Абсорбция сероводородосодержащих газов 13%ым раствором моноэтаноламина
Автор работы: Пользователь скрыл имя, 13 Ноября 2017 в 16:19, дипломная работа
Описание работы
В настоящее время охрана окружающей среды стала одной из наиболее
актуальных проблем. Качество окружающей среды в значительной степени
зависит от бурного развития химической и нефтеперерабатывающей про-
мышленности. Производственная деятельность людей стала одним из важ-
ных факторов глобального воздействия на природу. Это выражается в за-
грязнении атмосферы, водных запасов и почвы многочисленными вредными
веществами. Естественный кругооборот веществ и энергии в природе приоб-
ретенный ею длительной эволюцией, оказался в ряде регионов нарушенным.
Это нарушение стало особенно заметным в условиях современной техниче-
ской революции и прогрессирующих темпов индустриализации.
Содержание работы
Введение…………………………………………………………………….3
1. Литературный обзор. Обоснование выбора
технологической схемы……………………………………………………5
2. Описание технологической схемы…………………………………...28
2.1Таблица отходов, образующихся в технологической схеме………..30
2.2 Схема утилизации отхода…………………………………………….30
3. Материальный баланс…………………………………………………32
4. Расчет и подбор оборудования.............................................................34
5. Охрана труда и защита окружающей среды…………………………...47
6. Монтажно-строительная часть проекта……………………………...64
7. Экономическая оценка проекта…………………………………65
Заключение………………………………………………………………..85
Список использованной литературы………
Файлы: 1 файл
1
Р Е Ф Е Р А Т
Стр. 94, рис. 11, табл. 39 , источн. 27
Серосодержащий газ, абсорбция, десорбция, моноэтаноламин
Представлен материал по утилизации серосодержащих компонентов в
топливных газах, образующихся при вторичной переработки нефтяных
фракций.
Установка состоит из нескольких секций – каталитическое превраще-
ние сероводорода на катализаторе в элементарную серу (S6), абсорбция
непрореагировавшего сероводорода моноэтаноламином и десорбция насы-
щенного абсорбента.
Целью выпускной квалификационной работы является проектирование
участка установки – по абсорбции-десорбции сероводорода из топливных га-
зов.
В ходе работы над проектом составлен литературный обзор, матери-
альный баланс установки, разработана технологическая схема, приведен рас-
чет и подбор оборудования.
Графическая часть проекта содержит чертёж технологической схемы,
чертёж основного аппарата.
2
С О Д Е Р Ж А Н И Е
Стр.
Введение…………………………………………………………………….3
1. Литературный обзор. Обоснование выбора
технологической схемы……………………………………………………5
2. Описание технологической схемы…………………………………...28
2.1Таблица отходов, образующихся в технологической схеме………..30
2.2 Схема утилизации отхода…………………………………………….30
3. Материальный баланс…………………………………………………32
4. Расчет и подбор оборудования.............................................................34
5. Охрана труда и защита окружающей среды…………………………...47
6. Монтажно-строительная часть проекта……………………………...64
7. Экономическая оценка проекта…………………………………65
Заключение………………………………………………………………..85
Список использованной литературы……………………………………86
Приложения……………………………………………………………….87
3
В В Е Д Е Н И Е
В настоящее время охрана окружающей среды стала одной из наиболее
актуальных проблем. Качество окружающей среды в значительной степени
зависит от бурного развития химической и нефтеперерабатывающей про-
мышленности. Производственная деятельность людей стала одним из важ-
ных факторов глобального воздействия на природу. Это выражается в за-
грязнении атмосферы, водных запасов и почвы многочисленными вредными
веществами. Естественный кругооборот веществ и энергии в природе приоб-
ретенный ею длительной эволюцией, оказался в ряде регионов нарушенным.
Это нарушение стало особенно заметным в условиях современной техниче-
ской революции и прогрессирующих темпов индустриализации.
Например, при сжигании топлива, содержащего серу, сера превращает-
ся в диоксид серы. Этот газ поступает в атмосферу, сравнительно быстро
окисляется до сульфатов и после относительно небольшого пребывания в ат-
мосфере в форме аэрозоля выпадает на поверхность земли. Обладая кислот-
ными свойствами, такие аэрозоли являются причиной гибели части расти-
тельности. Если же диоксид серы уловить из дымовых газов и переработать в
удобрения, то последние вступят в почвенный кругооборот.
Нефтеперерабатывающая промышленность относится к отраслям про-
изводства, оказывающим заметное влияние на общее загрязнение природной
среды. Наряду с непосредственным загрязнением природной среды промыш-
ленными отходами при осуществлении процессов переработки нефти пред-
приятия нефтеперерабатывающей промышленности, вырабатывая большое
количество моторных и печных топлив, оказывают и косвенное влияние на
общий фон загрязнения воздушного бассейна. При сжигании топлив воздуш-
ный бассейн загрязняется выхлопными и дымовыми газами, содержащими
такие вещества как ароматические углеводороды, сера, смолы, азот, ванадий,
свинец и другие. Кроме того, все нефтепродукты способны испаряться, эта
способность зависит от состава вещества, температуры окружающего возду-
ха и других факторов.
Все выбросы нефтеперерабатывающих заводов можно разделить, на
массовые и немассовые. Внимание в основном сосредоточено на наиболее
опасных и массовых выбросах, а также отходах производства, определяющих
санитарно-гигиеническое состояние окружающей среды. К таким выбросам
относятся оксид углерода, диоксид серы, сероводород, оксиды азота, амми-
ак, сточные воды, шлам, отработанные глины. Немассовые выбросы как по-
казывает практика, в большинстве случаев не вызывают загрязнения зон во-
круг заводов выше допустимых концентраций.
4
При разработке мер по сокращению отдельных выбросов на практике
часто прибегают к их сжиганию. На нефтеперерабатывающих заводах,
например, сжигают отходящие газы, неорганизованные выбросы паров угле-
водородов, окисленный воздух от битумных установок, сероводород. При
сжигании вместо одних загрязнителей появляются другие, которые могут
оказаться более токсичными. Например, при сжигании углеводородов выде-
ляются непредельные углеводороды, угарный газ, оксиды азота, технический
углерод, оксиды серы сероводород, сероуглерод, синильная кислота и другие.
Следовательно, сжигать выбросы необходимо только в том случае, когда
вновь образующиеся вещества менее токсичны и загрязняют атмосферный
воздух менее, чем исходные. При сжигании топлив необходимо использовать
высокоэффективное оборудование, скорректированное с учётом современной
теории горения топлив. Однако на многих нефтеперерабатывающих заводах
используют примитивные факельные устройства и печи, не обеспечивающие
полного сгорания и минимального содержания вредных примесей в отходя-
щих дымовых газах.[6]
Повышение экологической безопасности процессов переработки высо-
косернистых газов может осуществляться по следующим направлениям:
• разработка принципиально новых технологий очистки газа
• усовершенствование существующих производств за счет оснащения
дополнительными процессами с использованием новых технологических
приемов и оборудования или создание замкнутых технологических циклов,
позволяющих повысить эффективность сероочистки.
С точки зрения экологической безопасности наиболее привлекатель-
ным является первое направление, однако, для действующих производств на
данном этапе актуально и наиболее реально для осуществления - второе
направление.
В проекте представлены материалы по проектированию заключитель-
ной стадии утилизации сероводорода из серосодержащих газов вторичной
переработки нефти – абсорбция и десорбции сероводорода моноэтанолами-
ном.
5
1 Литературный обзор. Обоснование выбора технологической схе-
мы
Среди различных видов сырья для производства элементарной серы
сероводородсодержащие газы в настоящее время занимают второе место по-
сле самородных сернистых руд. Доля серы производимой из сероводородсо-
держащих газов, непрерывно возрастает.
Все газы, содержащие сероводород, можно разделить на природные,
технологические и вентиляционные. С точки зрения выбора технологии
очистки этих газов от сероводорода их удобно разделить на кислородсодер-
жащие и бескислородные.
К группе кислородсодержащих относятся вентиляционные газы раз-
личных предприятий (коксохимических, природной серы, вискозного волок-
на и др.) содержание сероводорода в этих газах непостоянно, как правило,
невысокое и колеблется в широких пределах 0,03-2 г/м3 . Это создаёт значи-
тельные трудности в очистке таких газов, которая осуществляется главным
образом с целью обезвреживания выбросов. Вследствие низкого содержа-
ния в них сероводорода выход серы или серосодержащих продуктов при
очистке выбросов незначителен, хотя и даёт некоторый определенный эф-
фект на некоторых заводах.
Вторая группа бескислородных сероводород содержащих газов
представлена природными газами, газами нефтепереработки, нефтедо-
бычи, газификации твердого и жидкого топлива. Среди них наиболее
практическое значение как сырья для производства серы имеют серово-
дородсодержащие газы. Анализ состава природных газов показывает,
что с ростом глубины залегания в них закономерно возрастает концен-
трация сероводорода. Следует подчеркнуть, что природный сероводо-
родсодержащий газ по сравнению с серными рудами является техноло-
гически удобным и дешевым сырьём для получения серы.
Сероводород является комплексным сырьём и содержит два ценных
элемента – серу и водород. Учитывая сравнительно небольшую энергию свя-
зи этих элементов, а также важность развития водородной энергетики, стано-
вится актуальным получение из сероводорода, как серы, так и водорода.
Очевидно, что потенциальные выбросы диоксида серы и сероводоро-
да определяются содержанием серы в сырой нефти. Содержание серы в сы-
рой нефти колеблется в очень широких пределах: от малосернистых до высо-
косернистых нефтей. Большая часть серы в сырой нефти содержится в тяже-
лых фракциях и большая часть потенциальных выбросов связана с перера-
боткой этих фракций. Обычно сера, содержащаяся в нефти, превращается в
сероводород в процессах гидрогенизации и гидрокрекинга, или же прямо в
диоксид серы при сжигании.
6
Известно несколько способов получения элементарной серы из серово-
дородсодержащих газов, которые выделяются на установках вторичной пе-
реработки нефти. Наиболее распространены процессы каталитической кон-
версии, самый известный, это контактное окисление по методу Клауса и
сорбционные процессы.
Процессы каталитической конверсии (самый эффективный – кон-
тактное окисление, или метод «Клауса»).
Переработка сероводородного газа производится по трехступенча-
тому окислительному методу Клауса с применением термической и
двух каталитических ступеней.
Термическая стадия заключается в высокотемпературном сжига-
нии сероводорода в топке котла-утилизатора при подаче стехиометри-
ческого количества воздуха согласно реакции
H2S + O2 → 2H2O + S2 + 157210 кДж/кг моль H2S
Стехиометрическое соотношение количества воздуха и сероводо-
рода (отношение объема воздуха к объему сероводородного газа) в за-
висимости от состава сероводородного газа должно быть в пределах 2:1
– 3:1.
Реакция протекает при температуре 1000-1500 оС в зависимости от
концентрации сероводорода в сероводородном газе и наличия в нем уг-
леводородов.
Часть сероводородного газа в топке котла-утилизатора превраща-
ется в диоксид серы по реакции
2H2S + 3O2 → 2H2O + 2SО2 + 519160 кДж/кг моль H2S
Углеводороды и аммиак, содержащиеся в сероводородном газе,
сгорают по реакции
С2Н6 +3SO2 → 2CO2 + 3H2O + 1427700 кДж/кг моль С2Н6
2NH3 + 1,5O2 → N2 + 3H2O
В последние годы для очистки от сероводорода природного газа
широко применяют адсорбционные методы. Содержащие сероводород
отходящие газы промышленных производств обычно характеризуются
низким, но превышающим требования санитарных норм, содержанием
этого загрязнителя. Например, в вентиляционных выбросах производств
вискозы его концентрация колеблется в пределах 0,01-0,1 %. Наиболее
глубокую очистку газов от сероводорода обеспечивают адсорбционные
методы с использованием гидроксида железа, активного угля, цеолитов
и других поглотителей.
7
Процесс очистки газов от сероводорода гидроксидом железа ис-
пользуется давно. При прохождении газа через слой гидроксида железа
сероводород поглощается
2Fe(OH)3 + 3H2S → Fe2S3 + 6H2O
Одновременно образуется некоторое количество FeS. Присут-
ствующий в очищенном газе кислород окисляет сульфидную серу с об-
разованием гидроксида железа:
Fe2S3 + 3/2 О2 + 3Н2О → 2Fe(OH)3 + 3S
В современной промышленной практике поглотительную массу
приготавливают из болотной руды или отходов производства глинозема
из бокситов-красных шламов влажностью 50-55 %, содержащих 45-48
% Fe2О3 (на сухое вещество).
Эффективным поглотителем сероводорода является активный
уголь. Присутствие в очищенном газе кислорода является необходимым
условием реализации процесса, в котором наряду с поглощением серо-
водорода происходит катализируемое углем окисление последнего в ад-
сорбенте, сопровождающееся выделением тепла (220 кДж на 1 моль
H2S).
H2S + 0,5 О2 → S + Н2О
Одновременно с этим процессом в адсорбенте происходит также
экзотермическая (790 кДж на 1 моль H2S) каталитическая реакция пре-
вращения сероводорода в серную кислоту:
H2S + 2О2 → H2SО4
Количественна доля последней реакции тем выше, чем больше
тяжелых металлов, в частности железа, находится в минеральной со-
ставляющей активного угля; она может составлять более трети по от-
ношению к поглощенному сероводороду.
Высокая экзотермичность процессов окисления сероводорода при
значительных концентрациях его в очищаемых газах обусловливает ин-
тенсивный разогрев слоя поглотителя и связанный с этим риск возгора-
ния активного угля. В этой связи использование активного угля для
очистки газов сероводорода обычно ограничивают газами, содержащи-
ми до 5 г/м3 этого загрязнителя, хотя известны реализованные в про-
мышленной практике процессы поглощения активными углями серово-
дорода из газов с высокой его концентрацией (10-13 г/м3).
Для нейтрализации образующейся в угле серной кислоты может
быть использован раствор карбоната натрия (соды) или газообразный
аммиак. Использование последнего более эффективно, так, как для вы-
мывания водой из угля аммонийных солей требуется меньший ее рас-
8
ход. Кроме того, аммиак интенсифицирует окисление сероводорода, по-
этому его можно вводить в очищаемый газ для обеспечения протекания
реакции, параллельной основной реакции окисления
H2S + NH3 + 2O2 → (NH4)2SO4
Если в очищенном газе присутствует CO2, наряду с последней ре-
акцией протекает взаимодействие
CO2 + 2NH3 + H2O → (NH4)2CO3
Возможно и периодическое использование аммиака лишь на ста-
дии регенерации насыщенного поглотителя.
Сероемкость используемых для очистки газов от сероводорода ак-
тивных углей составляет 200-520 кг/м3. При высоте слоя угля более 1м
достигаемая степень насыщения поглотителя превосходит 90 %. Реге-
нерацию насыщенных углей наиболее часто проводят раствором суль-
фида аммония. При регенерации протекает реакция
2(NH4)2S + 3S2 → 2(NH4)2S4
(NH4)2S + (n-1)S → (NH4)2Sn
Образующийся раствор многосернистого (200-250 кг/м3) обраба-
тывают острым паром при 125-130 оС под давлением (1,6-1,9)•105 Па с
целью выделения серы.
(NH4)2Sn → (NH4)2S + (n-1)S
В условиях такой обработки разлагается и (NH4)2S поэтому обра-
зующиеся пары и конденсируют и возвращают в процесс. Получаемую
жидкую серу (99,92-99,97 %) отделяют от раствора декантацией. Экс-
трагированный освобождают от сульфидной серы промывкой его водой,
отпаривают для удаления аммонийных солей и сушат.
Для экстракции серы из угля в ряде случаев применяют ксилол,
используя резкую разницу растворимости в нем серы при обычных и
повышенных температурах. Обработку угля кислородом проводят при
100-110
оС и давлении 2,5•105 Па. При последующем охлаждении вы-
тяжки (до 30 оС) из нее выделяют застывшую серу. Экстрагированный
уголь обрабатывают паром для освобождения от ксилола, промывают
водой для удаления других продуктов происходящих на угле превраще-
ний и вновь пропаривают.
Образующиеся углеаммонийные соли при значительном содержа-
нии в очищаемых газах могут забивать трубопроводы и арматуру уста-
новки. Для предупреждения этого процесса целесообразна пропитка ак-
тивного угля 0,8 %-м водным раствором щелочи. Увеличение поглоти-
тельной способности угля по сероводороду и интенсификация образо-
9
вания элементной серы могут быть обеспечены при пропитке поглоти-
теля йодом (1 % от массы угля) или иодидом калия.
Направляемый на очистку газ смешивают с аммиаком, редуцируе-
мым из баллона, и вводят в реактор, где в кипящем слое активного угля
происходит его чистка от сероводорода. Очищенный газ удаляют через
пылеуловитель. Насыщенный поглотитель из реактора транспортируют
в отделение экстракции серы, откуда он поступает в промывное отделе-
ние и далее на обезвоживание в сушильную установку. Сухой регенери-
рованный уголь из бункера питателем возвращают в реактор. Для ком-
пенсации потерь угля в бункер добавляют свежий поглотитель.
При содержании сероводорода в поступающем на обработку газе
до 100 мг/м3 использование очистки на основе активных углей может
обеспечить его остаточную концентрацию в газе менее 0,001 %.
Эффективным средством очистки газов от полярных соединений,
в частности сероводорода, являются синтетические цеолиты (NaA, CaA,
NaX). Поглотительная способность цеолитов по этому компоненту в
условиях его концентраций в поступающих на очистку газах, отвечаю-
щих парциальному давлению 13,33; 1,33 и 1,13 кПа при 25 оС может до-
стигать соответственно 14-16; 9,5-10,5 и 4,0-4,8 г на 100 г поглотителя.
С увеличением температуры этот показатель синтетических цеолитов
снижается, оставаясь, тем не менее, достаточно высоким: при том же
содержании сероводорода в газах и температуре 150 оС он достигает
5,5-7,5; 2,0-2,5; 0,2-0,9 г/100г соответственно. Помимо высокой погло-
тительной способности при низких концентрациях сероводорода в газо-
вых потоках эти адсорбенты характеризуются селективностью его из-
влечения, в частности, при одновременном присутствии СО2 .
Оптимальные результаты использования синтетических цеолитов
обеспечиваются при обработке ими газов с содержанием серы 2 %.
Концентрация серы в очищаемых ими газах может быть снижена до 1
мг/м3 и ниже.
В практике технологической очистки газов от сероводорода ис-
пользуют различные приемы регенерации насыщенных цеолитов – об-
работку их диоксидом серы при 315 оС (цеолит катализирует процесс
образования из сероводорода и диоксида серы, воды и элементной серы,
пары которой конденсируют с последующим сжиганием трети жидкой
серы до диоксида серы), десорбцию водяным паром, продувку очищен-
ными от сероводорода газами при 300-350 оС с последующей промыв-
кой газов десорбции водой и направлением их в цикл [5].
10
Практическое использование синтетических цеолитов для реше-
ния задач санитарной очистки от сероводорода газовых выбросов про-
мышленных производств сдерживается значительной стоимостью этих
адсорберов.
