Процессы каталитической изомеризации легкой бензиновой фракции и бутана играют все большую роль в схемах нефтеперерабатывающих заводов, связанных с получением высокооктановых компонентов смещения бензинов. Изомеризация увеличивает октановое число бензина, снижает содержание ароматических углеводородов, дает возможность уменьшения жесткости процессов риформинга ( платформинга) и, в конечном счете, увеличивает общий бензиновый ресурс, что делает эти процессы очень актуальными. К тому же, изомеризация бензиновой фракции позволяет снизить расхождение значений октановых чисел, измеряемых по моторному и исследовательскому методам. В данном материале показано развитие зарубежных технологий изомеризации, в частности водородной схемы установки, с целью снижения затрат процесса. [31]
В последние годы ряд фирм использует рекомендации, полученные при расчетах смешения, для определения схемы нефтеперерабатывающих заводов и заданий отдельным установкам. Так, реализована комплексная программа снижения энергетических затрат, позволяющая увеличить мощность завода на 30 % без повышения расхода энергии. Для этого завода суточное потребление электроэнергии составляет 90 тыс. кВ – А, а потребление природного газа – 4 5 млн. м3 / сут. Изучение возможностей снижения затрат энергии проведено с помощью ЭВМ, причем около 75 % всего времени затрачено на сбор информации и около 5 % – на ее систематизацию. [32]
Из изложенного вытекает, что для учета в последующих работах научно-исследовательских и проектных организаций во всех схемах перспективных нефтеперерабатывающих заводов рекомендуется применять каталитический риформинг широких бензиновых фракций в основном в установках типа 35 – 8 или соответственно модернизированных установок других типов, дающих выход водорода не ниже 1 6 – 1 7 % вес. Индивидуальные ароматические углеводороды при этом нужно будет выделять из катализата риформинга. [33]
Стабильность работы катализаторов при гидроочистке сырья, содержащего высоконепредельные бензиновые фракции, определяет экономическую целесообразность применения данного процесса в схеме нефтеперерабатывающих заводов. Для изучения процессов уплотнения гидроочистке подвергали бензиновые и дизельные фракции с высоким содержанием непредельных углеводородов, подготовленные специальным методом. [34]
Влияние ТЭС и беззатратного повышения октанового числа зависит от химического состава продуктов и, следовательно, не зависит от методов производства или схемы нефтеперерабатывающего завода. [36]
Несмотря на небольшой промежуток времени, прошедший после совещания, состоявшегося в апреле 1964 г., проектными и научно-исследовательскими институтами Комитета выполнена большая работа по созданию схем перспективных нефтеперерабатывающих заводов. [37]
В обзоре обобщен опубликованный за последние годы в зарубежной литературе обширный материал по совершенствованию деструктивных процессов: каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования и др. Рассмотрены также варианты схем нефтеперерабатывающих заводов с включением в них различных процессов деструктивной переработки: приведены сопоставительные данные, характеризующие экономическую эффективность различных схем переработки. [38]
В связи с этим различные варианты процесса карбамидной депарафинизации наряду с такими процессами, как гидроочистка и гидрокрекинг, каталитический крекинг, каталитический риформинг, коксование и др., предусмотрены почти во всех схемах мощных перспективных нефтеперерабатывающих заводов, в том числе заводов по переработке сернистых и высокосернистых нефтей. Для получения наибольшего эффекта от процесса карбамидной депарафинизации необходимо правильно сочетать его с другими процессами на нефтеперерабатывающем заводе. [39]
Предназначена для проектирования технологичесиких схем нефтеперерабатывающих заводов с получением структуры переработки нефти, сводного мат териального и топливно-энергетического балансов, чертежей технологической схемы НПЗ. [41]
Применительно к сернистым нефтям ( особенно самотлорской) баланс водорода настолько благоприятен, что позволяет рассчитывать на возможность гидроочистки вакуумного газойля и тем свести к минимуму расход водорода на гидроочистку продуктов каталитического крекинга. Однако если в схему нефтеперерабатывающего завода включен гидрокрекинг, водорода, получаемого на установках риформинга, недостаточно. [42]
Приводится описание методов переработки жидких продуктов пиролизом с целью получения олефинов, диенов и ароматических углеводородов. Кроме того, даны схемы нефтеперерабатывающих заводов химического профиля. [43]
При составлении плана производства большое внимание должно быть обращено на разработку мероприятий по повышению качества продукции. С этой целью в схемах нефтеперерабатывающих заводов предусматриваются специальные процессы, разрабатываются мероприятия для максимальной интенсификации процессов, обеспечивающих выпуск высококачественной продукции. [44]
При полном извлечении от потенциала фракций, выкипающих до 350, остаток атмосферной перегонки должен быть подвергнут висбрекингу с целью получения стандартного по вязкости котельного топлива. Таким образом, включение процесса висбрекинга в схему нефтеперерабатывающего завода для неглубокой переработки арланской нефти позволяет повысить отбор светлых при атмосферной перегонке на 9 % и получать при этом стандартное по вязкости котельное топливо. [45]
Http://www. ngpedia. ru/id495399p3.html
Рассмотрим данный вопрос на примере предприятия топливнонефтехимического профиля, работающего по схеме глубокой переработки нефти, которая приведена на рис. 2.2. Предприятие специализируется не только на выпуске топлив различного назначения, но и строительных материалов на битумной и полимерной основах, изделий из пластмасс.
