изменения подвода внешних теплоносителей

или полного его прекращения в особых случаях. Это позволит

867

исключить из технологической системы методы защиты путем

сброса в атмосферу больших масс горючих и взрывоопасных

продуктов.

Типовые технологические процессы. Все процессы, протекаю-

щие в сложной технологической системе, в соответствии с об-

щими правилами взрывобезопасности (1988 г.) можно разде-

лить на гидродинамические, тепломассообменные и реакцион-

ные. Ниже кратко рассмотрим на примере описанной выше

системы ароматизации бензина эти типовые процессы и связан-

ные с ними опасности.

К аппаратуре, в которой имеют место гидродинамические

процессы, следует отнести поршневые компрессоры водородсо-

держащего газа, насосы центробежные для перекачки горючих

жидкостей, трубопроводные системы, сепараторы и емкости.

В данной системе есть четыре параллельно работающих порш-

невых компрессора сжатия водородсодержащего газа (80%

и 20% углеводородов) производительностью «3 тыс. м

/ч,

сжимающие газ до 4,5 МПа при давлении в приемной линии

2,7 МПа. Как уже отмечалось, при их деблокировании по дав-

лению нагнетания и температуре газа на приемной стороне

создавались аварийные условия. При срабатывании предохра-

нительных клапанов, установленных на нагнетательной сторо-

не, в атмосферу могла выбрасываться через сбросные трубо-

проводы (на высоте 5—6 м от уровня земли) большая масса

газа в непосредственной близости от печей огневого обогрева.

Повышенное содержание углеводородов в исходном газе при-

водило к их конденсации и быстрому накоплению жидкости;

слив конденсата из сепараторов производился вручную по ус-

мотрению оператора; это могло привести к разрушению цилинд-

ров компрессоров от гидравлических ударов попавшей жидко-

сти. Эти и многие Другие обстоятельства могли способствовать

самостоятельному развитию аварии. Такие опасности могут

быть исключены при использовании компрессоров центробежно-

го типа, конструкция которых исключает повышение давления

газа выше регламентированного. При этом отпала бы необхо-

димость в устройстве предохранительных клапанов.

В состав технологической линии входят 5 сепараторов,

которые должны работать так, чтобы исключалась возможность

попадания жидкости в газовый тракт и газов в жидкостную

систему,

Технологическая линия оснащена большим парком центро-

бежных насосов (около 50) для перемещения больших масс

жидкости. Большая часть из них имеет производительность от

50 до 300 м

/ч и создает напор углеводородных жидкостей 7—

0,6 МПа. Нагнетаемая этими насосами жидкость поступает в

тепломассообменную аппаратуру с большими запасами сжатых

паров (газов) и перегретых жидкостей с высокими давлениями.

При аварийной остановке таких насосов парогазовые среды по

транспортной системе распространяются (обратным ходом) в

368

системы низких давлений (в приемной части насосов). Напри-

мер, при внезапных остановках насосов исходного бензина об-

ратными газовыми (паровыми) потоками из технологической

системы разрушаются крышки резервуаров на складах бензина,

создавая там очаги пожаров.

Следует отметить, что конструкция насосов и отдельных их

элементов (особенно торцевых уплотнений валов) характеризу-

ется низким уровнем надежности, в результате чего они явля-

ются хроническим источником аварийных выбросов больших

масс горючих жидкостей, паров и газов и, следовательно, взры-

вов и пожаров. Опасность таких аварийных ситуаций усугуб-

ляется неудачным расположением насосов на уровне земли

вблизи технологического оборудования (и под ним) с больши-

ми энергозапасами. Такие аварийные ситуации, как уже отме-

чалось, часто имеют локальный характер в связи с быстрым

воспламенением парового облака от расположенных вблизи

печей огневого обогрева. Однако аварии могут развиваться и

по цепному механизму с вовлечением энергии крупногабаритной

тепломассообменной аппаратуры. Существенное снижение опас-

ности реально возможно при замене насосного парка герметич-

ными бессальниковыми агрегатами с экранированными приво-

дами и устройствами локализации перемещения сред обратными

потоками при случайных остановках.