В практике очистки от сероводорода технологических газов нахо-
дят применение и другие твердофазные поглотители, получаемые на
основе оксида цинка, оксидов цинка и меди, а также содержащие цинк и
медь отработанные катализаторы процессов низкотемпературной кон-
версии оксида углерода. Поглощение сероводорода этими хемосорбен-
тами основано на следующих реакциях:
H2S + ZnO = ZnS + H2O
H2S + Cu = CuS + H2
H2S +2Cu = Cu2S + H2
Приведенные реакции практически необратимы в интервале тем-
ператур 200-500 оС, поэтому процессы очистки газов от сероводорода с
использованием названных хемосорбентов требуют предварительного
нагрева подвергаемых обработке газовых потоков. Отработанные по-
глотители обычно не регенерируют, хотя восстановление их поглоти-
тельной способности, усложняющее и удорожающее соответствующие
процессы, возможно, в частности, окислением сульфидов кислородом
при 500-550 оС при соблюдении ряда условий, предотвращающих пере-
грев поглотителя выделяющимся при этом теплом и связанное с этим
снижение.
Сорбционные свойства углей могут быть повышены введением в
их состав оксидов меди, железа, никеля, марганца, кобальта.
Наряду с традиционными адсорбентами в последние годы разра-
батывают поглотители на основе оксидов молибдена, теллура, марганца
и карбонатов щелочных металлов.
Современные методы утилизации сероводорода
Метод Клауса
На современных нефтеперерабатывающих заводах чаще всего используют
методы утилизации сероводорода – это каталитический метод и абсорбцию.
На первой стадии утилизации сероводорода применяют метод Клауса. Сущ-
ность процесса Клауса заключается в переработке сероводородного газа в се-
ру по окислительному методу с применением термической и двух-трех ката-
литических ступеней (рис.1).
11
Поступающий на установку Клауса кислый газ подвергается высоко-
температурному (900 – 1300°С в зависимости от концентрации H2S) сжига-
нию( в топке котла утилизатора) в присутствии стехиометрического количе-
ства воздуха с получением элементарной серы (выход до 70%) и диоксида
серы в соответствии с уравнениями :
2H2S + O2 →S2 + 2H2O + 157210 КДж/кг моль H2S [10]
Рисунок 1 - Производство серы из сероводородсодержащих и нефтезаводских
газов методом Клауса
Далее газ охлаждается в конденсаторе до 185 °С и поступает на каталитиче-
скую ступень. При этом уже в термическом реакторе может образовываться
существенная доля серы - до 60-70% от её общего выхода.
При охлаждении газов после термической ступени происходят следующие
реакции;
а) ассоциация молекул серы S2 в S6 и S8:
3S2 →S6 + 91100 кДж/кг моль S2
4 S2 →S8 + 101490 кДж/кг моль S2
б) ассоциация молекул серы S6 в S8:
4 S6 →3 S8 + 41660 кДж/кг моль S6
в) конденсация серы:
S8 (ГАЗ) →S8 (ЖИД) + 95710 кДж/кг моль S8.
На каталитических ступенях процесса при температуре 200—320 °С на
катализаторе ( активной окиси алюминия -- марки CR и AM) происходит
конверсия H2S и SO2 с образованием серы по реакциям:
H2S + SO2 →3/6 S6 +2H2O + 44250 кДж/кг моль H2S
12
H2S + SO2 →3/8 S8 +2H2O + 52000 КДж/кг моль H2S.
В каталитической ступени происходит дожиг оставшегося сероводо-
родного сырья в печи, после чего газы поступают в реактор, заполненный ка-
тализатором. Реакция идет при 240-250 °С, температура на выходе из реакто-
ра составляет 330 °С. После реактора газ охлаждается до 170 °С, а сконден-
сированная сера выводится.
Газ из охладителя поступает на третью ступень, предполагающую печь для
предварительного нагрева газа и реактор. Далее газ снова охлаждается и сно-
ва выводится сера.
Относительно низкие температуры этой стадии обусловлены выделением
тепла [11].
Метод Клинсалф
На предприятиях западной Европы используются способ Клинсалф,
при котором процесс протекает в три ступени. Специальные каталитические
реактора со встроенными парогенераторами применяющиеся на установке
позволяют поддерживать температуру катализатора в процессе около 120 °C,
благодаря чему степень конверсии сероводорода на выходе с третей ступени
составляет 99,8 %.
В отличии от нашей схемы(метода Клауса), в методе Клинсалф всё
тепло замкнуто и топливо используется лишь один раз. Получается, что сам
процесс с экономической точки зрения выгоднее за счёт большого количе-
ства рекуператоров [12].
Рисунок 2 - Принципиальная схема процесса получения серы методом
«Клинсалф»
13
Абсорбционные методы.
Абсорбция – процесс поглощения газов жидкими поглотителями.
Поглощенный газ называется абсорбатом, жидкостный поглотитель аб-
сорбентом. Схематический процесс абсорбции газа можно записать в
виде:
Процесс абсорбции всегда сопровождается уменьшением объема систе-
мы газ-жидкость за счет растворения газа и выделения тепла абсорбции.
Поэтому повышение давления абсорбции и понижение температуры
благоприятствует протеканию абсорбции. Можно считать, что в насто-
ящее время ЭА процесс является универсальным для очистки газа от
сероводорода и диоксида углерода. Широкое использование ЭА процес-
са объясняется его преимуществом перед другими способами: ЭА реа-
гирует с сероокисью углерода и сероводорода с образованием легко ре-
генерируемых соединений.
Температура абсорбции: чем ниже температура,тем выше погло-
тительная способность абсорбента, ниже скорость его циркуляции
меньше расход энергии на перекачку и регенерацию раствора. Для хе-
мосорбентов она обычно находится в пределах 30-60ºC, то есть может
быть обеспечена с помощью обычной воды для охлаждения регенери-
рованного раствора.
Температуру регенерированного абсорбента подаваемого на верх
абсорбера принимают на 2-3 ºC выше температуры уходящего газа, что-
бы избежать конденсации тяжелых углеводородов, содержащихся в га-
зе.
Давление абсорбции: определяет физическую растворимость га-
зов в абсорбенте, степень очистки газа, размеры абсорбера. Существенное
влияние оказывает давление на конечное содержание извлекаемых компо-
нентов в газе.
Потери абсорбента : включают потери физические, химические и ме-
ханические. Физические потери - происходят за счет испарения части абсор-
бента в абсорбере. Химические потери - происходят при образовании нереге-
нерируемых продуктов реакции абсорбента и газа, а также при термическом
разложении. Механические потери – унос абсорбента с газами из-за несо-
вершенства конструкции оборудования, вспенивание абсорбента и т.д.[3, с.
67]
Наибольшее распространение получил метод хемосорбции, обеспечи-
вающий степень очистки до 99,9 %. В качестве сорбента используются эта-
ноламины. При этом моно - и диэтаноламины извлекают из газов как H2S ,
так и СО2, а триэтаноламин - только сероводород.
14
H2 S + N(C2N5 OH) ↔ [(HOC2 H4) NH]+ [ HS]-
Селективными абсорбентами для H2S служат также метилдиэтанола-
мин, дигликольамин и диизопропаноламин, получившие широкое распро-
странение за рубежом для очистки газов от сероводорода.
Этаноламиновая очистка не позволяет очистить газ до содержания се-
роводорода < 0,5 %. Поэтому, для достижения требуемой степени очистки,
после этаноламиновой очистки обычно проводят горячую щелочную очистку
при температуре 50-80 °С и давлении 2 МПа:
H2S + 2NaOH → Na2S + 2Н2О
Процесс необратим. Это приводит к расходу щелочи, образованию
шлама в виде Na2S и потере H2S для дальнейшей переработки.
Характеристика абсорбентов сероводорода и параметры процессов
приведены в табл. 1.
Эксплуатация систем очистки газов от H2S аминами связана с рядом
трудностей, вызываемых пенообразованием, термическим и химическим раз-
ложением реагентов и коррозией. В целом очистка больших количеств
высокосернистого газа с применением жидких поглотителей - экономи-
чески наиболее целесообразна.
Таблица 1 – Характеристика абсорбентов сероводорода
Абсорбент
Концентрация
поглотителя в
растворе, %
Температу-
ра
абсорб-
ции, оС
Степень
аб-
сорбции, %
Этаноламины
-
20-50
96-98
Содовый
15-18
40
90
Поташный
20-25
40-50
90-98
Мышьяково-
содовый
17,38
20-45
92-98
Схемы процесса очистки газа водными растворами аминов.
На рис.3 показана основная однопоточная схема абсорбционной очист-
ки газа растворами алканоламинов. Поступающий на очистку газ проходит
восходящим потоком через абсорбер навстречу потоку раствора. Насыщен-
15
ный кислыми газами раствор, выходящий с низа абсорбера, подогревается в
теплообменнике регенерированным раствором из десорбера и подается на
верх его. После частичного охлаждения в теплообменнике регенерированный
раствор дополнительно охлаждается водой или воздухом и подается на верх
абсорбера.
Тепло, необходимое для регенерации насыщенного раствора, сообща-
ется раствору в рибойлерах, обогреваемых глухим паром низкого давления.
Кислый газ из десорбера охлаждается для конденсации большей части со-
держащихся в нем водных паров. Этот конденсат-флегма непрерывно воз-
вращается обратно в систему, чтобы предотвратить увеличение концентра-
ции раствора амина. Обычно эту флегму подают на верх десорбера несколько
выше входа насыщенного раствора для конденсации паров амина из потока
кислого газа.
В схеме предусмотрен экспанзер (выветриватель), где за счет снижения дав-
ления насыщенного раствора выделяются физически растворенные в абсор-
бенте углеводороды и частично сероводород, и диоксид углерода.
Экспанзерный газ после очистки используется в качестве топливного газа
или компримируется и подается в поток исходного газа.
Широкое распространение в промышленности получила схема с раздельны-
ми потоками подачи в абсорбер регенерированного раствора одинаковой
степени регенерации (рис.4). 70—80% раствора подается в середину абсор-
бера, а остальное количество на верх. Это позволяет снизить затраты энергии
на перекачку раствора, а также повысить степень извлечения COS (в случае
его наличия в газе), за счет подачи среднего потока раствора с более высокой
температурой и осуществления реакции гидролиза COS. Для уменьшения ме-
таллоемкости абсорбера иногда верхнюю часть аппарата выполняют меньше-
го диаметра (рис. 4).
В схеме аминовой очистки газа с высоким содержанием кислых компо-
нентов (рис.5) подача раствора в абсорбер осуществляется двумя потоками,
но разной степени регенерации. Частично регенерированный раствор из де-
сорбера подается в среднюю секцию абсорбера. Глубокой регенерации под-
вергается только часть раствора, которая подается на верх абсорбера для
обеспечения тонкой очистки газа. Такая схема позволяет по сравнению с
обычной схемой до 10-15% снизить расход пара на регенерации раствора.
При очистки газа с высоким содержанием кислых компонентов целесо-
образно осуществить двойное расширение (выветривание) насыщенного
амина при разном давлении. На первой ступени при давлении 1,5-2 МПа из
раствора выделяется основное количество растворенных углеводородов, что
обеспечивает в дальнейшем низкое (<2%) содержание их в кислом газе - это
гарантирует высокое качество получаемой серы. Этот поток экспанзерного
газа либо используется после очистки от сероводорода в качестве топливного
16
газа, либо компримируется и смешивается с основным потоком очищаемого
(сырого) газа.
На второй ступени при давлении, близком к атмосферному, без тепло-
вой регенерации выделяется из раствора поток кислого газа, который, после
выделения из него воды и охлаждения, может быть непосредственно направ-
лен на установку получения серы. За счет этого сокращается до 10% расход
пара на регенерацию насыщенных растворов амина.
В схеме дополнительно устанавливается насос для подачи насыщенно-
го раствора из второго выветривателя в десорбер, который работает в не-
благоприятных условиях (высокая степень насыщения амина кислыми газами
и относительно высокая температура раствора) - это недостаток схемы.
При очистке газа, содержащего COS наряду с H2S и СО2, в абсорбере
может быть предусмотрена зона поглощения и гидролиза COS, состоящая из
пяти-восьми тарелок, куда подается регенерированный раствор амина с по-
вышенной температурой 70-80 0С.
В отличие от стандартной в указанной схеме охлаждение и конденса-
ция парогазовой смеси, выделяющейся в десорбере, проводятся в верхней ча-
сти колонны путем непосредственного контакта с флегмой, циркулирующей
в замкнутом цикле. Такая схема позволяет снизить коррозию технологиче-
ского оборудования и сократить количество аппаратов (конденсатор-
холодильник, сепаратор и др.).
В отличие от стандартной в указанной схеме охлаждение и конденса-
ция парогазовой смеси, выделяющейся в десорбере, проводятся в верхней ча-
сти колонны путем непосредственного контакта с флегмой, циркулирующей
в замкнутом цикле. Такая схема позволяет снизить коррозию технологиче-
ского оборудования и сократить количество аппаратов (конденсатор-
холодильник, сепаратор и др.) [13].
I - газ на очистку; II - очищенный газ; III - экспанзерный газ; IV - кислый газ;
V - водяной пар; 1 - абсорбер; 2,9 - насосы, 3,7 - холодильники; 4 - экспанзер,
5 - теплообменник, 6 - десорбер; 8 - сепаратор; 10 - кипятильник; 11 - емкость
регенерированного амина.
Рисунок 3 - Схема однопоточной очистки газа растворами этаноламинов
17
I - газ на очистку; II - очищенный газ; III - насыщенный раствор; IV - регене-
рированный раствор; 1 - абсорбер; 2 – холодильники.
Рисунок 4 а- Схема аминовой очистки газа с раздельными потоками подачи
регенерированного амина с обычным абсорбером
б - Схема аминовой очистки газа с раздельными потоками подачи
регенерированного амина с абсорбером переменного сечения
I - газ на очистку; II - очищенный газ; III - кислый газ; IV - тонко регенериро-
ванный амин; V - грубо регенерированный амин; VI - насыщенный амин; VII,
VIII - экспанзерные газы; IX - водяной пар; 1 - абсорбер, 2,5, 13 - холодиль-
ники; 3, 4 - экспанзеры; 6, 8, 9, 15 - насосы; 7,11 - теплообменники; 10 - ем-
кость регенерированного амина; 12 - десорбер; 14 - рефлюксная емкость; 16 –
кипятильник
Рисунок 5 - Схема аминовой очистки газа с разветвленными потоками рас-
твора разной степени регенерации
Алифатические спирты являются источником пенообразования (мета-
нол) в абсорбции, что нарушает режим работы аппарата.
18
Существует несколько методов уменьшения пенообразования:
• в производственных схемах аминовой очистки газа предусматривается
система фильтрации раствора и ввода антивспенивателя в систему.
• уменьшение ПАВ с сырым газом или раствором ДЭА+МДЭА и удале-
ние их;
• использование пеногасителей;
• периодическая промывка и очистка аппарата от шлака;
• подача регенерированного амина на 2-5 ºC выше температуры уходя-
щего из абсорбера газа для предупреждения конденсации углеводоро-
дов [3].
Физическая абсорбция
В физической абсорбции извлечение кислых компонентов газа основано
на различной растворимости компонентов газа в абсорбенте. В качестве аб-
сорбентов в этих процессах используют смесь диметиловых эфиров полиэти-
ленгликоля (процесс «Селиксол®»), метанол (процесс «Ректизол®»), пропи-
ленкарбонат (процесс «Флюор®») и др. При физической абсорбции не про-
текает химическая реакция.
Также существуют еще адсорбционные методы очистки газа основаны на се-
лективном извлечении примесей твердыми поглотителями – адсорбентами.
Этот
метод
применяют,
если:
1)когда
другие
методы
оказываются
неэффективны;
2)концентрация загрязняющих веществ очень мала(например для очистки
вентиляционных газов, где содержание вредного компоненты не привышает
двух%). [14]
Адсорбционные методы
Адсорбционная очистка природного газа — селективное извлечение
кислых компонентов (Н2S, CO2), сероорганических соединений, других при-
месей поглощением их адсорбентом. Осуществляется на нефте- и газопере-
рабатывающих заводах, промыслах. Впервые адсорбционная очистка газа
гидратом окиси железа в качестве адсорбента осуществлена в Великобрита-
нии в середине 19 в. В CCCP широко используется с начала 70-х гг. Процесс
адсорбционной очистки газа цикличен. В цикле адсорбции целевой компо-
нент из сырьевого потока переходит в слой адсорбента; в цикле регенерации
— из адсорбента в поток регенерации газа при температуре до 400°С. Наибо-
лее старый метод адсорбционной очистки газа — т.н. губчатого железа; по-
глотитель — древесные стружки, пропитанные окисью железа в гидратной
форме. В современном производстве применяется в установках небольшой
19
мощности (3-10 млн. м3 в год), высокой степени очистки (до 2 мг/м3). Отли-
чается хорошей селективностью по отношению к Н2S.
Наибольшее распространение в CCCP и за рубежом получила адсорб-
ционная очистка газа с использованием молекулярных сит (цеолитов). Впер-
вые процесс применён в США в середине 50-х гг. Адсорбционные цеолитные
установки в зависимости от концентрации сернистых компонентов в сырье,
объёма и скорости подачи очищаемого газа имеют от двух до четырёх ко-
лонн. Регенерация адсорбента обычно осуществляется сухим очищенным га-
зом при температуре 250- 400°С. Расход газа на регенерацию 5-20% объёма
обрабатываемого газа. Снижение расхода газа регенерации на установках не-
большой мощности (до 500 млн. м3 в год) достигается использованием эф-
фекта так называемой пиковой десорбции; при этом на факеле сжигается
только часть газа, выделившаяся в момент наибольшей десорбции сернистых
компонентов, остальная часть возвращается в основной поток. При большой
мощности оборудования адсорбционной очистки газа (свыше 500 млн. м3 в
год) регенерационный газ пропускают через установки аминовой очистки
(см. Абсорбционная очистка газа).
В качестве адсорбента в установках адсорбционной очистки газа ис-
пользуют также активированный уголь; извлекают тиофен, сероуглерод, ча-
стично сероокись углерода и дисульфиды. Для очистки газа от сероорганиче-
ских соединений применяется метод химической адсорбции, основанный на
непосредственном связывании удаляемых примесей (при 300-400°С) твёр-
дыми поглотителями на основе окислов цинка, железа и меди.
Достоинства адсорбционных процессов: тонкая очистка газа до 0,1-0,5
мг/м, селективность, несложность работы и простота конструкции аппаратов.
Недостатки — возможность использования лишь при низком содержании
примесей в исходном газе, трудность обработки газов регенерации, механи-
ческое разрушение адсорбента, снижение его активности в процессе эксплуа-
тации, большие потери давления в аппаратах. [15]
Плазменно-мембранной переработке сероводорода с получением
водорода и серы
Одним из основных направлений будущего является метод, разрабо-
танное директором института водородной энергетики и плазменных техноло-
гий НИЦ «Курчатовский институт» С.Коробцевым, посвященный поазмен-
но-мембранной переработке сероводорода с получением водорода и серы.