Упрощенная схема, отражающая взаимосвязь названных четырех стадий, приведена на рис. 5.8
Рис. 5.8.Технологические потоки современного нефтеперерабатывающего завода
Переработка нефти начинается с ее первичной перегонки. Этот процесс является изобретением технологов-нефтяников и основан на свойстве несрти. определяемом графиком разгонки. Нефть – это сложная смесь большого количества взаимно растворимых углеводородов, имеющих различные температуры начала кипения. В упрощенном виде: чем длиннее молекула углеводорода, тем выше его точка кипения.
Сырьем для установок первичной перегонки служат нефть и газовый конденсат. Их разделяют на фракции для последующей переработки или использования как товарных продуктов. При первичной переработке нефти проводят ее атмосферную перегонку и вакуумную перегонку мазута. Эти процессы осуществляют на атмосферных трубчатых (AT) установках и вакуумных трубчатых (ВТ) установках.
Перегонка нефти на современных атмосферных установках осуществляется различными способами. В связи с увеличением масштабов переработки загазованных сернистых нефтей наиболее распространена перегонка нефти по схеме двукратного испарения в двух ректификационных колоннах ( рис. 5.9). Сырая нефть забирается насосом 1 и через теплообменник 2 подается в электродегидратор 3 для обезвоживания. Отстоявшаяся нагретая нефть проходит через теплообменник 4 и поступает в колонну 5, где с верха ее отбирается легкая фракция бензина. Далее полуотбензиненная нефть насосом 6 подается через трубчатую печь 7 в основную колонну 8, в которой отбираются все остальные требуемые фракции – светлые нефтепродукты и остаток – мазут. Часть нагретой в печи нефти возвращается в первую колонну (горячая струя).
Сотой до 30 м и диаметром до 4 м. Внутреннее пространство колонны разделено на отсеки большим количеством горизонтальных дисков (тарелок), в которых имеются отверстия для прохождения через них паров нефти ( рис. 5.10).
Перед закачкой в колонну нефть нагревают в трубчатой печи до температуры. При этом бензин, нафта (лигроин), керосин, легкий и тяжелый газойль переходят в парообразное состояние, а жидкая фаза с более высокой температурой кипения представляет собой мазут. После ввода горячей смеси в колонну мазут стекает вниз, а углеводороды в парообразном состоянии поднимаются вверх.
Смесь горячей жидкости и пара, поднимаясь по колонне и остывая, постепенно конденсируется. Вначале отделяются и опускаются на дно специальных тарелок тяжелые тугоплавкие фракции нефти, выше последовательно конденсируются и оседают на дно тарелок пары более легких фракций. Особенность Процесса ректификации заключается в том, что горячие пары, поднимаясь, поочередно проходят через слои горячего конденсата. Количество тарелок в колонне должно быть таким, чтобы общий расход сливающихся с них готовых продуктов перегонки был равен расходу сырой нефти, подаваемой внутрь колонны. Несконденсировавшиеся пары углеводородов направляются на газофракционирование, где из них получают сухой газ, пропан, бутан и бензиновую фракцию.