Вместе с тем необходимо повышение и общей надежности

герметичных насосов с учетом коррозионной активности среды

и других конкретных условий эксплуатации. В частности, име-

ются сообщения о разработке магнитных подшипников с целью

повышения надежности герметичных насосов и достижения ну-

левого уровня опасности. Кроме того, имеются достаточно

надежные в работе торцовые уплотнения, широкое применение

которых позволит существенно повысить надежность насосов.

Совершенствование механических уплотнений для насосов и

другого оборудования и выбор оптимальных конструкций явля-

ется общей актуальной проблемой повышения надежности си-

стем. Столь же важной является разработка и широкое приме-

нение новых средств экспресс-диагностики текущего состояния

уплотняющих устройств и подшипниковых узлов для своевре-

менного обнаружения дефектов в процессе эксплуатации.

В состав технологической линии входит около 30 единиц

развязочной емкостной аппаратуры всех типов и назначений.

Большая часть емкостей объемом 25—125 м

предназначена

для горючих жидкостей под давлением от 0,4 до 1,25 МПа и

температуре от 40 до 100°С. Такая аппаратура характеризуется

большим энергозапасом. Однако число емкостей и особенно их

объемы во многих случаях недостаточно обоснованы, поэтому

в каждом конкретном случае необходим специальный и под-

робный анализ выполняемых ими функций и требований,

предъявляемых к их объемам и рабочим параметрам. Задан-

ные параметры — уровень жидкости, температура и давление —

24—1006

369

должны обеспечиваться надежными автоматическими сред-

ствами регулирования.

В технологической системе используются следующие виды

теплообменной аппаратуры поверхностного типа:

1) холодильники-конденсаторы (четырех видов), работаю-

щие при температуре в корпусе 100—200°С и трубном прост-

ранстве 80—100°С при максимальной разности температур,

равной 100°С; давление в корпусе составляет 1,4—0,75 МПа, в

трубах —0,3—1,6;

2) теплообменники противоточные с внутренними высокотем-

пературными теплоносителями (15 единиц); температура нагре-

ваемых сред —от 120 до 340 °С, греющих агентов, —от 200 до

500 °С, избыточные давления от 1,3 до 4,5 МПа при разности

давлений в корпусе и трубном пространстве до 3,5 МПа;

3) воздушные холодильники-конденсаторы (9 единиц), рабо-

тающие при температуре охлаждаемой среды 150— 300 °С и

давлении 0,43—1,2 МПа.

Высокие температуры и давления требуют особого внимания

к выбору конструкций теплообменной аппаратуры, качеству

конструкционных материалов и особенно к надежности непод-

вижных разъемных соединений (фланцев), а также устройств,

компенсирующих тепловые деформации.

Особое внимание должно быть обращено на разность дав-

лений теплоносителя и нагреваемой среды. При нарушении

герметичности теплообменных элементов парогазовые среды

из системы высокого давления могут попасть в систему относи-

тельно низких давлений, что может вызвать разрушение аппа-

ратуры. Поэтому нельзя считать обоснованным расположение

воздушных холодильников над насосным и другим потенциаль-

но опасным оборудованием: при возникновении даже локальных

взрывов или паров на этих объектах происходит разрушение

воздушных холодильников.

Для сложных технологических процессов, подобных описан-

ному выше, необходимо моделирование системы предваритель-

ного обогрева материальных потоков с учетом влияния темпе-

ратур теплоносителей на надежность теплообменников и иссле-

дование механизмов разрушения теплообменного оборудования.

Важными факторами являются качество подготовки охлаж-

дающей воды, обеспечение высокой эффективности теплопере-

дачи, снижение возможных отложений и накипи на поверхно-

стях теплообмена. Для этой цели необходимо использование

новых методов противонакипной и противокоррозионной обра-

ботки охлаждающих систем.

К теплообменной аппаратуре относятся также нагреватель-

ные системы с огневым обогревом, в трубном пространстве

которых происходит нагрев углеводородного сырья путем сжи-

гания газообразного или жидкого топлива в топочном простран-

стве. Опасности печей с огневым нагревом обусловлены воз-

можностью взрывных процессов в топочном пространстве и

370