Использование плазменных и плазменно-мембранных процессов позволяет
модернизировать традиционные и создавать совершенно новые высоко-
эффективные технологии производства водорода из различного сырья: воды,
сероводорода, широкого класса углеводородов (в том числе — природного
газа) и, даже, угля. Плазменные процессы по сравнению с каталитическими
20
отличаются высокой удельной производительностью, низкой металлоемко-
стью, безинерционностью и экологической чистотой. Неравновесный цен-
тробежный эффект в микроволновом разряде с закруткой газа и сверхидеаль-
ной закалкой в послеразрядной зоне позволил реализовать переработку серо-
водорода с низкими энергозатратами ~ 1 кВт час/(куб. м Н2 + 1,4 кг серы).
Процесс успешно масштабирован: в Оренбурге построена установка, обеспе-
чивающая плазменное разложение сероводорода, сбор серы, разделение газо-
вых продуктов и конечную очистку водорода. Основное преимущество раз-
работанной технологии заключается в извлечении водорода для его после-
дующего использования в цикле гидроочистки нефтяных фракций от серы.
Это позволит практически полностью отказаться от производства водорода
для гидроочистки и повлечет за собой снижение потребления природного га-
за и выбросов СО2. Кроме того, в плазменно-мембранном процессе перера-
ботки сероводорода отсутствуют экологически вредные выбросы SO2, COS,
CS2 и др., по сравнению с методом Клауса процесс отличается высокой
удельной производительностью, низкой материалоемкостью оборудования и
уменьшением числа стадий и переделов [16] .
Рисунок 6 - блок-схема плазменно-мембранной технологии переработки се-
роводородсодержащих газов
H2S и CO2, отделяемые на первой стадии с помощью мембран, после допол-
нительного концентрирования на мембранах или разделения на фракции по-
ступают в плазмохимический реактор (ПХР), где происходит разложение
21
Н2S. Полученный водород (или синтез-газ, если разложению подвергается
смесь Н2S и СО2) вновь очищается на мембранах от неразложившегося Н2S и
возвращается на вход ПХР. Технология подразумевает замкнутость процесса,
а следовательно и его высокую экологичность. Для отработки технологии и
испытания головных образцов мембранного оборудования по решению “РАО
Газпром” на Оренбургском газоперерабатывающем заводе был создан опыт-
но - технологический цех.
Из краткого описания новой технологии ясно, что мембранам в процессе пе-
реработки природного газа отводится важное место.
Прежде всего, изучению были подвергнуты отечественные мембраны, вы-
пуск которых к концу 80-х гг. был освоен в опытно-промышленных масшта-
бах. Результаты исследования газоразделительных свойств таких мембран
приведены в табл. 2.
Таблица 2 - Газоразделительные характеристики некоторых основных
отечественных полимерных газоразделительных мембран
Мембрана П * 10-4, см3/см2*с*атм
Селективность по паре:
H2S CO2
CH4
H2
H2S/CO2
H2S/CH4
H2S/H2
Гравитон 7.6 6.3 1.0 7.9 1.2
7.6
1/1.04
Лестосил 1000 400 150 125 2.5
6.7
8
АЦ
48
27
0.9 62 1.8
53
1/1.29
Карбосил 1100 305 105 109 2.8
10
10
Из табл.2 видно, что в целом разделительные свойства приведенных мем-
бран, за исключением мембраны из ацетата целлюлозы (АЦ), уступают тео-
ретически необходимой селективности (aтеор.), требуемой для эффективного
одноступенчатого разделения рассматриваемых пар газов (например, для па-
ры H2S/CH4 aтеор.» 50).
Плоская асимметричная мембрана из АЦ показала хорошие разделительные
характеристики по индивидуальным газам, однако проведенные испытания
аппаратов на ее основе показали, что при влажности менее 70% об. мембрана
делается хрупкой и разрушается уже при давлении разделяемой смеси 5ё 6
атм, а суммарное содержание кислых компонентов (H2S и CO2) в смеси более
40% об. приводило к эффекту пластификации и резкому ухудшению разде-
лительных свойств. Половолоконная мембрана из смеси ди- и триацетата
целлюлозы имела худшие разделительные свойства (a =35 по паре H2S/CH4),
а при переходе к разделению смеси и технологическим испытаниям негатив-
ный эффект влияния влажности газа и высокого содержания в нем H2S остал-
ся аналогичным приведенному.
22
Опытно-промышленные испытания аппаратов с половолоконной мем-
браной Карбосил, обладающей высокой удельной производительностью, по-
казали тенденцию ухудшения разделительных свойств мембраны с ростом
парциального давления H2S в смеси вплоть до полной потери селективных
свойств.
Испытания мембраны ПВТМС на экспериментальной установке
ИВЭПТ СВ-10 показали, что в результате воздействия сероводорода проис-
ходит постепенное разрушение газоразделительных элементов, а сама мем-
брана даже в первый момент не обладает достаточной селективностью в сме-
си.
Тем не менее, на базе мембраны из поли-4-метилпентена-1 (коммерче-
ское название “Гравитон марки 2”) были созданы мембранные аппараты типа
ВГРс-1000в и проведены натурные испытания блока очистки природного га-
за от сероводорода. Оказалось, что даже при коэффициенте разделения » 7
достигается заметная очистка: так, при суммарном содержании (Н2S+CO2),
равном 7.8% об., на выходе из мембранного блока содержание каждого ком-
понента не превышает 0.25% об. При этом необходимо заметить, что для то-
варного природного газа такое содержание СО2 не имеет значения, и необхо-
димо снизить остаточную концентрацию сероводорода. Этого можно достичь
двумя способами: либо физической доочисткой, что предусмотрено принци-
пиальной схемой переработки (см. рис.6), либо созданием более селективной
мембраны. Применение многоступенчатой схемы очистки от H2S ведет к
резкому снижению степени извлечения целевого компонента и усложняет
схему из-за наличия оборотных (ре-циркуляционных) потоков.
В результате комплекса исследований, проведенного совместно с НПО "По-
лимерсинтез" был создан ряд полимерных мембран с высокой селективно-
стью по паре H2S/CН4. Наиболее представительной является мембрана на ба-
зе полиэфирурентанмочевины (ПЭУМ), для которой селективность по паре
H2S/CН4 составляет величину 55-60, а производительность по сероводороду
незначительно уступает мембране Лестосил. На базе мембраны ПЭУМ были
созданы рулонные элементы и аппараты рулонного типа, которые прошли
опытные испытания как в РНЦ "Курчатовский институт", так и на площадке
опытного цеха в ОГПЗ. Испытания показали, что мембрана позволяет уда-
лять сероводород до требуемых пределов в одноступенчатом процессе, и тем
самым мембранный блок позволяет упростить плазменно-мембранную схему
переработки природного газа (рис. 6) сокращением блока физической до-
очистки.
Другой особенностью полученной мембраны оказалась достаточно вы-
сокая селективность по паре "сероводород-диоксид углерода", которая соста-
вила величину 5.5. Необходимо отметить, что практически все известные
мембраны обладают по этой паре газов селективностью не более 1.5-2.0.
Важность создания такой мембраны объясняется необходимостью концен-
23
трирования сероводорода в потоке "кислого" газа. Плазмохимический блок
может работать на "кислом" газе (смеси H2S-CO2), однако это значительно
осложняет процесс разделения после плазмохимического блока из-за допол-
нительного наличия в смеси СО и остатков неразложившегося СО2. Испыта-
ния на ОТЦ ОГПЗ мембранного оборудования с мембраной Лестосил показа-
ли, что в одноступенчатом процессе возможно только частичное обогащение
по сероводороду с 55 до 74% об., а применять двухступенчатую схему нера-
ционально. Вместе с тем создание мембраны ПЭУМ, как показали испыта-
ния, позволяет достичь обогащения по сероводороду 98,5% об., что практи-
чески соответствует проектным величинам. Ресурсные испытания мембраны
в среде 100%-ного сероводорода показали, что большинство образцов мем-
браны сохраняет свои разделительные характеристики практически неизмен-
ными, и лишь для части образцов наблюдалось 10%-ное снижение селектив-
ности по паре H2S/CO2, происходящее в первые сутки, далее свойства мем-
браны стабилизировались.
В дальнейшем мембрана для разделения пар H2S/CO2
совершенствовалась в плане создания как квазижидкой мембраны (КЖМ),
так и способа химической модификации традиционных мембран.
Цель создания КЖМ - получить микропористую мембрану, на порядок
более производительную по сравнению с рассмотренными выше (благодаря
фиксации в порах высокопроизводительной жидкой фазы) и одновременно
высокоселективную (благодаря реализации преимущественного транспорта
целевого компонента жидким носителем), сохраняющую при этом механиче-
ские свойства полимерной матрицы.
В настоящее время существуют два способа организации активного
транспорта СО2: с помощью "кислых" свойств газа или с помощью аминов.
Однако рассмотренные выше мембраны обладают рядом недостатков: боль-
шая доля жидкой фазы, высокая испаряемость жидкости, недостаточная
жесткость для предотвращения набухания матрицы мембраны, низкий пре-
дел по перепаду давления на мембране. Перечисленные причины затрудняют
изготовление и практическое применение квазижидких мембран, прежде все-
го по экономическим соображениям.
Поэтому был разработан совершенно новый способ изготовления
КЖМ, заключающийся в том, что жидкая фаза вместе с активным носителем
заполимеризовывается в полимерный каркас с помощью радиационно-
химической технологии. Особо следует отметить принципиальную простоту
изготовления мембран описанным способом : раствор двух полимеров, один
из которых полимеризуется под воздействием излучения, наносится на глад-
кую поверхность и облучается. При таком формировании мембраны отпадает
необходимость в растворителях, большинство из которых токсичны, и нет
необходимости в повышении или понижении температуры.
24
Возможности разделения газовых смесей H2S-СO2 и H2S-СH4 с помощью раз-
работанных авторами КЖМ, содержащих четыре различных типа жидких
фаз: лапрол 2500, полиэтиленгликоль, олигобутадиен, олигополимер бутади-
ена и лапрола- показаны в табл. 3.
Таблица 3 - Газоразделительные свойства КЖМ для разделения
H2S-содержащего природного газа
Жидкая
фаза
КЖМ
QH2S *10-6,
a
H2S/СO2
H2S/СН4
Лапрол
5.5
6.0-8.0
40-56
Полиэтиленгликоль 6.1
4.5
35
Олигобутадиен
4.1
4.1
30
Бутадиен + лапрол 1.0
3.9
29
Однако дальнейшие работы по совершенствованию удельной произво-
дительности КВЖ и исследования ее ресурса были приостановлены из-за не-
достаточного финансирования.
Другой подход к созданию мембран - разработка метода фторидной
модификации мембраны. В результате обработке фтором или летучими фто-
ридами редких металлов в присутствии разбавителей можно добиться значи-
тельного улучшения разделительных свойств мембраны. Метод хорош тем,
что позволяет обрабатывать мембрану любой геометрической конфигурации,
в том числе внутри волокна, включая финишную обработку мембранного
элемента непосредственно в аппарате. Возможности метода проиллюстриро-
ваны данными табл. 4.
Таблица 4 - Селективные свойства модифицированных полимерных мембран
Мембрана
Тип мембраны
Селективность по паре СО2/СН4
исходная
после модификации
Гравитон
половолоконная 5.6
17.0
Лестосил
плоская асим-
метричная
2.3
13.5
Серагель
плоская компо-
зиционная
6.2
50
Приведенные селективные характеристики соответствуют лишь 10-
12%-ному уменьшению удельной производительности мембраны. Необходи-
мо отметить, что наряду с повышением селективности на 30-40% повышает-
ся химическая стойкость мембраны, а сероводород перестает оказывать пла-
стифицирующее воздействие на мембрану. Наряду с отмеченным наблюдает-
ся еще один эффект в ходе фторидной модификации мембраны - инверсия
25
проницаемости. Так, на мембране из полисульфон-полибутадиенового блок-
сополимера селективность по паре H2S/CO2 достигает величины 3.0, а после
модификации происходит инверсия, более проникающим становится диоксид
углерода и селективность по паре CO2/H2S достигает 4-6. Полученный ре-
зультат позволяет рассматривать возможность создания нового типа мем-
бранных аппаратов - асимметричных пермеаторов с двумя различными мем-
бранами, каждая из которых проницаема для конкретного газа. Этот факт
представляет интерес для одновременного удаления из природного газа серо-
водорода и СО2, причем первый направляется в блок плазмохимического
разложения (ПХР) сероводорода, а второй - на очистку до товарного продук-
та. Природный газ в непроникшем потоке сохраняет исходное давление, что
позволяет осуществлять его транспортировку на дальнейшую переработку.
Для разделения продуктов разложения "кислого газа" в ПХР использо-
валась мембрана Лестосил. Опытно-промышленные испытания показали, что
в одноступенчатом процессе мембранный блок позволяет снижать до 0,3%
об. концентрацию кислых компонентов после ПХР в целевом потоке (смесь
Н2-СО). Дальнейшая доработка оборудования и реконструкция блока на ОТЦ
ОГПЗ показала, что двухступенчатая мембранная схема позволяет целиком
удалить сероводород и диоксид углерода (не определяемые хроматографиче-
ским методом), при этом степень извлечения синтез - газа составляет не ме-
нее 70%. Ресурсные испытания показали, что в процессе работы схемы раз-
делительные параметры остаются неизменными.
Необходимо отметить, что в ходе исследований был создан ряд образ-
цов мембранного оборудования, прошедших испытания на ОТЦ ОГПЗ, а
именно: плоскорамные аппараты типа МГА-5/10, ПРГс-30, ОМЕГА-7, ОМЕ-
ГА-30 для выделения водорода из продуктов плазмохимического разложения
сероводорода. Удалось добиться хороших газодинамических показателей
мембранных аппаратов типа ОМЕГА-30, однако они страдают малой плотно-
стью упаковки, подвержены разрушению при возможном создании противо-
давления в камере низкого давления, характеризуются крайне высокой тру-
доемкостью при ремонтно-восстановительных работах, поэтому на дальней-
ших стадиях исследования их разработка была приостановлена;
рулонные аппараты типа АИР-1 и АИР-4 (исследовательские аппараты),
РГА-2, РГА-4 (рабочая площадь - 10 м2 мембраны), АИР-24 (S= 60 м2) ,
ГЭРА-4 (аппараты для блока выделения водорода на ОТЦ ОГПЗ). Аппараты
показали высокую надежность конструкции и высокую работоспособность
при заметном перепаде температур и во влажном газе, не восприимчивы к
ошибкам обслуживающего персонала.
Подготавливают газ к очистке его от механических примесей. И на
первой же стадии(мембранное газоразделение) выделяют кислые компонен-
ты из природного газа. Метан отправляется на доочистку, далее следует на
склад. На второй стадии разделяют кислые компоненты и выделяют серово-
26
дород и углекислый газ, который отправляется также на доочистку поле при-
обретая товарный вид. Далее сероводородный газ подают на плазмотрон и
разлагают на водород и серу при высокой температуре от 1000 0С, после вы-
деляя отдельно водород на третей стадии, доочищают его до поставленных
требований ГОСТ, в результате чего водород потом можно использовать в
промышленных целях(например на гидрирование(рис. 6). [17]
Процесс Ричардса
Сероводород окисляется в одноступенчатом цикле на катализаторе
орошаемом жидкой серой при давлении 5-20 бар. Сконденсированная сера
применяется в качестве хладоагента, что исключает потребность в дополни-
тельном внешнем охлаждении. [12]
Рисунок 7 – типовая схема процесса Ричардса
Выводы и обоснование выбора технологической схемы
Как видно из литературного обзора, на сегодняшний день существует
достаточно много методов очистки газовых потоков от сероводорода. При
выборе метода очистки газа от сероводорода, главным образом необходимо
учитывать расход газа, его начальный состав (в том числе наличие других
кислых газов), требования к составу очищенного газа и необходимую сте-
пень очистки.
27
На проектируемой установке обрабатывается топливный газ, выраба-
тываемый различными установками завода. Расход газа составляет до 20000
кг/ч. Этот газ полностью используется на заводе в качестве топлива. Газ со-
стоит из легких углеводородов, незначительного количества азота и водорода
и содержит порядка 2,5 % массовых сероводорода. Сероводород необходимо
извлекать и направлять в сероводородный коллектор завода, откуда он заби-
рается другими установками и утилизируется. Требуемая степень извлечения
– не менее 99,7 %.
Расход газа достаточно велик, поэтому необходимо выбрать абсорбци-
онный метод. Окислительные и адсорбционные процессы применяют, как
правило, для очистки небольших потоков газа. Окислительные методы не
подходят ещё и потому что сероводород необходимо только извлекать.
В связи с составом газа (небольшое количество сероводорода, отсут-
ствие жидких и тяжелых углеводородов, механических примесей, кислорода,
диоксида серы, углекислого газа, сероокиси и тиоокиси углерода) из всевоз-
можных абсорбционных методов стоит выбрать хемосорбционный алкано-
ламиновый метод с использованием в качестве абсорбента водного раствора
МЭА.
Данный абсорбент достаточно легко регенерируется, химически стаби-
лен и по сравнению с другими абсорбентами (в частности прочими аминами)
мало поглощает углеводороды. Способен обеспечить необходимую степень
извлечения сероводорода. Производится на территории России в больших
количествах (т.е. нет дифицита данного реагента). МЭА дешевле прочих аб-
сорбентов. Другие абсорбенты будут лишь удорожать процесс очистки, не
принося при этом ощутимой пользы, т.к. в соответствии с имеющимися
условиями не требуется селективное извлечение сероводорода (нет других
кислых газов), в топливном газе не присутствуют «отравляющие» МЭА ве-
щества (тяжелые углеводороды, кислород, сероокись и тиоокись углерода), а
также вспенивающие вещества (механические примеси и жидкие углеводо-
роды). От излишней коррозионной активности МЭА можно избавиться ис-
пользуя водный раствор с концентрацией менее 15 % массовых. При этом его
поглотительная способность сильно не пострадает.
28
2 Описание технологической схемы
Установка выделения сероводорода из топливных газов предназначена
для очистки сухого топливного газа от сероводорода методом абсорбции мо-
ноэтаноламином (МЭА) и регенерации раствора МЭА. Сероводородсодер-
жащий газ является побочным продуктом работы данной установки. Он
направляется в общезаводской сероводородный коллектор и затем использу-
ется на установке производства серы и установке производства серной кис-
лоты и регенерации отработанной серной кислоты. Процесс очистки газа
осуществляется непрерывно.
Сухой газ с верха С1 поступает в абсорбер К1, в котором происходит из-
влечение сероводорода из топливного газа абсорбцией водным раствором
моноэтаноламина с концентрацией 9-15 %. Температура газа в абсорбере не
изменяется и составляет 35 ºС. Давление газа на входе в К1 и на выходе из К1
составляет 0,6 МПа. Очищенный топливный газ с верхней части абсорбера
К1 поступает в сепаратор С2, где собирается уносимый с газом из абсорбера
насыщенный раствор МЭА. По мере накопления раствор выдавливается на
блок регенерации раствора МЭА в линию насыщенного раствора МЭА в теп-
лообменник Т4. Давление в сепараторе – 0,6 МПа. Сухой газ из сепаратора
С2 направляется в магистраль очищенного топливного газа.