При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по границам температур кипения, углеводородному и химическому составу, вязкости, температурам вспышки, застывания и другим свойствам.
В зависимости от технологии перегонки нефти пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии. Ее используют в качестве сырья на газофракционирующих установках с целью производства индивидуальных углеводородов, бытового топлива, компонента автомобильного бензина.
Фракцию именуют нефтепродуктом, если ее свойства отвечают нормам стандарта или техническим условиям на товарный продукт, не требующим дополнительного передела.
Бензиновая фракция с пределами выкипания преимущественно подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций ( и др.). Эти фракции служат сырьем для процессов изомеризации, каталитического риформинга c целью получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов, а также в качестве сырья для пиролиза при получении этилена.
Керосиновая фракция с температурами выкипания используется как топливо для реактивных двигателей; фракцию из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины: фракцию – как растворитель для лакокрасочной промышленности.
Дизельная фракция с температурами выкипания используется в качестве дизельного топлива зимнего, фракция — в качестве летнего. Фракция из высокопарафинистой нефти используется как сырье для получения жидких парафинов.
Мазут применяется как котельное топливо или в качестве сырья установок вакуумной перегонки, а также термического, каталитического крекинга и гидрокрекинга.
Узкие масляные фракции с пределами выкипания ) используют как сырье для производства минеральных масел различного назначения и твердых парафинов.
Гудрон – остаток вакуумной перегонки мазута – подвергают деасфальтизации, коксованию, используют в производстве битума.
Http://studopedia. org/13-80321.html
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Общая характеристика нефти, определение потенциального содержания нефтепродуктов. Выбор и обоснование одного из вариантов переработки нефти, расчет материальных балансов технологических установок и товарного баланса нефтеперерабатывающего завода.
Нефтеперерабатывающая отрасль как звено нефтяного комплекса РФ. Разработка поточной схемы завода по переработке западнотэбукской нефти, ее обоснование, расчет материальных балансов установок. Сводный материальный баланс завода, порядок его составления.
Поточная схема переработки нефти по топливному варианту. Назначение установок АВТ, их принципиальная схема, сырье и получаемая продукция. Гидрогенизационные процессы переработки нефтяных фракций. Вспомогательные производства нефтеперерабатывающего завода.
Разработка поточной схемы завода по переработке нефти. Физико-химическая характеристика сырья. Шифр танатарской нефти согласно технологической классификации. Характеристика бензиновых фракций. Принципы расчета материальных балансов, разработка программы.
Характеристика нефти и фракций, выделенных из нее. Обоснование ассортимента нефтепродуктов. Определение глубины переработки нефти. Материальные балансы технологических установок. Индекс Нельсона и коэффициент сложности нефтеперерабатывающего завода.
Современный состав технологических процессов нефтепереработки в РФ. Характеристика исходного сырья и готовой продукции предприятия. Выбор и обоснование варианта переработки нефти. Материальные балансы технологических установок. Сводный товарный баланс.
Характеристика нефти и ее основных фракций. Выбор поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет реакторного блока, сепараторов, блока стабилизации, теплообменников подогрева сырья. Материальный баланс установок. Охрана окружающей среды на установке.
Разработка поточной схемы нефтеперерабатывающего завода по переработке нефти. Производство серосодержащих вяжущих из мазута как основное направление деятельности предприятия. Основные типы химических реакций при взаимодействии нефтяных остатков с серой.
Характеристика вакуумных дистилляторов и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет основных аппаратов (реактора, колонны разделения продуктов крекинга, емкости орошения) установки каталитического крекинга.
Анализ значения проектно-сметной документации. Согласование, экспертиза и утверждение проектов. Разработка технологической схемы нефтеперерабатывающего завода с подбором технологических установок и цехов. Составление материальных балансов производства.
Http://revolution. allbest. ru/manufacture/00560982.html
Выбор точки строительства нефтеперерабатывающего завода зависит от ряда факторов, главный из которых — потребность близлежащих районов в нефтепродуктах. Разумеется, желательно, чтобы вблизи завода имелись источники сырья — нефти. Однако, как показал технико-экономический анализ, транспорт нефти более рентабелен, чем перевозка готовых нефтепродуктов с заводов, расположенных вблизи нефтепромыслов, к месту их потребления. Поэтому сейчас новые заводы строятся и в тех районах, где совершенно отсутствуют нефтяные месторождения, но очень велика потребность в нефтепродуктах.