В случае резкого повышения давления в абсорбере К1 или сепараторе
С2 на обоих аппаратах предусмотрена возможность сброса топливного газа
на факел.
Регенерированный раствор МЭА подаётся в верхнюю часть абсорбера
К1. Расход МЭА составляет в среднем 34-36 м3/ч, минимум 5 м3/ч. Давление
на входе в К1 составляет 2,1 МПа, на выходе – 0,6 МПа. Температура раство-
ра МЭА на входе – 35 ºС, на выходе – 35 ºС. Насыщенный раствор МЭА вы-
ходит с низа абсорбера К1 и за счёт перепада давления направляется в блок
регенерации МЭА последовательно через трубное пространство теплообмен-
ников Т4 и Т2 в десорбционную часть колонны К2. В трубных пространствах
теплообменников Т2 и Т4 насыщенный раствор МЭА нагревается до темпе-
ратуры порядка 90 ºС за счёт тепла регенерированного раствора МЭА, иду-
щего по межтрубному пространству.
В десорбционной части колонны К2 происходит регенерация (освобож-
дение от сероводорода) насыщенного раствора МЭА путём его нагрева в вы-
носном кипятильнике Т5 до температуры 125 ºС. В качестве теплоносителя в
кипятильнике используется водяной пар под давлением 0,3 МПа. Давление в
десорбционной части колонны составляет 0,10-0,15 МПа. Температура верха
К2 составляет 50 ºС. Температура низа К2 поддерживается на уровне 125 ºС.
Выделившийся из насыщенного раствора МЭА в десорбционной части
К2 сероводородсодержащий газ и пары воды поступают в конденсационную
часть колонны для охлаждения и конденсации влаги. Выходящий с верха
29
конденсационной части колонны К2 сероводородсодержащий газ отправля-
ется в сепаратор С3 и далее в заводской сероводородный коллектор. Отбитый
МЭА из сепаратора С3 насосом Н3 периодически откачивается в линию
насыщенного раствора МЭА в теплообменник Т4. В случае резкого повыше-
ния давления схемой предусмотрена возможность сброса сероводорода с К2
на сероводородный факел.
Регенерированный раствор МЭА из К2 поступает в сборник Е1. Темпе-
ратура раствора МЭА в сборнике составляет около 125 ºС. Из сборника Е1
регенерированный раствор МЭА последовательно проходит межтрубное
пространство теплообменников Т2 и Т4, где охлаждается до температуры по-
рядка 70 ºС за счёт нагрева насыщенного раствора МЭА и далее последова-
тельно в межтрубное пространство водяных холодильников Т3 и Т1, где
охлаждается оборотной водой до температуры 35 ºС. После холодильника Т1
регенерированный раствор МЭА поступает на приём насоса Н1 и подаётся в
абсорбер К1.
Принципиальная технологическая схема представлена в приложении А,
спецификация к схеме в приложении Б.
Обоснование выбора процесса абсорбции
Процесс абсорбции всегда сопровождается уменьшением объема систе-
мы газ-жидкость за счет растворения газа и выделения тепла абсорбции. По-
этому повышение давления абсорбции и понижение температуры благопри-
ятствует протеканию абсорбции. Можно считать, что в настоящее время ЭА
процесс является универсальным для очистки газа от сероводорода и диок-
сида углерода. Широкое использование ЭА процесса объясняется его пре-
имуществом перед другими способами: МЭА реагирует с сероокисью угле-
рода и сероводорода с образованием легко регенерируемых соединений.
Основной процесс, используемый для очистки природного газа, остается
аминовый процесс. Широкое применение аминового абсорбента обусловлено
их практическим преимуществом по сравнению с другими процессами (фи-
зическими и физико-химическими) простота техно- логической схемы, высо-
кая и надежная степень очистки газа, высокое качество серы S, полученной
при утилизации кислых компонентов.
30
2.1 Таблица отходов, образующихся в технологической схеме
Таблица 5 – характеристика отходов
Код отхода
по ФККО
Наименование
отхода
Агре-
гатное
состо-
яние
Коли-
че-
ство
отхо-
да,
т/год
Способ утили-
зации
3 10 101 01 39 2 Остаток кубовый
регенерации моно-
этаноламина
жид-
кость
0,5
Кубовый остаток
после ректифика-
ции – 1,5-5% от
общей массы рас-
твора, регенери-
руется методом
ректификации и
возвращается
в
процесс [18].
2.2 Схема утилизации кубового остатка регенерации р-ра МЭА
1 – Двухслойный сетчатый фильтр; 2 – ректификационная колонна; 3 – кон-
денсатор-дефлегматор; 4 – кипятильник кубовой жидкости
Рисунок 8 – Схема утилизации кубового остатка регенерации МЭА
Кубовый остаток регенерации моноэтаноламина подаётся в двухслойный
сетчатый фильтр 1, где на сетках фильтра задерживают олигоэфиры. Далее
подают через систему теплообменников в ректификационную колонну 2, в
которой перегоняют смесь и выведенный чистый МЭА направляют обратно в
процесс на установку абсорбции. Вода на технологичекские нужды завода.
31
3 Материальный баланс
Материальный баланс абсорбера представлен в табл. 6
Таблица 6 – Материальный баланс абсорбера
Наименование
компонентов
Приход
Расход
кг/ч
% масс.
кг/ч
% масс.
Топливный газ
Водород
42,63
0,25
43,10
0,26
Азот
613,93
3,60
611,69
3,69
Углеводороды
15962,27
93,60
15922,27
96,05
Сероводород
434,87
2,55
0,35
0,0021
Итого
17053,72
100,00
16577,07
100,00
Абсорбент (раствор МЭА)
МЭА
4283,02
13,00
4284,82
12,82
Вода
28633,61
86,91
28653,48
85,73
Сероводород
29,65
0,09
484,63
1,45
Итого
32946,28
100,00
33422,93
100,00
Всего
50000 кг/ч
50000 кг/ч
Таким образом, общий материальный баланс установки по сероводоро-
ду следующий (таблица 6).
Таблица 7 – Материальный баланс установки по сероводороду
Приход
Расход
Наименование статьи
прихода
кг/ч
Наименование статьи
расхода
кг/ч
Поступление серово-
дорода с неочищенным
топливным газом
477,04
Унос сероводорода с
очищенным топлив-
ным газом
Сероводород с уста-
новки
0,39
476,65
Итого
477,04
Итого
477,04
32
Рисунок 9 – Схема материального баланса абсорбера.
Неочищенный топливный газ
17053,72 кг/ч
CH2S = 2,55 масс. дол., %
Очищенный топливный газ
16577,07 кг/ч
CH2S = 0,0021 масс. дол., %
Регенерированный раствор МЭА
32946,28 кг/ч
Насыщенный раствор МЭА
33422,93 кг/ч
33
4 Расчет и подбор оборудования
Расчет абсорбера К1 – предназначен для улавливания сероводорода из
топливных газов.
Исходные данные: давление в абсорбере Р = 0,6 МПа, температура ис-
ходного газа t1 = 40°С, температура очищенного газа t2 = 45°С, концентрация
раствора моноэтаноламина - 25% (масс.), температура регенерированного
раствора моноэтаноламина tр = 45°С, количество газа G1=15592 м3/ч, глубина
удаления сероводорода 97%.
Таблица 8 – Расчет массового состава исходного газа
Компонент
уi
Mi
Mi уi
y= Mi уi/M
H2S
0,0255
34
0,867
0,01846
H2
0,00255
2
0,005
0,0025
N2
0,036
28
1,008
0,036
CnHn
0,936
9,1
8,517
0,936
∑
1,0000
10,397
1,0000
Молекулярная масса газа М = ∑ (Mi уi )= 10,397
Плотность газа при нормальных условиях равна
��Г
�� =
��
22,4
=
10,397
22,4
= 0,4641 кг/м3
Расчет:
1) находим расход циркулирующего раствора абсорбента по уравне-
нию:
Ga= 6,3
�� ��г М
����
где Ga - расход циркулирующего раствора абсорбента, кг/ч;
Gr - расход газа, м /ч;
у - мольная доля сероводорода в газе;
М - молекулярная масса моноэтаноламина (М = 61,08);
х - массовая доля моноэтаноламина в растворе, % (масс.);
с-отношение числа молей кислых газов к числу молей моноэтанолами-
на
Если принять в соответствии с рекомендациями для очистки раствором
моноэтаноламина значение с =0,3 моль/моль, то формула будет иметь вид
34
Ga= 6,3
�� ��г 61,08
0,3 13
= 98,66у��г
Ga=98,66·0,0255·12539,5=31547,25 кг/ч
2) рассчитываем объем поглощенного сероводорода
VH2S = Gг(y1 − y2),
где y1,y2 cответственно мольная (объемная) доля сероводорода в ис-
ходном и очищенном газах.
����2��=12539,25 • (0,0255 - 0,000021) = 319 м3/ч.
3)
плотность сероводорода:
����2�� =
��
22,4
=
34
22,4
= 1,518 кг/м3
4)
количество тепла, выделяющегося при поглощении сероводоро-
да, вычисляем по формуле:
Q1 = qH2S · VH2S · pH2S,
где qH2S – тепловой эффект реакции взаимодействия сероводорода и моноэтанола-
мина, кДж/кг
pH2S − плотность сероводорода, кг/м3
Q1 = 1905 · 319,5 · 1,518 = 923926 кДж/кг.
5) количество тепла, затраченного на нагрев очищаемого газа в колонне, рассчитыва-
ем по формуле:
��2 = ��г · ��г · (��2 − ��1),
где I1,I2 - энтальпия газа на входе в абсорбер и на выходе соответствен-
но, кДж/кг
pг – плотность газа, кг/м3
��2 = 12539,5 · 0,4641 · (462 − 421) = 238602кДж/ч.
6) рассчитываем повышение температуры абсорбента:
������ =
��1 − ��2
���� · ����
,
где сa- удельная теплоемкость абсорбера, кДж/кг·К.
Теплоемкость раствора моноэтаноламина при температуре 45 ºС при-
нимаем равной 4 кДж/кг·К, тогда
������ =
923926 − 238602
31547,25 · 4
= 4,8 ˚С
7) температура насыщенного раствора абсорбента:
��н = ���� + ������ = 40 + 4,8 = 44,8 ˚С < 50˚С ,
35
Следовательно, количество циркулирующего раствора МЭА достаточ-
но.
8) рассчитаем диаметр абсорбера с клапанными прямоточными тарел-
ками:
�� =
����
2����
+ √(��0 · �� + 35) · ��
г /√��г(����−��г)
��0 · �� + 35
,
где D- диаметр абсорбера, м;
����- плотность абсорбента, кг/м3;
Gг – расход газа, кг/ч;
k- коэффициент для абсорберов, равный при расстоянии между тарел-
ками 600 мм k=480;
k0-коэффициент, который зависит т кнструкции тарелок и в данном
случае для клапанных прямоточных равен 0,30.
�� =
31547,25
2 · 991,3
+ √(0,30 · 480 + 35) · 5819,6/√2,39(991,3−2,39)
0,30 · 480 + 35
= 0,91
��г = 12539,5 · 0,4641 = 5819,6 кг/ч;
��г = ��г
0
��·273
��0(��1+273)
= 0,4641 ·
0,6·273
0,1·(45+273)
= 2,39 кг/м3
��а = ��а
0
��·273
��0(��1+273)
= 1018 ·
0,6·273
0,1·(45+273)
= 5243 кг/м3
где ��а
0
- плотность абсорбера при нормальных условиях.
Принимаем стандартный диаметр абсорбера, округляя полученный
расчетом диаметр в большую сторону, D=1м или 1000 мм.
9)проверяем высоту подпора жидкости над сливной перегородкой:
Δh=0,0029(
����
����·П
)
2
3
⁄
,
где П- периметр слива,м.
Для односливных тарелок П=0,7D.
Тогда, Δh=0,0029(
31547,25
5243·(0,91 0,7)
)
2
3
⁄
=0,013 м, т.е. Δh< 0,05 м. Величина
Δh не превышает 0,05 м, поэтому устанавливаем односливные тарелки.
Рассчитываем начальную и конечную концентрации Н2S в газовой и
жидкой фазах, выраженные в относительных мольных долях.
Начальную концентрацию Н2S в газовой фазе рассчитываем по форму-
ле:
���� =
��тех−го газа · ����
М��2�� · (1 − ����)
,
кмоль��2��
кмоль тех − го газа
36
���� =
10,397 · 0,0255
34 · (1 − 0,0,0255)
= 80 · 10−4,
кмоль��2��
кмоль тех − го газа
Конечную концентрацию Н2S в газовой фазе – по формуле
���� =
��тех−го газа · ����
М��2�� · (1 − ����)
,
кмоль��2��
кмоль тех − го газа
���� =
10,397 · 0,000021
34 · (1 − 0,000021)
= 0,064 · 10−4,
кмоль��2��
кмоль тех − го газа
Начальная концентрация Н2S в жидкой фазе Xн = 0 ,
кмоль��2��
кмоль р−ра МДЭА
Конечная концентрация Н2Sв жидкой фазе рассчитывается по формуле
���� =
��р−ра МДЭА · ����
��2��
,
кмоль��2��
кмоль р − ра МДЭА
���� =
18 · 0,0145
61,08
= 42 · 10−4
По найденным начальным и конечным концентрациям Н2S в жидкой и
газовой фазах строим на диаграмме Y–X линию рабочих концентраций
Y = АХ + В
Рисунок 8-Построение линии рабочих концентраций Y = АХ + В
По теоретическим тарелкам рассчитывают действительное число таре-
лок
��д =
��т
��
,
где ��т – теоретическое число тарелок (между равновесной и рабочей
линиями); �� – средний коэффициент полезного действия тарелки (принима-
ется �� = 0,6).
��д =
2
0,6
= 4,
К1 Абсорбер предназначен для абсорбции кислых компонентов (H2S)
13%-ным водным раствором МЭА.
Рабочие условия: Р = 0,30-0,65 МПа, Т = 40-44°С.
Действительное число тарелок - 4.
Тип элементов в колонне:
Ректификационные, колпачковые;
Расстояние между тарелками 600мм.
Тип брызгоуловителя - сетчатый.
Габариты колонны: D = 1 м, Н = 5,4 м.
Материал: корпус - сталь В стЗ сп4, тарелка - сталь В стЗ сп4, 08X13,
отбойник - сталь В стЗ сп4, лавсан, термообработка.
37
Чертёж основного аппарата представлен в приложении В, специ-
фикация к чертежу аппарата в приложении Г.
Теплообменная аппаратура
Теплообменник Т – предназначен для проведения процесса теплопе-
редачи (передачи тепла от горячего теплоносителя к холодному) и представ-
ляет собой кожухотрубчатый теплообменник. В аппарате происходит охла-
ждение регенерированного раствора МЭА посредством передачи тепла
насыщенному раствору МЭА. Таким образом, реализуется более полное ис-
пользование ресурсов предприятия за счет использования меньших коли-
честв охлаждающей оборотной воды.
Исходные данные:
▪ массовый расход раствора МЭА LМЭА = 4284,82 кг/ч
▪ начальная температура регенерированного раствора МЭА tН
МЭА1 = 98
оС;
▪ конечная температура регенерированного раствора МЭА tК
МЭА1 = 73
оС;
▪ начальная температура насыщенного раствора МЭА tН
МЭА2 = 73
▪ конечная температура насыщенного раствора МЭА
t
К
МЭА1 = 100,5
Для подогрева используется регенерированный раствор моноэта-
ноламина с t1 = 98 0С. Смесь нагревается от t2н = 73 0С до t2к = 90 0С;
Теплоёмкость смеси расчитывают по формуле:
с = ∑���� ∗ ����
Где Сi - теплоёмкость компонентов смеси, кДж/кг*К;
Xi – массовая доля компонентов смеси.
с = 3,384*0,13 + 4,196*0,8691 + 1,334*0,0009) = 4,08 кДж/кг*К
Тепловая нагрузка аппарата [кВт]:
Q = �� ∗ ∆�� ∗ �� ,
Где G – расход насыщенного раствора МЭА, кг/ч
Δt – разность температур, 0С
с – теплоёмкость,кДж/кг*К
Q = 4284,82 * (90-73) * 4,08 = 297,2 кВт
38
Средняя разность температур:
t,0С
98 0С
90 0С
73 0С
L, м
Рисунок 10 – Зависимость изменения температуры от длины труб
при подогреве исходной смеси насыщенным раствором МЭА
Δtср =
(98−73)+(98−90)
ln (
25
8
)
=
17
1,139
= 14,9 0C
Задаюсь коэффициентом теплопередачи К = 250 Вт/(м2 ·К).
Требуемая поверхность теплопередачи
F =
��
К ·Δtср
,
Где Q - Тепловая нагрузка аппарата, Вт
К – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 ·К)
Δtср – средняя разность температур, 0С.
F =
297200
250 ·14,9
= 71,86 м2
По ГОСТ 15122-79 принимаем теплообменник:
600 ТНГ-25-М1-0/25-4-4 гр. Б
Поверхность теплообмена 67,2 м2.
Материал: кожух – стали Ст3сп5; 16ГС; 20;
трубы – сталь 10 или 20.
Кипятильник Т5 – предназначен для проведения процесса теплопере-
дачи (передачи тепла от горячего теплоносителя к холодному) и представля-
ет собой вертикальный кожухотрубчатый теплообменник. В аппарате проис-
ходит нагрев насыщенного раствора МЭА посредством передачи тепла от
39
конденсирующегося насыщенного водяного пара, находящегося под давле-
нием.
Исходные данные:
▪ массовый расход раствора МЭА LМЭА = 4284,82 кг/ч
▪ начальная температура насыщенного раствора МЭА
t
Н
МЭА = 100
оС;
▪ конечная температура насыщенного раствора МЭА
t
К
МЭА = 125
оС;
▪ давление пара Pпар = 3,0 кгс/см2 (0,3 МПа)
▪ начальная температура греющего пара
t
н
пар = 133,54
▪ конечная температура греющего пара
t
к
пар = 133,54
В качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар
давлением 0,3 МПа. Температура конденсации tконд = 133 0С. Темпера-
тура кипения смеси tкип = 125 0С
Тепловая нагрузка аппарата [кВт]:
Q = �� ∗ ∆�� ∗ �� ,
Где G – расход насыщенного раствора МЭА, кг/ч
Δt – разность температур, 0С
с – теплоёмкость,кДж/кг*К
Q = 4284,82 * 4,08 * (125-90) = 611,8 кВт
Средняя разность температур:
t, 0С
1330С
1250С
L, м
Рисунок 11 – Зависимость изменения температуры от длины труб
при испарении раствора МЭА насыщенным водяным паром
Δtср = tконд – tкип = 133-125 = 8 0С
40
Задаюсь коэффициентом теплопередачи К = 900 Вт/(м2 ·К);
Требуемая поверхность теплопередачи
F =
��
К ·Δtср
,
Где Q - Тепловая нагрузка аппарата, Вт
К – коэффициент теплопередачи, Вт/(м2 ·К)
Δtср – средняя разность температур, 0С.