Потребностью экономического района в нефтепродуктах того или иного ассортимента определяется в основном и выбор направления переработки нефти на заводе. Качество сырья при этом уже не имеет такого значения, как это было раньше, поскольку разработаны процессы, позволяющие получать большинство нефтепродуктов, в том числе и высокого качества, из любых нефтей.
В зависимости от ассортимента получаемой продукции и характера технологической схемы НПЗ делятся на топливные, топливно-масляные, заводы с нефтехимическими производствами. Принято также характеризовать заводы по глубине переработки нефти — уровню отбора светлых нефтепродуктов. Рассмотрим далее различные схемы переработки нефти.
1. Средства измерений, реактивы, оборудование Весы лабораторные аналитические любого типа 2-го класса точности Колбы мерные наливные : 2-1000-2 по ГОСТ 1770 Цилиндры мерные: 1-50 по ГОСТ.
Вычислить тепловой эффект реакции при стандартных условиях: Fe2O3 (т) + 3 CO (г) = 2 Fe (т) + 3 CO2 (г),если теплота образования: Fe2O3 (т) = – 821,3 кДж/моль;СО(г) = – 110,5 кДж/моль; .
Известно два основных метода анализа работы и расчета ректификационных колонн: графоаналитический (графический) и аналитический. Существуют некоторые допущения, мало искажающие действительный проце.
Http://www. chemiemania. ru/chemies-8180-1.html
Просмотров: 3102 Комментариев: 4 Оценило: 2 человек Средний балл: 5 Оценка: неизвестно Скачать
«Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки нефти»
1.3 Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов ППН
1.4 Краткие теоретические основы процессов вторичной переработки продуктов ППН и производства масел
Нефть известна человеку с древнейших времен. Учеными установлено, что более 500 тыс. лет тому назад нефть уже была обнаружена на берегу Каспийского моря, а за 6 тыс. лет до нашей эры отмечался выход на поверхности земли нефтяного газа на Кавказе и в Средней Азии. Более 2 тыс. лет тому назад нефть стали применять в строительстве, военном деле и в медицине.
Промышленное значение нефть приобрела лишь в XVIII в. В 1745 г. был построен первый нефтеперегонный завод в России на реке Ухте, затем в 1823 г. – второй на Северном Кавказе около г. Моздок. На этих заводах из нефти отгоняли осветительный керосин, а легко испаряющийся головной продукт перегонки – бензин и тяжелый остаток – мазут сжигали в «мазутных» ямах, так как не находили применение. Первоначально нефть перегоняли в кубах периодического действия, затем, начиная с середины 80-х гг. XIX, на кубовых батареях непрерывного действия.
В 1876 г. В. Г. Шухов изобрел форсунку, которая быстро вытеснила самые разнообразные устройства, применявшиеся для сжигания жидкого топлива. В результате этого балласт производства – мазут стал применяться в качестве топлива для паровых котлов. В том же году Д. И. Менделеев показал возможность получения минеральных смазочных масел перегонкой в вакууме или в токе водяного пара. Нефтяные масла стали вытеснять животные жиры и растительные смазочные масла из всех отраслей техники.
В 1890 г. В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов запатентовали трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия – прообраз современных установок для перегонки нефти. Широкий размах в развитии нефтяной и газовой промышленности определило внедрение карбюраторных, дизельных, газотурбинных, турбореактивных и турбовинтовых двигателей.
В зависимости от свойств получаемых нефтепродуктов выбирают наиболее рациональные, экономически выгодные пути переработки нефти. Для определения наиболее приемлемого варианта переработки нефти приводят классификацию. Существует несколько видов классификаций. Когда нефтепереработка только начала развиваться, нефти делили на три вида в зависимости от плотности: легкий, средний, утяжеленные. Позже появилась классификация горного бюро США, затем классификация ГрозНИИ, но в настоящее время наибольшее применение находит технологическая классификация.
Технологические классификации обычно преследуют прикладные цели и часто носят ведомственный характер. В основу их положены признаки, имеющие значения для технологии переработки нефти или получения того или иного ассортимента продуктов.