F =
611800
900 · 8
= 85 м2
По ГОСТ 15122-79 принимаем кипятильник:
600 ИК-2-16-6-М1-0/4 гр.Б
Поверхность теплообмена 81 м2.
Материал: кожух – стали Ст3сп5; 16ГС; 20;
трубы – сталь 10 или 20.
Подбор основного оборудования
Десорбер К2 – насадочная колонна. Аппарат предназначен для регене-
рации раствора МЭА. В колонне установлена насадка кольца Палля. По вы-
соте разделенеа на две части: десорбционную и конденсационную.
Условия работы:
▪ температура низа колонны t = 125 оС;
▪ температура верха колонны t = 50 оС;
▪ давление P = 0,15 МПа;
▪ температура кислой циркуляционной воды на входе в конденсационную
часть
tн = 45
оС;
▪ температура кислой циркулирующей воды на выходе из конденсационной
части tк = 70
оС;
▪ температура кислой циркуляционной воды на входе в десорбционную часть
t = 70
оС;
▪ расход кислой циркулирующей воды в конденсационную часть
Q = 7-9 м3/ч.
▪ Расход кислой циркулирующей воды в десорбционную часть
Q=0.3-1 м3/ч.
Внутренний диаметр D = 1400 мм
Высота H = 21700
41
Объём V = 30, 18 м3.
Материал корпуса и колец Палля: сталь 09Г2С.
Водяной холодильник сдвоенный Т3 (кожухотрубчатый теплооб-
менник) – 600 ХНГ-6-25-М1-0/25-4-4 гр.Б ГОСТ 15120-79. Предназначен для
охлаждения оборотной водой регенерированного раствора МЭА.
Условия работы:
▪ Трубное пространство (вода) tн =25
оС; tк = 45
оС;
▪ Межтрубное пространство (раствор МЭА) tн =70,5
оС; tк = 55
оС.
▪ Поверхность теплообмена S = 140 м2.
▪ Наружный диаметр D = 140 м2.
▪ Длина L = 4910 мм.
Материал: кожух – стали Ст3сп5; 16СГ; 20; трубы – сталь 10 или 20.
Рекуперативный теплообменник Т4 (кожухотрубчатый теплообмен-
ник) – 600 ТНГ-25-М1-0/25-4-4 гр.Б ГОСТ 15122-79. Предназначен для охла-
ждения регенерированного раствора МЭА и нагрева насыщенного раствора
МЭА путём передачи тепла от горячего регенерированного раствора МЭА
холодному насыщнному раствору МЭА. Трубное пространство (насыщенный
раствор МЭА) tв = 35
оС; tк = 63
оС. Межтрубное пространство (регенериро-
ванный раствор МЭА) tн = 98
оС; tк 70,5
оС.
Условия работы:
▪ Поверхность теплообмена S = 67,2 м2.
▪ Длина L = 4950 мм.
▪ Наружный диаметр D = 630 мм.
▪ Материал: кожух – стали Ст3сп5; 16ГС; 20; трубы – сталь 10 или 20.
Водный холодильник Т6 (кожухотрубчатый теплообменник) – 400 ХНГ-
6-16-М1-0/20-2-2 гр.А ГОСТ 15120-79. Предназначен для охлаждения кислой
циркуляционной воды, поступающей на орошение конденсационной части
колонны К2, оборотной водой.
Условия работы:
▪ Трубное пространство (вода) tн = 25
оС; tк = 45
оС.
▪ Межтрубное пространство (кислая циркуляционная вода)
tн = 70
оС; tк = 45
оС.
▪ Поверхность теплообмена S = 47 м2.
▪ Длина L = 6710 мм.
Материал: кожух – стали Ст3сп5; 16ГС; 20; трубы – сталь 10 или 20.
42
Сепаратор неочищенного топливного газа С1 – предназначен ждя
отделения от поступающего на установку газа газового конденсата.
Тип: ГЭЭ1-1-100-1,0
Условия работы:
▪ Давление P = 0,6 МПа;
▪ Температура t = 35 оС.
▪ Давление предохранительного клапана: Рпк = 0,9 МПа.
Размеры:
▪ Диаметр D = 3000 мм;
▪ Длина L = 14735 мм;
▪ Высота Н = 3895 мм;
▪ Рабочий объём V = 85,4 м3.
Материал6 сталь 09Г2С.
Сепаратор очищенного топливного газа С2 – предназначен для от-
деления от очищенного топливного газа капельной влаги (насыщенного рас-
твора МЭА) уносимой с газовым потоком из абсорбера К1) и для её накопле-
ния с целью возвращения отбитого МЭА в абсорбционный цикл.
Тип: ГЭЭ1-1-25-1,0
Условия работы:
▪ Давление P = 0,6 МПа;
▪ Температура t = 35 оС.
▪ Давление предохранительного клапана Pпк = 0,9 МПа.
Размеры:
▪ Диаметр D = 2400 мм;
▪ Длина L = 5955 мм;
▪ Высота H = 3280 мм.
▪ Рабочий объём V = 20, 9 м3.
Материал: сталь 09Г2С.
Сепаратор сероводорода С3 – предназначен для отделения капельной
влаги (насыщенного раствора Мэа) уносимой с газовым потоком из десорбе-
ра К2 и для её накопления с целью возвращения отбитого МЭА в абсорбци-
онный цикл.
Тип: ГЭЭ1-1-16-0,6
Условия работы:
▪ Давление P = 0,15 МПа;
▪ Температура t = 50 оС.
Размеры:
▪ Диаметр D = 2000 мм;
▪ Длина L = 5390 мм;
▪ Высота H = 2870 мм;
▪ Рабочий объём V = 13,7 м3.
43
Материал: сталь 12Х18Н10Т.
Сборник регенерированного раствора МЭА Е1 – предназначен для
сохране- ния нормального хода технологического процесса при изменении
расхода расхода раствора МЭА.
Тип: ГЭЭ1-1-16-0,6
Условия работы:
▪ Давление P = 0,2 МПа;
▪ Температура t = 125 оС.
Размеры:
▪ Диаметр D = 2000 мм;
▪ Длина L = 5390 мм;
▪ Высота H = 2870 мм.
▪ Рабочий объём V = 13,7 м3.
Материал: сталь 09Г2С.
Сборник КЦВ Е2 – предназначен для сохранения нормального хода
технологического процесса при изменении расхода кислой циркуляционной
воды.
Тип: ГЭЭ1-1-25-0,6
Условия работы:
▪ Давление P = 0,15 МПа;
▪ Температура t = 70 оС.
▪ Давление предохранительного клапана: Pпк = 0,5 МПа.
Размеры:
▪ Диаметр D = 2400 мм;
▪ Длина L = 5935 мм;
▪ Высота H = 3280 мм;
▪ Рабочий объём V = 20,9 м3.
Материал: сталь 09Г2С.
Н1 – насос подачи регенерированного МЭА в абсорбер К1.
Предназначен для подачи регенерированного раствора МЭА в абсорбер К1. С
его помощью поддерживается циркуляция раствора МЭА на установке.
Центробежный насос Х 80-50-250-К-5-УЗ ТУ 26-06-1169-86 с двигате-
лем В180М2 во врывозащищенном исполнении.
Условия работы:
▪ Среда: водный растовр МЭА с массовой долей МЭА 13%;
▪ Плотность среды ρ = 991,3 кг/м3;
▪ Температура среды t=45 оС.
Рабочие параметры:
▪ Подача Q = 50 м3/ч.
44
▪ Напор H = 80 м.
▪ Частота вращения n = 2950 об/мин.
▪ Мощность N = 30 кВт.
Материал проточной части: сталь 12Х18Н9ТЛ.
Н2 – насос подачи КЦВ в десорбер К2.
Предназначен для подачи КЦВ в десорбер К2. С его помощью поддер-
живается циркуляций кислой циркуляционной воды.
Центробежный насос Х 80-50-250-К-5-УЗ ТУ 26-06-1169-86 с двигате-
лем В180S2 во врывозащищенном исполнении.
Условия работы:
▪ Среда: вода с содержанием кислых компонентов не более 20 мг/дм3;
▪ Плотность среды около 1000 кг/м3;
▪ Температура среды t = 70 оС.
Рабочие параметры:
▪ Подача Q = 50 м3/ч.
▪ Напор H = 80 м.
▪ Частота вращения n = 2950 об/мин.
▪ Мощность N = 30 кВт.
Материал проточной части: сталь 12Х18Н9ТЛ.
H3 – насос для откачивания отбитого МЭА из сепаратора С3.
Предназначен для откачки отбитого раствора МЭА из сепаратора серо-
водорода С3 и подачи его в линию насыщенного раствора МЭА перед тепло-
обменниками Т2, Т4.
Центробежный насос Х 50-32-250а-Е-55-УЗ ТУ 26-06-1187-85 с двига-
те- лем В180S2 во врывозащищенном исполнении.
Условия работы:
▪ Среда: насыщенный водный раствор МЭА (с высоким содержанием суль-
фидов);
▪ Плотность среды около 960 кг/м3;
▪ Температура среды t = 40-50 оС.
Рабочие параметры:
▪ Подача Q = 12,5 м3/ч.
▪ Напор H = 80 м.
▪ Частота вращения n = 2950 об/мин.
▪ Мощность N = 15 кВт.
Материал проточной части: сталь 10Х17Н13М2Т [9].
45
5 Охрана труда и защита окружающей среды
Характеристика проектируемого производства
Санитарная классификация предприятия и размер санитарно-защитной
зоны согласно СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 [19] представлены в таблице 9.
Таблица 9 – Санитарно-гигиеническая характеристика производства
Санитарная клас-
сификация про-
изводства
по
СанПиН
2.2.1/2.1.1.1200-
03
Санитарно-
защитная зона по
СанПиН
2.2.1/2.1.1.1200-
03
Основные
меры
предупреждения
отравлений
Группа произ-
водствен-ного
процесса
по
СНиП 2.09.04-
87 [20]
I
1000 метров
Средства автома-
тизации, вентиля-
ция, индивидуаль-
ные средства за-
щиты
3б
5.1.1 Токсикологические характеристики веществ
и материалов, обращающихся в производстве
Токсикологические характеристики веществ и материалов, обращающихся в
производстве представлены в таблице 10.
46
Таблица 10 – Токсикологическая характеристика веществ
Наимено-
вание веще-
ства, форму-
ла
Агрегатн
ое
со-
стоян
и
е веще-
ства
ПДК
Класс
опас-
ности
Характер воздействия на организм человека
Средства
индивидуальной
защиты
в воздухе
рабочей
зоны, мг/м3
в пром.
сточных
водах
мг/л
1
2
3
4
5
6
7
1. Серо-
водород
H2S
газ
10
В смеси с
углеводо-
родами
С1-С5 – 3
̶
2
Сильно токсичный газ. Раздражает слизистую
оболочку дыхательных путей и глаз, вызывает
кашель, резь в глазах. При больших концен-
трациях мгновенно парализует органы обоня-
ния, и запах не ощущается. При острых отрав-
лениях- удушье и потеря сознания. Смерть
наступает в результате паралича дыхательных
путей.
Фильтрующий противогаз с
коробкой марки БКФ, спец-
одежда
2. Газ сухой
углеводо-
родный не-
очищен-ный
Газ
3
̶
3
Сильно токсичный газ.В слабых концентраци-
ях раздражает слизистую оболочку дыхатель-
ных путей и глаз, вызывает кашель, резь в гла-
зах. В больших концентрациях мгновенно па-
рализует органы обоняния и запах не ощущает-
ся.При отравлениях – удушье и потеря созна-
ния.Смерть в результате паралича дыхатель-
ных путей.
Фильтрующий противогаз с
коробкой марки БКФ, спец-
одежда
47
1
2
3
4
5
6
7
3. Газ сухой
углеводо-
родный
очищенный
газ
300
̶
4
В больших концентрациях действует как силь-
ный наркотик, вызывает состояние легкого
опьянения, раздражает слизистые оболочки и
дыхательные пути
Фильтрующий противогаз с
коробкой марки БКФ, спец-
одежда
4. МЭА
H2NC2H4OH
жид-
кость
0,5 (аэро-
золь)
̶
2
Вызывает расстройство органов дыхания, кро-
вообращения, центральной нервной системы,
печени и других органов, химические ожоги
при попадании на кожу.
Фильтрующий противогаз с
коробкой марки БКФ, спец-
одежда, защитная маска или
очки, резиновые перчатки,
сапоги или костюм Л-1.
48
Показатели взрывопожароопасности веществ и материалов
Показатели взрывопожароопасности веществ и материалов, обращаю-
щихся в производстве представлены в таблице 11.
Таблица 11 – Взрывопожароопасные свойства веществ и материалов
Наимено-
вание ве-
ществ и
материа-
лов
Темпера-
тура ки-
пения, оС
Пло-
тность,
кг/м3
Температура
вспышки,
воспламен.,
самовоспл.,
оС
Пределы воспламенения
концетра-
ционные,
% по объ-
ему
темпертур-
ные, оС
1. Серо-
водород
-60,28
1,52
̶
̶
245
4,3 – 46,0 ̶
2. Углево-
дородный
газ
-183,3
1,70
̶
̶
466
1,6 – 18,2 ̶
3. МЭА
171
1020
85 (закрытый
тигель)
93 (откры-
тый тигель)
̶
410
3,0 – 17,9 82 - 107
Водные растворы МЭА являются трудно горючими жидкостями. Так,
например, водный раствор МЭА с массовой долей МЭА 20% имеет темпера-
туру самовоспламенения 461 ºС, с массовой долей 10% – 476 ºС [2].
Категории помещений здания и наружных аппаратов по взрыво- по-
жарной опасности по НПБ 105-03 [21] приведены в таблице 12.
49
Таблица 12 – Взрывопожарная и пожарная опасность помещений и
наружных установок
Наименование производственных помеще-
ний здания, наружных установок
Категория взрывопожарной и пожарной
опасности по НПБ 105-03
1
2
Наружные аппараты
Ан
1
2
Насосная
А
Кладовая для хранения производственного
инвентаря
В-4
Электропункт
В-4
Курилка
В-4
Венткамера
Д
Операторная
Д
Помещение КИПиА
Д
Кабинет начальника
Д
Бытовка
Д
Электробезопасность проектируемого производства
Характеристика электрического тока, используемого на установке при-
ведена в таблице 13.
Таблица 13 – Характеристика производственных помещений и
установок по опасности поражения электрическим током
Помещения,
сооружения,
установки
Характеристика использу-
емой электроэнергии (вид,
частота, напряжение)
Категория
по-
мещения, уста-
новки по опас-
ности поражения
электр. током
Способы защиты от
поражения электриче-
ским током
Здание и тер-
ритория уста-
новки
Переменный ток
Напряжение 220/380 В
Частота 50 Гц
Сеть трехфазная четырех-
проводная
Особо опасные
помещения
Зануление, защитное
заземление, огражде-
ние, блокировка
50
В соответствии с «Правилами устройства электроустановок» (ПУЭ),
ГОСТ 12.1.011-78 «Смеси взрывоопасные. Классификация» [22] и ГОСТ
12.2.020-76 «Электрооборудование взрывозащищенное. Классификация.
Маркировка» [23] выбираем электрооборудование. Информация сведена в
таблицу 14.
Таблица 14 – Электрооборудование проектируемой установки
Поме-
щения,
соору-
жения,
уста-
новки
Класс
по
ПУЭ
Катего-
рия
взры-
во-
опас-
ной
смеси
Группа
взры-
во-
опас-
ной
смеси
Уровень
взрыво-
защиты
Вид
взры-
воза-
щиты
Тип
электр.
оборуд.
(испол-
нение)
Маркир.
электр.
обору-
дования
Наруж-
ные ап-
параты
В-Iг II В
Т3
1
d
взрыво-
защи-
щен-ное
1ExdIIВТ3
Насосная В-Iа II В
Т3
1
d
взрыво-
защи-
щен-ное
1ExdIIВТ3
5.1.4 Мероприятия по защите от статического электричества и
молниезащита проектируемого объекта
Участки технологического процесса, на которых ведётся обработка или
перемещение веществ–диэлектриков, способных подвергаться электризации
с образованием опасных потенциалов статического электричества, перечень
этих веществ и основные технические мероприятия по защите от статическо-
го электричества приведены в таблице 15.
51
Таблица 15 – Возможность электризации с образованием опасных
потенциалов, способы защиты
Участок технологическо-
го процесса
Вещества-
диэлектрики, способ-
ные
подвергаться
электризации
Технические меропри-
ятия по защите от ста-
тического электриче-
ства
1
2
3
Блок очистки топливного
газа от сероводорода (аб-
сорбер К1, сепараторы
С1, С2)
Топливный газ
Защитное заземление
оборудования и тру-
бопроводов
Блок регенерации насы-
щенного раствора МЭА
(десорбер К2, кипятиль-
ник Т5, теплообменники
Т2, Т4, холодильники Т1,
Т3, насосы Н1, емкость
Е1)
Сероводород
Защитное заземление
оборудования и тру-
бопроводов
1
2
3
Блок сепарации сероводо-
родсодержащего газа (се-
паратор С3, емкость Е2,
холодильник Т6, насосы
Н2, Н3)
Сероводород
Защитное заземление
оборудования и тру-
бопроводов
Насосная, операторная.
общеобменная вытяжная
вентсистема, аварийная
вытяжная
вентсистема,
общеобменная приточная
вентсистема
Воздух
Защитное заземление
агрегатов и электро-
двигателей
В соответствии с интенсивностью грозовой деятельности и в ввиду то-
го, что аппаратный двор установки и имеющееся в здании помещение насос-
ной являются взрывоопасными и относятся к классу В-Iг и В-Iа соответ-
ственно (таблица 15), наружная установка и здание по мерам молниезащиты
относятся к категории II.
В связи с приведенными данными, на установке имеется общий контур
52
заземления для защиты от вторичных проявлений молнии, статического
электричества, защиты электроустановок, к которому подсоединена вся ме-
таллическая аппаратура, трубопроводы как внутри помещений, так и вне их.
Вентиляционные трубы заземлены путём их присоединения к контуру зазем-
ления двумя токоотводами.
Продуктопроводы, расположенные на эстакадах на расстоянии друг от
друга до 10 см, соединяются между собой перемычками из стальной полосы
25х4 мм через каждые 20 метров.
Один раз в квартал руководство установки производит визуальный
осмотр заземления установки с записью в журнале «Учета осмотра заземле-
ний».
Один раз в два года (в период вывода установки в ремонт) электрола-
боратория предприятия проводит обследование технического состояния за-
земления с измерением сопротивления заземления с составлением акта и за-
писью в «Паспорте защитного заземления и молниезащиты».
5.2 Производственная санитария
5.2.1 Микроклимат на производстве
Допустимые метеоусловия для проектируемой установки в соответ-
ствии с ГОСТ 12.1.005–88 ССБТ «Общие санитарно-гигиенические требова-
ния к воздуху рабочей зоны» [24] приведены в таблице 16.
Таблица 16 – Допустимые метеорологические условия на производстве
Поме-
щения
Оновные
рабочие
профес-
сии
Катего-
рия ра-
бот по
степе-
ни тя-
жести
Допустимые метеопараметры
Темпера-
тура, оС
Влажность, %
Скорость
воздуха, м/с
хол. тепл. хол.
тепл.
хол. тепл.
Насос-
ная
Оператор IIа
18-
20
21-
23
40-60 40-60 0,2 0,3
Опера-
торная,
кабинет
началь-
ника
Опера-
тор,
начальни,
механик
установ-
ки
Iб
21-
23
21-
24
40-60 40-60 0,1 0,2
53
5.2.2 Промышленное освещение
Сведения по освещенности производственных помещений в соответ-
ствии со СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение» [25]
приведены в таблице 17.
Таблица 17 – Освещение производственных помещений
Помещения
Разряд
работы
Нормы
КЕО,
%
Нормы искус-
ственного
освещения, лк
Исполнение
светильни-
ков
Тип
или
марка
све-
тильников
1
2
3
4
5
6
Аппаратный
двор
VIII в _
50
взрывозащи-
щенное
ВЗГ-200
Насосная
VIII в 0,2 100
взрывозащи-
щенное
ЛБ-20
Венткамеры VIII в 0,2 50
открытое
ДРЛ
Операторная,
кабинет
начальника
установки
III б 1,2 300
открытое
ДРЛ
1
2
3
4
5
6
Электро-
щитовая
VIII в 0,2 50
открытое
ДРЛ
Бытовка
VIII г 0,1 20
открытое
ДРЛ
Расчет искусственного освещения для помещения насосной.
Помещение насосной в плане имеет прямоугольную форму. Каких-
либо значительных выступов стен или перегородок не имеет.
Размеры помещения:
высота Н = 2,8 м;
длина А = 12,0 м;
ширина В = 6,0 м;
площадь помещения Sп = 72 м2.
Коэффициент отражения потолка ρп равен 70 %. Коэффициент отраже-
ния стен ρст составляет 50 %. Коэффициент отражения пола ρп = 10 %.
54
Для освещения помещения насосной выбираем общую систему осве-
щения. При данной системе освещения светильники размещают равномерно
в верхней зоне помещения.
1. Рассчитываем высоту подвеса светильника hподв над рабочей поверх-
ностью:
hподв = H − hрп − hс ,
где H – высота помещения (от пола до точки крепления
светильника), м;
hрп – высота рабочей поверхности над уровнем пола, м;
hс – расстояние от точки крепления светильника до лампы, м.
Высоту рабочей поверхности над уровнем пола и расстояние от точки
крепления светильника до лампы принимаем стандартными 0,8 метра и 0,4
метра соответственно.
Тогда:
hподв = H − hрп − hс = 2,8 − 0,8 − 0,4 = 1,6 м.
2. Расстояние между рядами светильников L принято принимать на 10-
30 % больше чем высота подвеса светильника. Тогда:
L = 1,3 ∙ hподв = 1,3 ∙ 1,6 = 2,08 м.
3. Расстояние от крайнего ряда светильников до стены как правило
принимают на треть меньшим чем расстояние между рядами. Тогда:
l = L/3 = 2,08/3 = 0,7 м.
4. Исходя из ширины помещения (6 м) и результатов расчетов пунктов
2 и 3 получаем 2 ряда светильников. Расстояние между светильниками в ря-
ду, а также расстояние от крайних светильников ряда до стен принимаем
равным 1 метр. Длина помещения составляет 12 метров. Следовательно, в
ряду 6 светильников.
Тогда, общее количество светильников n, необходимое для равномер-
ного освещения помещения насосной составляет 12.
5. Для выбора типа светильников проводим расчет общего освещения
по методу коэффициента использования светового потока. Для этого рассчи-
тываем необходимый световой поток одной лампы по формуле:
Fл =
100 ∙ Emin ∙ Kз ∙ Sn ∙ Z
n ∙ η
,
55
где Emin – минимальная нормируемая освещенность для заданного
разряда работ по СНиП 23-05-95, лк;
Kз – коэффициент запаса, зависящий от запыленности воздуха
в помещении и от типа лампы (для лампы накаливания
принимается равным в пределах от 1,3 до 1,6);
Sn – площадь помещения, м2;
Z – коэффициент неравномерности освещения (равен
отношению средней освещенности к минимальной и
принимается в пределах от 1,10 до 1,15);
n – расчетное количество ламп;
η – коэффициент использования светового потока, %.
Минимальная нормируемая освещенность Emin для заданного разряда
работ составляет 100 лк (таблица 15). Коэффициент запаса ввиду малой за-
пыленности воздуха в помещении насосной принимаем минимальным Kз =
1,3. Коэффициент неравномерности освещения Z принимаем равным 1,10.
Коэффициент использования светового потока η зависит от типа све-
тильников, коэффициентов отражения потолка, пола и стен, а также от ин-
декса формы помещения i. Индекс формы помещения рассчитывается по
формуле:
i =
Sп
h(A + B)
,
где Sп
– площадь помещения, м2;
hподв – высота подвеса светильника, м;
A, B – длина и ширина помещения соответственно, м.
i =
Sп
h(A + B)
=
72
1,6 ∙ (6 + 12)
= 2,5.
По специальной таблице в зависимости от рассчитанного индекса фор-
мы помещения и от коэффициентов отражения пола, стен и потолка находим
коэффициент использования светового потока η = 62 %.
Тогда, световой поток одной лампы равен:
Fл =
100 ∙ Emin ∙ Kз ∙ Sn ∙ Z
n ∙ η
=
100 ∙ 100 ∙ 1,3 ∙ 72 ∙ 1,10
12 ∙ 70
= 1225 лм.
По ГОСТ 2239-79 «Лампы накаливания общего назначения. Техниче-
ские условия» [26] подбираем стандартную лампу накаливания с большим
близким по значению световым потоком. Выбираем лампу накаливания об-
56
щего назначения ЛБ-20. Световой поток данной лампы при напряжении 220
В составляет 1180 лм.
Помещение насосной относится к категории А по взрывопожарной и
пожарной опасности (таблица 11) и к классу В-1а по ПУЭ (таблица 13). По-
этому арматура светильника должна быть выполнена во взрывозащищенном
исполнении. Учитывая требования, предъявляемые к электрооборудованию
насосной (таблица 13) подбираем светильник по каталогу. [27]
Выбираем светильник ЛБ-20 – 20 Вт.
Краткая характеристика светильника:
Ток 0,37 А
Цоколь Т8 G13
Продолжительность работы 7500 ч.
Длина L - 604 мм
Диаметр D – 32 мм
лампа – лампа газоразрядная ЛБ-20.
5.2.3 Вентиляция и отопление производственных помещений
Расчет вентиляции для помещения насосной
Расчет вентиляции производим по методу, учитывающему количество
выделяющихся в помещении вредных компонентов. Определяющим факто-
ром является нахождение в помещении насосной насосов Н3 откачивающих
из сепаратора С3 насыщенный сероводородом раствор МЭА.
Принимаем приточно-вытяжную вентиляцию с положительным балан-
сом, т.е. и приток воздуха преобладает над отводом его из помещения.
Определяем воздухообмен для вытяжной вентиляции, необходимый
для удаления сероводорода из помещения, по формуле:
Lвыт =
G
cвыт − cприт
,
где G – количество вредного вещества, выделяющегося в
помещении, мг/ч;
cвыт, cприт – концентрация вредного вещества в удаляемом и
приточном воздухе соответственно, мг/м3;
Концентрация в удаляемом воздухе принимается меньшей или равной
ПДК вредного вещества в воздухе рабочей зоны. Для сероводорода ПДКр.з.
при условии присутствия углеводородов С1-С5 составляет 3 мг/м3. Примем
cвыт = 2 мг/м3.
Концентрация вредного вещества в приточном воздухе принимается
меньшей или равной 0,3ПДКр.з..
57
Тогда, cприт = 0,3 ∙ 3 = 0,9 мг/м3.
Количество вредного вещества, выделяющегося за 1 час рассчитываем
по формуле:
L =
n ∙ P ∙ 10000 ∙ η
Pатм
∙ Vап ∙ ρ ,
где n – коэффициент потери герметичности, % в час (n = 0,1);
Р – рабочее давление в аппарате, МПа (давление в линии
Нагнетания Р = 0,7 МПа);
Ратм – атмосферное давление (Ратм = 0,1 МПа);
η – коэффициент запаса оборудования (η = 1);
Vап – суммарный объем аппаратов и трубопроводов, где
находится вредное вещество под давлением (Vап = 0,8 м3);
ρ - плотность вредного компонента, кг/м3 (ρH2S=1,520 кг/м3).
Тогда:
L =
n ∙ P ∙ 10000 ∙ η
Pатм
∙ Vап ∙ ρ =
0,1 ∙ 0,7 ∙ 10000 ∙ 1
0,1
∙ 0,8 ∙ 1,520 = 8512 мг/ч.
Тогда, искомый воздухообмен составит:
Lвыт =
G
cвыт − cприт
=
8512
2,0 − 0,9
= 7738,2 м3/ч.
Рассчитываем кратность воздухообмена (этот параметр показывает,
сколько раз за час воздух в данном помещении полностью смениться):
K =
Lвыт
Vпом
,
где Vпом – объем (кубатура) помещения, м3 (Vпом = 800 м3
).
Тогда:
K =
Lвыт
Vпом
=
7738,2
201,6
= 38,38 ч−1.
Принимаем кратность воздухообмена равной 40 ч-1. Тогда, воздухооб-
мен по удаляемому воздуху будет равен Lвыт = K ∙ Vпом =
= 40 ∙ 200 = 8000 м3/ч.
По каталогу [27] подбираем вентилятор, способный обеспечить необ-
ходимый воздухообмен. Поскольку помещение насосной относится к катего-
58
рии А по взрывопожарной и пожарной опасности (таблица 9) и к классу В-1а
по ПУЭ (таблица 11) вентилятор должен быть выполнен во взрывозащищен-
ном исполнении. Устанавливаем вентилятор снаружи здания, поэтому под-
бираем соответствующее климатическое исполнение.
Выбираем радиальный вентилятор Радивей-В-11№5 с мощностью
электродвигателя 2,2 кВт и производительностью от 3200 до 9200 м3/ч. Ис-
полнение взрывозащиты 1ExdIIВТ4; климатическое исполнение – УХЛ1;
степень защиты оболочки IP54.
Подбираем вентилятор для притока воздуха. Он устанавливается в при-
точной вентиляционной камере. Венткамера относится к классу Д по взры-
вопожарной и пожарной опасности (таблица 9), поэтому взрывобезопасное
исполнение не требуется. Выбираем [27] радиальный вентилятор Радивей-О-
11№5 с мощностью электродвигателя 3,0 кВт и производительностью от
3300 до 9300 м3/ч. Исполнение взрывозащиты 1ExdIIВТ4; климатическое ис-
полнение – УХЛ2; степень защиты оболочки IP44. Для организации положи-
тельного баланса по воздухообмену (при этом в помещении образуется не-
значительное избыточное давление) приточный вентилятор всегда устанав-
ливаем на несколько большую производительность, чем вытяжной.
Устанавливаем аварийную вентиляцию, которая будет автоматически
включаться при достижении концентрации сероводорода в помещении
ПДКр.з. (для организации автоматизированного включения вентиляции уста-
навливаем газоанализатор). Для аварийной вентиляции кратность воздухо-
обмена принимаем равной 15 ч-1. Тогда, воздухообмен по удаляемому воз-
духу будет равен Lвыт = K ∙ Vпом = 15 ∙ 200 = 3000 м3/ч.
По каталогу [27] подбираем вентилятор, способный обеспечить необ-
ходимый воздухообмен. Аналогично общеобменному вытяжному вентилято-
ру, он должен быть во взрывозащищенном исполнении. Устанавливается
также с наружи здания. Выбираем радиальный Радивей-В-11№3,15 с мощно-
стью электродвигателя 1,5 кВт и производительностью от 2200 до 4600 м3/ч.
Исполнение взрывозащиты 1ExdIIВТ4; климатическое исполнение – УХЛ1;
степень защиты оболочки IP54.
Параллельно всем вентиляторам устанавливаем аналогичные резерв-
ные на случай выхода основного вентилятора из строя или остановку его на
плановое обслуживание.
Вентиляция других помещений здания.
В приточной вентиляционной камере также установлены две вентиля-
ционные установки, обеспечивающие приток воздуха раздельно в кабинет
начальника и складское помещение, операторную и электрощитовую. Венти-
ляторы резервированы на случай выхода из строя. Вытяжная вентиляция для
перечисленных помещений не предусмотрена.
59
Отопление помещений.
Отопление всех помещений здания осуществляется за счет теплого
воздуха приточной вентиляции. Обогрев воздуха осуществляется колорифе-
рами. Колориферы установлены до разветвления воздуховода на параллельно
установленные вентиляторы. Температура обогревающей воды на входе в
колориферы составляет 70 ºС.
Мероприятия по защите от шума и вибрации
Основными источниками шума и вибрации на установке являются вентиля-
ционные и насосные установки. Для уменьшения вредного воздействия шума
на персонал насосная и венткамера отделены от других помещений глухими
капитальными стенами. Постоянное пребывание людей в этих помещениях
не предусматривается. Технические мероприятия по защите от шума и виб-
рации: своевременное обслуживание и наладка вентиляционных и насосных
установок. Режимные мероприятия: один раз в квартал на установке произ-
водится замер показателей вибрации (виброперемещение, виброскорость и
виброускорение) прибором марки ВК-5СИ. Результаты заносятся в журнал.
Средства индивидуальной защиты для работников: наушники противошум-
ные
Безопасность технологического оборудования
Выбор оборудования осуществлен в соответствии с требованиями нор-
мативных документов, исходя из условий обеспечения минимального уровня
взрывоопасности технологических систем. При выборе оборудования по по-
казателям надежности и уровню взрывозащищенности учитывалась катего-
рия взрывоопасности технологической системы (объекта).
Оборудование преимущественно располагается на открытой площадке.
Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации
сосуды, работающие под давлением (абсорбер, десорбер и др), снабжены
приборами для измерения давления и температуры среды; предохранитель-
ными устройствами, запорной арматурой, указателями уровня жидкости.
Предохранительные устройства должны устанавливаться на патруб-
ках или трубопроводах непосредственно присоединенных к аппарату. Не до-
пускается установка между аппаратом и предохранительным клапаном трех-
ходовых кранов и других отсечных устройств. На аппаратах допускается
устанавливать рабочий и резервный предохранительные клапаны. Они долж-
ны устанавливаться на отдельных присоединительных патрубках, иметь оди-
наковую пропускную способность и обеспечивать в отдельности полную за-
щиту аппарата от превышения давления.
60
Не допускается установка запорных устройств на подводящих и отво-
дящих трубопроводах к предохранительному клапану.
Организация теплообмена в теплообменных аппаратах, выбор теплоно-
сителя (хладагента) и его параметров осуществлены с учетом физико-
химических свойств нагреваемого (охлаждаемого) материала с целью обес-
печения необходимого теплосъема, исключения возможности перегрева. Для
безопасной эксплуатации теплообменной аппаратуры соблюдаются следую-
щие основные условия: среды в трубное и межтрубное пространство направ-
ляются противотоком; более загрязненные среды направляются в трубное
пространство.
Количество
насосов
определяется
условиями
обеспечения непрерывности технологического процесса. Схема подключения
и производительность насосов позволяют при выходе из строя одного из них
продолжать работу установки. Запорная арматура на нагнетательном и вса-
сывающем трубопроводах насоса должна быть к нему максимально прибли-
жена. На нагнетательном трубопроводе предусматривается установка обрат-
ного клапана или другого устройства, предотвращающего перемещение
транспортируемого вещества, обратным ходом.
Пожарная профилактика
При работе на установке обслуживающий персонал должен постоянно
помнить, что сырьем и готовой продукцией на установке являются сухой
топливный газ и сероводород. Топливный газ и сероводород образуют взры-
вопожароопасные смеси с воздухом. Одним из условий безопасной работы
обслуживающего персонала является строгое выполнение правил пожарной
безопасности. Умение пользоваться противопожарным оборудованием явля-
ется важными условиями для предотвращения несчастных случаев и аварий.
Средства тушения возможных загораний на установке:
• паротушение локальное вода из пожарных гидрантов, лафетных
стволов ;
• огнетушитель порошковый ОП-4, ОУ-5
• песок
• асбестовое полотно (кошма)
Места расположения средств пожаротушения:
• система паротушения – блок колонн;
• углекислотные огнетушители ОУ-5 – операторная, кабинет
начальника установки, бытовка, помещение насосной, венткаме-
ра;
• порошковые огнетушители ОП-4 – равномерно по аппаратному
двору установки на пожарных постах;
61
• песок, кошма, пожарные лопаты (совки) – равномерно по аппа-
ратному двору на пожарных постах;
• пожарный гидранты: равномерно вдоль дорог;
• лафетные стволы: на крыше здания и на аппаратном дворе;
Места расположения пожарных постов, пожарных гидрантов, лафет-
ных стволов и пожарных извещателей показаны на плане расположения обо-
рудования.
Вызов пожарной охраны осуществляется: по телефону 01; по пожарно-
му извещателю. На территории установки размещены 4 пожарных извещате-
ля (у входа в насосную и операторную, в операторной, в кабинете начальника
и механика установки).
Водоснабжение и канализация
Водоснабжение: установка связана с водопроводом питьевой воды,
прямым и обратным водопроводами оборотной теплотехнической воды и с
противопожарным водопроводом.
Канализация: установка связана с промливневой (отвод стоков осу-
ществляется самотеком), сернисто-щелочной и хозфекальной канализацией.
62
6 Монтажно-строительная часть проекта
План размещения оборудования
Установка расположена на открытой площадке, так как сероводород в
смеси с воздухом дает взрывоопасные смеси и кроме того является токсич-
ным газом. Размер площадки 50 м на 90 м. Имеются дороги для проезда
транспорта, теплообменики, абсорбер и десорбер расположены на улице. В
помещении расположены насосы, кладовая, операторная, венткамеры, по-
жарные посты , лафетные стволы.
63
7 Экономическая оценка проекта
Целью данного раздела является экономическая оценка проекта уста-
новки выделения сероводорода из топливных газов. В процессе работы были
оценены капитальные затраты на строительство, расходы на содержание
установки, срок окупаемости и другие экономические показатели.
7.1 Расчет капитальных вложений на создание проектируемого
объекта
7.1.1 Исходная информация для технико-экономических расчетов
Исходная информация для технико-экономических расчетов представ-
лена в таблице 18. Данные взяты на предприятии ОАО «Славнефть-ЯНОС»,
где проходила преддипломная практика.