Как видно из этих норм по содержанию серы и парафина, требования касаются не только нефти, но и качества наиболее употребляемых топлив (и базовых масел), причем определяющим для отнесения нефти к тому или иному классу или виду являются требования по дистиллятам.
Шифр нефти по этой классификации записывается пятизначным числом с точками. Например,1.2.2.1.3- малосернистая нефть, со средним содержанием светлых дистиллятов, с достаточно высоким содержанием парафина.
Шифр нефти является как бы ее технологическим паспортом, определяющим направление ее переработки (на топлива или масла), набор технологических процессов (сероочистка, депарафинизация) и ассортимент конечных продуктов.
В нефти, добываемой из недр земли, содержатся вредные примеси, которые затрудняют транспортировку и ухудшают переработку нефти, вследствие чего перед переработкой нефть необходимо подготовить. Подготовка нефти заключается в удалении из нее нежелательных вредных примесей. К ним относятся: вода, минеральные соли, механические примеси. Наличие в нефти механических примесей может привести к отлаганию их в трубопроводах, снижая ее проходимость, а также к эрозии внутренней поверхности труб. Содержание воды в нефти, добываемой из скважин, колеблется в широких пределах и растет с увеличением времени эксплуатации скважин (на старых скважинах содержание воды в нефти может достигать 90%). Вода в нефти приводит к дополнительным экономическим затратам по транспортировке нефти, так как является ненужным балластом. Чрезмерное повышение давления может привести к разрыву змеевика печи или теплообменника. Минеральные соли, содержащиеся в нефти, могут вести себя по-разному. Часть минеральных солей подвергается гидролизу с образованием кислоты, которая приводит к коррозии аппаратуры, т. е. соли, которые не подвергаются гидролизу, могут отлагаться в виде накипи в змеевиках печей и теплообменников, снижая коэффициент теплоотдачи. В нефти, поступающей на первичную переработку, допускается содержание воды не более 0,2%, а минеральных солей не более 5 мг на 1 л.
Нефтяные эмульсии. Нефть с водой образуют 2 типа эмульсий: «нефть в воде», но чаще «вода в нефти». Эмульсией называется система из 2-х нерастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших частиц. Та жидкость, которая находится во взвешенном состоянии в объеме другой, называется дисперсной фазой, а та, в которой распределена эта жидкость, – дисперсной средой. Образованию нефтяных эмульсий предшествует интенсивное перемешивание нефти с водой при добыче. При этом за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз «нефть – вода» адсорбируются вещества, образуя прочный адсорбционный слой, называемый эмульгатором. В случае эмульсии «вода в нефти» в качестве эмульгаторов выступают частицы глины и песка, соли, смолы. Наличие этого адсорбционного слоя препятствует слиянию и укрупнению частиц дисперсной фазы при их столкновении, с последующим их осаждением. Стойкость нефтяных эмульсий зависит от физико-химических свойств (плотности, вязкости), степени дисперсности (чем меньше диаметр частиц дисперсной фазы, тем труднее разрушить эмульсию), а также времени существования эмульсий (эмульсии имеют свойство «стареть», т. е. с увеличением времени существования, увеличивается и ее стойкость к разрушению).
Способы разрушения нефтяных эмульсий. Все способы разрушения нефтяных эмульсий направлены на разрушение адсорбционного слоя с последующим слиянием и укрупнением и осаждением частиц дисперсной среды.
Разработан ряд методов разрушения нефтяных эмульсий, которые делятся на 4 гр.:
1. Механический метод разрушения нефтяных эмульсий. К ним относятся: отстаивание, центрифугирование, фильтрование.
Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, в этом случае отделение воды происходит за счет разности плотностей 2-х сред (частицы воды оседают под действием собственных сил тяжести). Отстаивание применяется на нефтепромыслах в местах добычи нефти.
Центрифугирование основано на разрушении нефтяных эмульсий за счет ее вращения в центрифугах. При этом под действием центробежной силы частицы воды отбрасываются на стенки центрифуги и стекают вниз. Этот метод не нашел применение в промышленности из-за больших энергозатрат, он применяется только в лабораторных условиях.