Таблица 18 – Исходная информация для технико-экономических
расчетов
Наименование информации
Численное значе-
ние
Источник информации
1
2
3
1. Годовая производительность уста-
новки, кг/год
149390587
Технологический ре-
гламент, штаты про-
мышленно-
производственного
персонала, смета запа-
сов ОС, плановая смета
затрат, отчёт о перера-
ботке установки очист-
ки сухих газов цеха №5
ОАО
«Славнефть-
ЯНОС»
2. Стоимость оборудования, руб.
13606243,94
3. Численность основных рабочих в
смену, чел.
15
4. Численность вспомогательных рабо-
чих в смену, чел.
2
5. Численность руководителей, специа-
листов и служащих, чел.
2
6. Часовые тарифные ставки, руб/ч
3 разряд
—
4 разряд
108,00
5 разряд
119,75
7. Цены на энергоресурсы
электроэнергия, руб/кВт∙ч
2,10
вода на технологические нужды, руб/м3
2,25
пар, руб/Гкалл
671,35
64
1
2
3
9. Плата за выбросы сероводорода в
пределах установленных лимитов вы-
бросов, руб/т
1285,00
Постановление прави-
тельства
РФ
от
12.06.2003 №344 (ред.
от 08.01.2009)
7.1.2 Расчет сметной стоимости проектируемого объекта
Для составления сметной стоимости проектируемого объекта опреде-
ляем стоимость технологического оборудования, зданий и сооружений. Сто-
имость технологического оборудования определяем исходя из цен, действу-
ющих на момент проектирования. Транспортно-заготовительные расходы
берем для расчета в размере 5 %. Стоимость неучтенного технологического
оборудования принимаем равной 1 % от стоимости технологического обо-
рудования.
Расчет стоимости технологического оборудования представлен в таб-
лице 19.
Таблица 19 – Расчет стоимости технологического оборудования
№
п
о
техн
.
схем
е
Наимено-
вание техно-
логи-ческого
оборудова-
ния
Количе-
ство
Материал
Параметры
Стоимость, руб.
В
сего
В
т.ч.
резерв- н
ого
За единицу Всего
1 2
3 4
5
6
7
8
К1 Абсорбер
1 0
сталь 09Г2С
D=2200 мм
H=19900 мм
1477066,00 1477066,00
К2 Десорбер
1 0
сталь 09Г2С
D=1400 мм
H=21700 мм
5278260,00 5278260,00
Т1
Холодильник
сдвоенный
1 0
Ст3сп5,
сталь 16ГС
F=134,4 м2
939800,00 939800,00
Т3
Холодильник
сдвоенный
1 0
Ст3сп5,
сталь 16ГС
F=134,4 м2
939800,00 939800,00
Т2
Теплооб-
менник
1 0
Ст3сп5,
сталь 16ГС
F=67,2 м2
510350,00 510350,00
Т4
Теплооб-
менник
1 0
Ст3сп5,
сталь 16ГС
F=67,2 м2
510350,00 510350,00
Т5 Кипятильник 1 0
Ст3сп5,
сталь 16ГС F=81 м
2
736200,00 736200,00
Т6 Холодильник 1 0
Ст3сп5,
F=47 м2
432560,00 432560,00
65
сталь 16ГС
С1 Сепаратор
1 0
сталь 09Г2С V=100 м3
631393,00 631393,00
1 2
3 4
5
6
7
8
С2 Сепаратор
1 0
сталь 09Г2С V=25 м3
253400,00 253400,00
С3 Сепаратор
1 0
сталь
12Х18Н10Т
V=16 м3
258650,00 258650,00
Е1 Емкость
1 0
сталь 09Г2С V=16 м3
178100,00 178100,00
Е2 Емкость
1 0
сталь 09Г2С V=25 м3
220320,00 220320,00
Н1
Насос центро-
беж-ный
2 1
сталь
12Х18Н9ТЛ
Q=50 м3/ч
192100,00 384200,00
Н2
Насос центро-
беж-ный
2 1
сталь
12Х18Н9ТЛ
Q=12,5 м3/ч 83200,00
166400,00
Н3
Насос центро-
беж-ный
2 1
сталь
12Х18Н9ТЛ
Q=12,5 м3/ч 83200,00
166400,00
ИТОГО
12883249,00
Транспортно-заготовительные расходы
644162,45
Стоимость неучтенного оборудования
128832,49
ВСЕГО
13606243,94
Железобетонного оборудования на установке не имеется. Данные по
расчёту сметной стоимости проектируемой установки и годовой суммы амор-
тизационных отчислений приведены в таблице 20.
66
Таблица 20 – Расчет сметной стоимости проектируемого объекта
Элементы ОПФ
Структура
ОПФ, %
Стоимость,
руб.
Затраты на монтаж
Внеобъемные
затраты
Сметная сто-
имость, руб.
Амортизационные
отчисления
%
руб.
%
руб.
%
тыс. руб.
1. Здания и сооруже-
ния,
в т.ч. железобетон-
ное оборудование
33,1
11259166,86 -
-
30
3377750
14636916,86 2
292738,33
2. Технологическое
оборудование
40
13606243,94 -
-
-
-
13606243,94 8,3
1129318,25
3. Силовые машины
и оборудование
2,30
782359,02
30
23470,77
-
-
1017066,72
10
101706,67
4. Технологические
трубопроводы
10,70
3639670,25
19,8
720654,7
-
-
4360324,95
12
523328,99
5. КИП и автоматика 11,50
3911795,13
68
2660020,7 -
-
6571815,83
12
788619,9
6.
Транспортиро-
вочные средства
0,7
238109,26
-
-
-
-
238109,26
15
35716,38
7. Спецработы
0,9
306140,48
-
-
-
-
306140,48
8,3
25409,65
8. Инструмент, про-
изводственные при-
надлежности,
хоз.
инвентарь
0,8
272124,87
-
-
-
-
272124,87
23
62588,72
ИТОГО
100
34015609,85
-
3615383,1 -
3377750
41008742,91 -
2959334,9
67
На основании таблицы 3 составляем сводную смету капитальных вло-
жений. Сводная смета капитальных вложений представлена в таблице 21.
Таблица 21 – Сводная смета капитальных вложений в проектируемый
объект
Элементы ОПФ
Сметная стоимость ОПФ
Годовая
сумма
амортизационных
отчислений
руб.
%
Здания и сооружения
14636916,86
33,1
292738,33
Оборудование и транспорт-
ные средства
26371826,05
66,9
2666596,57
ИТОГО
41008742,91
100
2959334,9
7.2 Организация труда на проектируемом объекте
Фонд оплаты труда зависит от численности промышленно-
производственного персонала (ППП) и от принятых тарифных условий опла-
ты труда, стимулирующих и компенсирующих надбавок. Численность рабо-
чих зависит от количества рабочих в смену и режима работы цеха. Очеред-
ность работы бригад при непрерывном производстве устанавливается в соот-
ветствии с графиком сменности.
7.2.1 Формирование смен и порядок их работы
Установка очистки сухих газов работает по непрерывному режиму. Для
построения графика сменности необходимы также следующие данные:
• продолжительность рабочей смены (Тсм) – 8 часов.
• количество смен в сутки (Nсм) – 3.
• количество бригад (Nбр) – 5.
• количество дней работы каждой бригады в сменообороте (Трн)
– 2 дня.
Рассчитываем необходимые показатели.
Продолжительность сменооборота рассчитываем по формуле:
Тсмо = Nбр ∙ Трн ,
где: Nбр – количество бригад;
Трн – количество дней работы каждой бригады в сменообороте.
Тогда:
68
Тсмо = Nбр ∙ Трн = 5 ∙ 2 = 10 дн.
Количество рабочих дней в сменообороте рассчитываем по формуле:
Nрд = Nсм ∙ Трн ,
где: Nсм – количество смен в сутки;
Трн – количество дней работы каждой бригады в сменообороте.
Тогда:
Nрд = Nсм ∙ Трн = 3 ∙ 2 = 6 дн.
Количество выходных дней в сменообороте:
Nвд = Тсмо − Nрд,
где: Тсмо – продолжительность сменооборота;
Nрд – количество рабочих дней в сменообороте.
Тогда:
Nвд = Тсмо − Nрд = 10 − 6 = 4 дн.
На основании приведенных расчетов строим график сменности, кото-
рый имеет следующий вид (таблица 5).
Таблица 22 – График сменности
Смены Часы Дни месяца
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
I
0-8
А
А
Б
Б
В
В
Г
Г
Д
Д
II
8-16
Г
Г
Д
Д
А
А
Б
Б
В
В
III
16-0
Б
В
В
Г
Г
Д
Д
А
А
Б
Отдых
Д
Д
А
А
Б
Б
В
В
Г
Г
Отдых
В
Б
Г
В
Д
Г
А
Д
Б
А
Рассчитываем количество выходных дней за год:
Nвых = Nвд ∙
366
Тсмо
,
где: Nвд – количество выходных дней в сменообороте;
Тсмо – продолжительность сменооборота.
Тогда:
69
Nвых = Nвд ∙
366
Тсмо
= 4 ∙
366
10
= 146 дн.
Рассчитываем количество рабочих дней за год:
Nраб = 365 − Nвых ,
где: Nвых – количество выходных дней за год.
Тогда:
Nраб = 365 − Nвых = 365 − 146 = 219 дн.
Рассчитываем количество рабочих часов за год:
Nчас = Nраб ∙ Тсм ,
где: Nраб – количество рабочих дней за год;
Тсм – продолжительность рабочей смены.
Тогда:
Nчас = Nраб ∙ Тсм = 219 ∙ 8 = 1752 ч.
Нормативная продолжительность рабочего времени в текущем году
1975 час (в соответствии с требованиями трудового кодекса РФ). Следова-
тельно дополнительных дней отдыха не полагается.
7.2.2 Проектирование годового баланса рабочего времени
На основании графика сменности и режима работы составляем баланс
рабочего времени одного рабочего в год. Баланс приведён в таблице 23.
70
Таблица 23 – Баланс рабочего времени одного рабочего в год
Показатель
Режим работы
Непрерывный
раб.
день
____ч
раб.
сме-
на__8_ч
Периодический
раб. день __8__ч
раб.смена_____ч
1
2
3
1. Календарный фонд рабочего времени 366
366
2. Количество выходных дней в году, в
том числе:
146
119
- праздничных
-
14
- выходных
118,25
105
- отгул за переработку по графику
-
-
- работа за недоработку по графику
27,75
-
3. Номинальный фонд времени (дни)
219
247
4. Планируемые целодневные невыхо-
ды, в том числе:
36
35
- очередной и дополнительный отпуск 28
28
- отпуск по учебе
2
1
1
2
3
- декретный отпуск
1
2
- невыходы по болезни
7
6
- прочие
2
2
5. Полезный фонд рабочего времени
(дни) на одного рабочего в год
183
214
6. Полезный фонд рабочего времени
(часы) на одного рабочего в год
1464
1712
7. Коэффициент списочного состава
(Ксп)
1,197
1,164
71
7.2.3 Определение профессионально-квалификационного
состава и численности промышленно-производственного
персонала проектируемого объекта
Расчёт численности рабочих производим по каждой группе промыш-
ленно-производственного персонала, а именно: рабочие (основные, вспомо-
гательные), руководители, специалисты и служащие. При расчете численно-
сти основных и вспомогательных рабочих необходимо определить их явоч-
ное, штатное и списочное число.
Состав и численность основных рабочих приведены в таблице 24. Под-
мена установлена в размере двух рабочих бригад.
Таблица 24 – Состав и численность основных рабочих.
Наименова-ние
профессии
Тариф-
ный
разряд
Количест-
во человек
в смену
Явочное
число ра-
бочих
Штатное
число ра-
бочих
Коэф.
списоч-
ного со-
става
Списоч-
ное чис-
ло
рабочих
1.
Оператор
установки
4
2
6
10
1,197
11,970
2.
Оператор
установки
5
1
3
5
1,197
5,985
ИТОГО
3
9
15
18
Разность между списочной и штатной численностью представляет со-
бой резерв производственных рабочих для бесперебойной работы производ-
ства на случай отпусков, болезни и других плановых потерь рабочего време-
ни.
Состав и численность вспомогательных рабочих приведены в таблице
25. Режим работы вспомогательных рабочих – периодический с восьмичасо-
вым рабочим днём.
72
Таблица 25 – Состав и численность вспомогательных рабочих.
Наименование
профессии
Тариф-
ный
разряд
Коли-
чество
чело-
век в
смену
Явочное
число
рабочих
Штатное
число
рабочих
Коэф.
списоч-
ного
состава
Списоч-
ное чис-
ло рабо-
чих
дневные рабо-
чие
-
слесарь-
электромеха-
ник
-
слесарь
КИПиА
4
5
1
1
1
1
1
1
1,164
1,164
1,164
1,164
ИТОГО
2
2
2
Состав и численность руководителей, специалистов и служащих при-
ведены в таблице 26.
Таблица 26 – Состав и численность руководителей, специалистов и
служащих
Категория работника и должность
Численность, чел.
Руководители:
- начальник установки
Специалисты:
- механик установки
1
1
ИТОГО
2
7.2.4 Организация заработной платы на проектируемом объекте
Годовой фонд заработной платы рабочих представляет собой сумму
основной и дополнительной заработной платы. Основная заработная плата
включает в себя тарифный фонд заработной платы, доплаты за ночное, ве-
чернее время и праздничные дни. Дополнительная заработная плата включа-
ет оплату отпусков (основных, дополнительных и учебных).
Тарифный фонд заработной платы:
ТФ = ТСч · Тэф · Псп ,
73
где ТФ - тарифный фонд заработной платы, руб.;
ТСч - часовая тарифная ставка повременщика, руб.;
Тэф - годовой эффективный фонд рабочего времени, ч;
Псп - списочная численность рабочих, чел.
Размер премии для производственных и вспомогательных рабочих – 40
%.
Доплата за работу в ночную смену – 40 %.
Доплата за работу в вечернюю смену – 20 %.
Доплата за работу в праздничные дни в непрерывном производстве –
2,2 %.
Оплату времени очередного и дополнительного отпусков и учебного
отпуска рассчитываем по формуле:
% = Д ∙
100
Тпол
,
где Д – число дней основного и дополнительного отпуска или
учебного отпуска;
Тпол – полезный фонд рабочего времени, дн.
Страховые взносы рассчитывем исходя из установленного налоговым
кодексом РФ размера (30%).
Расчет годового фонда оплаты труда для основных и вспомогательных рабо-
чих
представлен
в
виде
таблицы
27.
74
Таблица 27 – Годовой фонд заработной платы основных и вспомогательных рабочих
Профессия
рабочего
У
сло
ви
я раб
о
ты
Фо
р
ма о
платы
Тариф
ны
й р
азр
яд
Тариф
ная ставка, р
уб.
Списо
чн
о
е
число
р
а-
бо
чи
х
По
лезны
й
ф
о
нд
р
а-
бо
чего
вр
емен
и, ч
Основная зарплата, тыс. руб.
Дополнительная зарпла-
та, тыс. руб.
Всего,
тыс.
руб.
Тариф-
ный
фонд
Премия
Прочие доплаты
ИТОГО
Оплата
времени
основ-
ного
и
доп. от-
пуска
Оплата
време-
ни
учеб-
ного
отпуска
ИТОГО
в
но
чн
о
е
вр
емя
в
вечерн
ее
вр
емя
в
празд
-
ничн
ые дн
и
1 Основные
рабочие
- оператор
- оператор
норм.
норм.
поча-
совая
поча-
совая
4
5
108,00
119,75
11,97
5,985
1464
1464
1892,601
1049,254
40%
757,040
419,702
252,347
139,901
126,173
69,950
41,637
23,084
3069,798
1701,891
289,567
160,535
20,684
11,467
310,251
172,002
3380,049
1873,9
ИТОГО
17,96
2941,855 1176,742 392,248 196,123 64,721 4771,689 450,102 32,151 482,253 5253,95
2 Вспомога-
тельные ра-
бочие
- слесарь-ЭМ
- слесарь
КИПиА
норм.
норм.
поча-
совая
поча-
совая
4
5
63,42
69,30
1,164
1,164
1712
1712
128,596
138,099
30%
38,6
41,43
̶
̶
̶
̶
̶
̶
167,2
179,53
16,82
18,06
1,196
1,28
18,016
19,34
185,216
198,87
ИТОГО
2,328
266,695 80,03
̶
̶
̶
346,73 34,88
2,476 37,356 384,086
ВСЕГО
20,28
3208,55 1256,772 392,248 196,123 64,721 5118,419 484,982 34,627 519,609 5658,48
Страховые
взносы
1697,54
75
Годовой фонд заработной платы инженерно-технических работников
определяем как сумму произведений месячных должностных окладов каждо-
го работника (с учетом доплат) на 12. Расчет годового фонда оплаты труда
руководителей, специалистов и служащих представлен в виде таблицы 28.
Премия для руководителей – 40 % от месячного должностного оклада.
Премия для специалистов – 30 % от месячного должностного оклада.
Таблица 28 – Годовой фонд оплаты труда руководителей,
специалистов, служащих и рабочих на окладе
Должность
Численность
Месячный
должностной
оклад, руб.
Премия,
руб.
Доплата за
работу
в
ночное, ве-
чернее
и
празднич-
ное время
Годовой
ФОТ, руб.
Руководители:
- Начальник
установки
1
21700,00
8680,00
_
364560,00
Специалисты:
- Механик
установки
1
21100,00
6300,00
̶
328800,00
ИТОГО
2
42800,00
14980,00 ̶
693360,00
Страховые
взносы
208008,00
На основании результатов расчетов составляем сводную таблицу годо-
вого фонда оплаты труда промышленно-производственного персонала
(ППП).
Таблица 29 - Годовой фонд оплаты труда ППП
Категории ППП
Списочная
численность
Среднемесячная
зарплата, руб.
Годовой фонд
оплаты труда,
руб.
1. Основные рабочие
17,955
24086,41
5189657,00
2. Вспомогательные
рабочие
2,328
14480,56
404529,00
3. Руководители, специа-
листы и служащие
2
28890,00
693360,00
Страховые взносы
1886263,80
76
7.3 Технико-экономическое обоснование проектируемого производ-
ства
7.3.1 Расчет себестоимости очистки
Расчет материальных затрат
Материальные затраты производства включают в себя расходы, свя-
занные с приобретением сырья, материалов, реагентов, кроме того, расходы,
связанные с использованием энергоресурсов (электроэнергия, вода на техно-
логические нужды, пар и т.п.).
Для определения потребности в сырье, материалах, реагентах приво-
дится общий материальный баланс процесса на основе материальных балан-
сов отдельных его стадий. Общий материальный баланс установки представ-
лен в таблице 30.
Таблица 30 – Общий материальный баланс процесса
Поступает
Выходит
Потоки, поступаю-
щие на установку
Количество, кг/ч
Потоки, выходящие
с установки
Количество, кг/ч
Неочищенный топ-
ливный газ (НТГ)
17053
Очищенный топлив-
ный газ (ОТГ)
Сероводородсодер-
жащий газ (ССГ)
16577
476
ИТОГО
17053
ИТОГО
17053
Расчет потребности во вспомогательных материалах (в данном случае
это абсорбент – моноэтаноламин) приведен в таблице 31.