Фильтрование основано на различной смачиваемости фильтра некоторыми жидкостями. Для разрушения нефтяных эмульсий в качестве фильтра можно использовать опилки древесины, стекловату. В этом случае фильтр смачивается водой и не смачивается нефть. Но из-за быстрого загрязнения фильтра и необходимости его частой смены, метод также применяется только в лабораторных условиях;
2. Термический метод – основан на нагревании нефтяных эмульсий. При этом частицы дисперсной фазы расширяются или адсорбционная пленка лопается, что приводит к слиянию частиц;
3. Химический метод – основан на применении химических реагентов, которые либо разрушают адсорбционный слой, вступая с ним в химическую реакцию, либо вытесняют действующий эмульгатор и становятся на его место, но имеют плотность, меньшую плотности адсорбционной пленки. Эти вещества называются деэмульгаторами;
4. Электрический метод – основан на помещении нефтяных эмульсий в поле электрического тока. В этом случае частицы воды начинают вытягиваться одним концом то к одному, то к другому полюсу (электроду). При смене полюсов они как будто дрожат. При этом происходит столкновение и слияние частиц воды. Разрушение нефтяных эмульсий под действием электрического поля происходит в аппаратах – электродегидраторах.
Разрушение нефтяных эмульсий происходит на блоках ЭЛОУ, которые могут входить в состав установки АТБ или являться отдельными установками. Поступающая на установку нефть нагревается сначала (на установке) в теплообменнике, а затем пароподогревателе до температуры 150-160°C, сливается со щелочью промывкой водой и деэмульгатором и поступает в электродегидратор первой ступени. В Э-1 происходит отделение от нефти основной массы воды и солей. Вода выводится снизу электродегидратора, сверху выводиться частично очищенная нефть. Она вновь смешивается со щелочью промывкой водой и деэмульгатором и поступает в электродегидратор второй ступени. В Э-2 происходит полное отделение от нефти воды и солей. Вода выводится снизу Э-2 , поступает на смещение с нефтью перед Э-1. Сверху Э-2 выводится очищенная нефть, которая в теплообменнике Т-1 отдает тепло поступающей нефти и выводиться с установки. Число степени электродегидрации зависит от степени обводненности нефти и может достигать до четырех. На установке ЭЛОУ применяются все четыре способа разрушения нефтяных эмульсий (рис.1).
1.3 Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти
Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.
Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.
Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.
При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия, пары однократно отделяются от жидкой фазы – остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона.
Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.
Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.
При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей.
Перегонка с ректификацией – наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах – ректификационных колоннах – путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах).
Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат различного диаметра (1,5-3,5м), высоты (от 10-12 до 30-35м). Изготовляется колонна из специальной марки стали, и она оснащена специальными контактными устройствами.
1) по технологическому режиму в колонне различают: колонны, работающие при атмосферном давлении или близком к нему; колонны, работающие под избыточным давлением; колонны, работающие под вакуумом;
2) по типу контактных устройств различают: колонны насадочного типа; роторно-дисковые колонны; тарельчатые колонны.
3) по количеству отбираемых продуктов различают простые и сложные колонны. Простой называют колонну, в которой отбирают два продукта – верхний и нижний. Сложной называют колонну, в которой отбирают три и более продукта: сверху, снизу и сбоку колонны.
Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) – выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток – нижний жидкий продукт ректификации.
Сложные колонны обеспечивают разделение исходной смеси на три и более продукта.
Вариант переработки нефти выбирают в зависимости от шифра нефти. В связи с тем, что светлые фракции (до 350° С) всегда используются в качестве топлив, варианты переработки нефти выбирают в зависимости от группы и подгруппы нефти. Принципиальная технологическая схема АВТ принимается после выбора варианта переработки.
При выборе схемы следует учесть состав и характеристики перегоняемой нефти, а также ассортимент, требования к качеству получаемых продуктов.
I. Атмосферная трубчатка (АТ). Этот блок предназначен для отбора от нефти светлых нефтепродуктов при атмосферном давлении. В атмосферной части схема перегонки может быть с однократным испарением и двухкратным испарением: а) с предварительным отбензиниванием нефти; б) с предварительным испарением легких фракций.
Выбор той или иной схемы зависит от типа нефти и ее класса (особенно по меркаптановой сере), а также содержащихся в нефти растворенных газов. При выборе каждой из этих схем следует учитывать их недостатки и преимущества.