Таблица 31 – Потребность во вспомогательных материалах
Вспомогательные
материалы
Теоретический
расход,
кг
на кг НТГ
Потери,
кг на кг НТГ
Норма
расхода, кг
на кг НТГ
Годовая
потребность,
кг
Моноэтаноламин 0,0000693
0,000000693 0,0000700
12264
ИТОГО
12264
Расчёт годового потребления энергоресурсов представлен в таблицах
32, 33, 34 и 35.
77
Таблица 32 – Годовая потребность в электроэнергии на технологические
нужды
Оборудо-
вание
Коли-
чество
единиц
Часовой расход, кВт
Годовой
фонд
времени работы
оборудования, ч
Годовой
расход
энергоресур-
сакВт
на едини-
цу
на все обору-
дование
Насос Н1 1
30
30
8760
262800
Насос Н2 1
15
15
8760
131400
Насос Н3 1
15
15
1095
16425
ИТОГО
410625
Таблица 33 – Годовая потребность в оборотной воде на
технологические нужды
Оборудо-
вание
Коли-
чество
еди-ниц
Часовой расход, м3
Годовой
фонд
времени работы
оборудования, ч
Годовой
расход
энергоре-
сурса, м3
на единицу
на все оборудо-
вание
Холодильник
водяной Т1
1
33,14
33,14
8760
290306,40
Холодильник
водяной Т3
1
33,14
33,14
8760
290306,40
Холодильник
водяной Т6
1
10,00
10,00
8760
87600,00
ИТОГО
3
76,28
668212,80
Таблица 34 – Годовая потребность в паре на технологические нужды
Оборудо-
вание
Коли-
чество
еди-ниц
Часовой расход, Гкалл
Годовой
фонд
времени работы
оборудования, ч
Годовой
расход
энергоре-
сурса, Гкалл
на единицу
на все оборудо-
вание
Кипятильник
Т5
1
0,938
0,938
8760
8216,88
ИТОГО
0,938
8216,88
78
Таблица 35 – Сводная потребность в энергоресурсах
Энергоресурсы
Ед. измерения
Потребность
годовая
на 1 кг НТГ
Электроэнергия
кВт
410625
0,0023438
Оборотная вода
м3
668212,80
0,0038140
Пар
Гкалл
8216,88
0,0000469
Расчет накладных расходов
Данный вид расходов включает в себя расходы на содержание и эксплу-
атацию оборудования (РСЭО) и цеховые расходы. Смета РСЭО представлена
в таблице 36. Смета цеховых затрат представлена в таблице 37.
Таблица 36 – Смета расходов на содержание и эксплуатацию оборудования
Статья расходов
Сумма, тыс. руб.
1. Содержание оборудования и транспортных средств 4%
1054,873
2. Основная и дополнительная зарплата ремонтного персонала с
отчислениями
14,48
3. Капитальный и текущий ремонт оборудования и транспортных
средств 12%
3164,619
4. Амортизация оборудования и транспортных средств
2666,596
ВСЕГО
6900,568
5. Прочие затраты 10%
690,056
ИТОГО
7590,624
Таблица 37 – Смета цеховых затрат
Статья расходов
Сумма, тыс. руб.
1. Заработная плата руководителей, специалистов и служащих с
отчислениями
28,890
2. Содержание зданий и сооружений 2%
292,738
3. Капитальный и текущий ремонт зданий и сооружений 5%
731,845
4. Амортизация зданий и сооружений
2927,38
5. Расходы по охране труда
628,755
ВСЕГО
4609,608
6. Прочие затраты
691,44
ИТОГО
5301
79
Проектная стоимость очистки
Для расчета цеховой себестоимости продукции составляем проектную
калькуляцию, в которой определяем затраты по каждой статье на годовой
объем и на 1 тонну очищаемого топливного газа.
Общезаводские расходы принимаются в размере 30 % от суммы затрат
по статьям со второй по пятую.
Внепроизводственные расходы составляют 1 % от производственной
себестоимости.
Проектная калькуляция представлена в таблице 38.
Таблица 38 – Проектная калькуляция себестоимости очистки топливного газа
от сероводорода. Годовая пропускная способность 149390587 кг
Статьи расходов
Единицы
измерения
Цена,
руб.
Затраты на годовой выпуск
продукции
Затраты
на
1 тонну НТГ
Количество
Сумма
Коли-
чество
Сумма
1
2
3
4
5
6
7
1. Вспомогательные
материалы:
А) моноэтаноламин кг
54,96 12264
674029,44
0,07
3,85
2. Топливо и энер-
гия на технологиче-
ские нужды:
А) электроэнергия
кВт
2,10 410625
862312,50
2,34
4,92
Б) оборотная вода
м3
2,25 668212,8
1503478,80
3,81
8,58
В) пар
Гкалл.
1371,3 16767,33
11250878,43
0,0469 64,3
3. Основная и до-
полнительная зар-
плата с отчисления-
ми производствен-
ных рабочих
руб.
6746554,10
38,51
4. Расходы на со-
держание и эксплу-
атацию оборудова-
ния
руб.
6860429,00
39,16
5. Цеховые расходы руб.
2176235,00
12,42
Итого цеховая се-
бестоимость (экс-
плуатацион-ные
расходы)
руб.
30073917,17
171,73
6. Общезаводские
расходы
руб.
7099623,54
40,52
80
1
2
3
4
5
6
7
Итого
производ-
ственная себестои-
мость
руб.
37173540,71
212,25
7. Внепроизводст-
венные расходы
руб.
314390,65
1,79
Итого полная себе-
стоимость
руб.
37487931,36
214,04
7.3.2 Расчет экономического эффекта от проектируемых мероприя-
тий и срока окупаемости.
Экономический эффект от применения проектируемых природоохран-
ных мероприятий может быть получен вследствие освобождения предприя-
тия от платы за выбросы сероводорода.
Рассчитаем годовую плату за выбросы сероводорода в пределах уста-
новленных лимитов выбросов:
Пл.атм = Сл.атм ∙ Матм ∙ Кз.атм ∙ Кин ,
где Пл.атм – плата за выброс загрязняющего вещества в пределах
установленных лимитов выбросов, руб;
Сл.атм – норматив платы за выброс 1 т загрязняющего вещества в
пределах установленных лимитов выбросов, руб;
Матм – фактическая масса выброса загрязняющего вещества, т;
Кз.атм – коэффициент учитывающий экологический фактор
состояния атмосферного воздуха в данном регионе;
Кин – коэффициент индексации платы за негативное
воздействие на окружающую среду.
Согласно постановлению правительства №344 от 12.06.2003 №344
(ред. от 08.01.2009) норматив платы за выброс 1 т сероводорода в пределах
установленных лимитов выбросов составляет 1285,00 рублей. Коэффициент
учитывающий экологический фактор состояния атмосферного воздуха в ре-
гионе равен 1,9. Применяется с дополнительным коэффициентом 1,2 так как
выброс загрязняющих веществ осуществляется в атмосферный воздух горо-
да. Коэффициент индексации платы за негативное воздействие на окружаю-
щую среду для нормативов, установленных в 2003 году, в текущем 2016 го-
ду составляет 2,20.
Тогда:
Пл.атм = Сл.атм ∙ Матм ∙ Кз.атм ∙ Кин = 1285 ∙ 5464,096 ∙ 1,9 ∙ 1,2 ∙ 2,2 =
= 42262247,8 руб
81
Полученное значение увеличим на 20%, поскольку в течение следую-
щих лет будет расти коэффициент индексации, может вырасти норматив пла-
ты за выброс, может произойти увеличение коэффициента, учитывающего
экологический фактор состояния атмосферного воздуха в регионе. Тогда, с
учетом увеличения, получим годовой экономический эффект равный:
ЭЭ = Пл.атм ∙ 1,2 = 42262247,8 ∙ 1,2 = 4774316,8 руб.
Эксплуатационные расходы (ЭР) за год составляют 31753455,42 руб-
лей.
Срок окупаемости – период, в течение которого восстанавливается
первоначальная стоимость проекта. Данный показатель определяем по фор-
муле:
Ток =
Квлож
ЭЭгод − ЭР
,
где Квлож – капитальные вложения, руб;
ЭЭгод – экономический эффект за год, руб;
ЭР – эксплуатационные расходы за год, руб.
Ток =
Квлож
ЭЭгод − ЭР
=
41008742,91
4774316,8 − 37487931,36
= 8,59 года.
Таким образом, срок окупаемости данной установки составляет почти
8,6 лет.
7.3.3 Выводы о целесообразности проектируемой установки
Проектируемая установка имеет значительные эксплуатационные рас-
ходы. Экономический эффект не намного превосходит эти затраты. Поэтому
установка имеет достаточно большой срок окупаемости. Однако, использо-
вание установки предотвращает значительное количество вредных выбросов,
тем самым улучшая экологическую обстановку города и области. Также
применение установки диктуется производственной необходимостью (извле-
чение сероводорода производят для того чтобы предохранить аппаратуру и
оборудование от разъедания (коррозии) при транспорте, переработке и ис-
пользовании газа). Содержание сероводорода в топливном газе регламенти-
руется стандартом организации
СТО-ТО-80. Кроме того, извлеченный
сероводород используется двумя установками завода, а именно, «Установкой
производства серной кислоты и регенерации отработанной серной кислоты»
82
(УПСК и РОСК) для производства серной кислоты, используемой на завод-
ские нужды, и «Установкой производства серы» (УПС) для производства то-
варной серы, реализуемой заводом.[29]
Итоговые технико-экономические показатели приведены в таблице 39.
Таблица 39 – Технико-экономические показатели проектируемого
объекта
Наименование показателя
По проекту
1. Годовая производительность, т
149.390,587
2. Себестоимость очистки, руб.
37.487.931,36
3. Стоимость ОПФ, руб.
22.848.673,41
4. Капитальные вложения в ОПФ, руб.
26.206.002,34
5. Удельные капитальные вложения, руб./т
149,58
6. Численность ППП, чел.
23
в т.ч. основных рабочих, чел.
18
7. Годовой фонд заработной платы, руб.,
8.173.809,8
в т.ч. основных рабочих, руб.
6.746.554,10
8. Годовая производительность на 1 рабочего, т/чел.
9.733,33
9. Фондовооруженность, тыс. руб./ чел
993.420,58
10. Срок окупаемости, лет
8,59
В процессе были оценены капитальные затраты на строительство
(41008742,91 руб.), расходы на содержание цеха (5301000 руб.), экономиче-
ский эффект проекта (4774316,8 руб.) и в результате был расчитан срок оку-
паемости проекта, который составил 8,59 лет.
83
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• Выполнен литературный обзор по теме дипломного проекта.
• Составлена технологическая схема выделения сероводорода из топлив-
ного газа
• Рассчитан материальный баланс процесса и определены основные от-
ходы производства
• Произведён расчет основного аппарата и подбор обрудования по тех-
нологической схеме
• Произведена экономическая оценка дипломного проекта
• Представлено расположение оборудования на открытой площадке
84
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Абсорбция[Электронный ресурс]: Аспекты экологии 2017. – Режим до-
ступа к ресурсу: http://www.ecologyside.ru/ecosids-566-1.html
2. Методы расчета процессов и аппаратов химической технологии (2009).
П.Г. РоманковП.Г. Романков, В.Ф. Фролов, О.М. Флисюк, Изд.: ХИМ-
ИЗДАТ, 2009 г.
3. Равновесие при абсорбции. Закон Генри.[Электронный ресурс] Студо-
педия (2013-2017) год. – Режим доступа к ресурсу:
http://fbr-hall.ru/ravnovesie-pri-absorbcii-zakon-genri/
4. Основы технологии переработки природного газа и конденсата: учеб.
пособие / Г.В. Тараканов, А.К. Мановян; под ред. Г.В. Тараканова;
Астрахан. гос. техн. ун-т. – Изд. 2-е, перераб. и доп. – Астрахань: Изд-
во АГТУ, 2010. – 192 с.
5. Процесс Клауса. Материал из Википедии — свободной энциклопедии
6. Современный справочник по нефтяным топливам и технологиям их
производства. М. И. Рустамов, А. С. Гайсин, Д. Н. Мамедов/Под редак-
цией Т. Н. Шахтахтинского Фонд «Химик».Баку, 2005. 640 с.
7. Ф.Р.Исмагилов, А.А.Вольцов, О.Н.Аминов, Р.Р.Сафин, А.В.Плечев
Экология и новые технологии очистки сероводородсодержащих газов
Уфа: изд-во «Экология», 2000. 214 с.
8. СТП 701-2005, 702-2005,706-2006. Документы текстовые учебные.
Требования к оформлению.
9. Тимонин А.С. Инженерно-экологический справочник В 3-х томах, Ка-
луга: Изд-во Н.Бочкаревой, 2003. — 2825 с.
10. Аяпбергенов Е.О. Особенности технологии получения элементарной
серы на установках Клауса из сероводорода кислых газов // Современ-
ные научные исследования и инновации. 2012. № 10 [Электронный ре-
сурс]. URL: http://web.snauka.ru/issues/2012/10/17654
11. Процесс Клауса. Современный справочник по нефтяным топливам и
технологиям их производства. М. И. Рустамов, А. С. Гайсин,
Д. Н. Мамедов/Под редакцией Т. Н. Шахтахтинского Фонд «Хи-
мик».Баку, 2005. 640 с.
12. Установки утилизации сероводорода с получением серы [Электронный
ресурс]: Производственно-инжиниринговая компания ENCE GmbH
(ЭНЦЕ ГмбХ). / режим доступа к рес.: http://www.gas-
dewatering.ru/H2S_utilization.php
85
13. Афанасьев А.И., Бекиров Т.М., Барсук С.Д. Технология переработки
природного газа и конденсата: Справочник — М.: Недра, 2002. — 517 c
14. Берлин, М.А. Квалифицированная первичная переработка нефтяных и
природных углеводородных газов / М.А. Берлин, В.Г. Гореченков, В.П.
Капралов. - Краснодар: Сов. Кубань, 2012.- 517 с.- ISBN 978-5-7221-
0909-5.
15. Адсорбционная очистка газа [Электронный ресурс]: Горная энцикло-
педия Аа-лава – Яшма / режим доступа к ресурсу: http://www.mining-
enc.ru/a/adsorbcionnaya-ochistka-gaza/
16. Инновации на службе нефтепромысла[Электронный ресурс]: науч.
журн.
/
The Chemical Journal.
–
Режим
доступа:
http://narfu.ru/agtu/www.agtu.ru/fad08f5ab5ca9486942a52596ba6582elit.ht
ml
17. Русанов, В.Д. Плазменно-мембранная технология переработки серово-
дородосодержащего природного газа[Электронный ресурс]:
В.Д. Русанов, М.Н. Тульский. - Институт водородной энергетики и
плазменных технологий Российского научного центра "Курчатовский
институт". – Режим доступа: http://www.chem.msu.su/rus/journals/
membranes/2/st2_text.html
18. Утилизация отходов I-V класс [Электронный ресурс]: Фередальный
класификационный каталог отходов. Режим доступа: http://eko-
a.ru/allwaste/31010101392
19. СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 «Санитарно-защитные зоны и санитарная
классификация предприятий, сооружений и иных объектов» [Элек-
тронный ресурс]: Санитарно-защитные зоны исанитарная классифика-
ция предприятий, сооружений и иных объектов. – Режим доступа:
https://ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/11/11774/
20. СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА СНиП2.09.04-87 [Электрон-
ный ресурс]: АДМИНИСТРАТИВНЫЕ И БЫТОВЫЕ ЗДАНИЯ: нор-
мативно-технический материал. - Москва, 1994. – Режим доступа:
https://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/1/1913/
21. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по
взрывопожарной и пожарной опасности НПБ 105-03 [Электронный ре-
сурс]: НОРМЫ ПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ: нормативно-
технический материал. – МОСКВА, 2003. – Режим доступа:
https://www.ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/11/11705/ind
ex.php
22. ГОСТ 12.1.011-78 ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК.
РАЗДЕЛ 7. ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ СПЕЦИАЛЬНЫХ УСТАНО-
ВОК (ИЗДАНИЕ 7) [Электронный ресурс]: КЛАССИФИКАЦИЯ
ВЗРЫВООПАСНЫХ СМЕСЕЙ ПО ГОСТ 12.1.011-78: нормативно-
86
технический
материал.
–
Режим
доступа:
http://zakonbase.ru/content/part/480940
23. ГОСТ 12.2.020-76 «Электрооборудование взрывозащищенное. Класси-
фикация. Маркировка» [Электронный ресурс]: Система стандартов
безопасности труда. ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ ВЗРЫВОЗАЩИ-
ЩЕННОЕ: нормативно-технический материал. – Постановление Госу-
дарственного комитета стандартов Совета Министров СССР от 28 сен-
тября
1976г.
–
Режим
доступа:
https://ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/7/7838/index.php
24. ГОСТ 12.1.005–88 ССБТ «Общие санитарно-гигиенические требования
к воздуху рабочей зоны» [Электронный ресурс]: ОБЩИЕ САНИТАР-
НО-ГИГИЕНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ВОЗДУХУ РАБОЧЕЙ ЗО-
НЫ: нормативно-технический материал. – Москва, 2008. – Режим до-
ступа: http://www.internet-law.ru/gosts/gost/1583/
25. СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА СНиП 23-05-95 [Электрон-
ный ресурс]: «Естественное и искусственное освещение»: нормативно-
технический материал. – Москва, 1995. – Режим доступа:
https://ohranatruda.ru/ot_biblio/normativ/data_normativ/1/1898/
26. ГОСТ 2239-79 «Лампы накаливания общего назначения. Технические
условия» [Электронный ресурс]: Лампы накаливания общего назначе-
ния. Технические условия: нормативно-технический материал. –
Москва,
1981.
–
Режим
доступа:
http://www.internet-
law.ru/gosts/gost/39973/
27. Задания и типовые расчеты по безопасности жизнедеятельности /
Сост.: Е.Л. Белороссов, В.А. Красавин, В.М. Макаров, А.А. Махнин,
И.В. Савицкая, Е.А. Фролова, О.П. Филиппова //Под общей редакцией
Фроловой Е.А.. – Яросл. гос. техн. ун-т. – Ярославль, 2005. - 86 с
28. Тарифы на электроэнергию в Ярославле и Ярославской области,
[Электронный ресурс]:-[Режим доступа]:
http://energovopros.ru/spravochnik/elektrosnabzhenie/tarify-na-
elektroenergiju/3025/41047/
29. МУ 38-11. Экономическое обоснование технических решений в ди-
пломных проектах (работах): методические указания для студентов
специальности 280201.65 «Охрана окружающей среды и рациональное
использование природных ресурсов» направления 280200.62. «Защита
окружающей среды»/ Сост. Е.А. Черепанина; Яросл. гос. техн. ун-т. –
Ярославль, 2011. – 39 с.
Информация о работе Абсорбция сероводородосодержащих газов 13%ым раствором моноэтаноламина