1. Установки с однократным испарением (ОИ) применяются при перегонке стабильных нефтей с незначительным содержанием растворенных газов. Они обеспечивают минимальные энергозатраты и меньшую металлоемкость по сравнению с другими схемами. Существенный недостаток этих установок – отсутствие технологической гибкости для перевода на новое сырье и др. ассортимент продуктов, а также большие потери фракций, выкипающих до 350 °С, с мазутом (рис. 4).
2. При двукратном испарении с предварительным отбензиниванием. Бензиновая фракция и УВ газ отбираются в отбензинивающей колонне, а в основной отбирается легкая, тяжелая керосиновая фракции. Эта схема переработки нефти применяется при наличии в нефти большого количества растворенных газов и бензиновой фракции, а при переработке обводненных, сернистых нефтей. Достоинством этой установки является высокая технологическая гибкость, возможность снижения давления и нагрузки печи от легких фракций, что позволяет тем самым разрушить основную ректификационную колонну и предотвратить ее коррозию. Недостатком этой установки является энергоемкость, обусловленная необходимостью нагрева нижней части отбензинивающей колонны «горячей струей». Отбензиненную нефть приходится нагревать до более высокой температуры (390 ºС), что снижает качество масленых дистиллятов, находящихся в мазуте (рис. 5).
3. Разновидностью блока АТ с двухкратным испарением является схема с предварительным испарением легких фракций, т. е. с эвапоратором. По этой схеме, нагретая в теплообменнике или в печи нефть поступает в испаритель, в котором за счет ОИ, разделяется на паровую и жидкостную фазы. Паровая фаза из испарителя подается в питательную секцию сложной ректификационной колонны. Достоинствами являются снижение нагрузки на печь и гидравлическое сопротивление печи. Недостатком является увеличение нагрузки по парам в сложной ректификационной колонне, т. к. в ней происходит ректификация и паров из испарителя и паров, образовавшихся за счет нагревания жидкой фазы в печи. Эта схема переработки нефти применяется крайне редко (рис. 6).
II. Вакуумная трубчатка (ВТ). Этот блок предназначен для перегонки мазута. В зависимости от варианта переработки нефти от мазута отбирают вакуумный газойль (350-500 ºС) – топливный вариант или масленые дистилляты (350-400, 400-450, 450-500 ºС) – топливно-масляный вариант. При отборе от мазута вакуумного газойля применяют схему с ОИ, т. е. мазут после нагрева в печи поступает в вакуумную колонну, где от него отбирается вакуумный газойль, а снизу колонны выводится гудрон (рис.1.7.).
В случае отбора от мазута масляных дистиллятов и когда требуется высокая четкость разделения, применяют схему вакуумного блока с двухкратным испарением. В этом случае в первой вакуумной колонне отбирается от мазута широкая масляная фракция (350-500 и 350-520 ºС), а затем эта фракция разделяется на узкие масляные дистилляты во второй вакуумной колонне, но эксплуатационные расходы на перегонку мазута по этой схеме значительно выше (рис.7).
В настоящее время атмосферные и вакуумные блоки строят в составе одной установки, что позволяет значительно снизить:
Http://www. bestreferat. ru/referat-231887.html
«Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки нефти»
1.3 Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов ППН
1.4 Краткие теоретические основы процессов вторичной переработки продуктов ППН и производства масел
Нефть известна человеку с древнейших времен. Учеными установлено, что более 500 тыс. лет тому назад нефть уже была обнаружена на берегу Каспийского моря, а за 6 тыс. лет до нашей эры отмечался выход на поверхности земли нефтяного газа на Кавказе и в Средней Азии. Более 2 тыс. лет тому назад нефть стали применять в строительстве, военном деле и в медицине.
Промышленное значение нефть приобрела лишь в XVIII в. В 1745 г. был построен первый нефтеперегонный завод в России на реке Ухте, затем в 1823 г. – второй на Северном Кавказе около г. Моздок. На этих заводах из нефти отгоняли осветительный керосин, а легко испаряющийся головной продукт перегонки – бензин и тяжелый остаток – мазут сжигали в «мазутных» ямах, так как не находили применение. Первоначально нефть перегоняли в кубах периодического действия, затем, начиная с середины 80-х гг. XIX, на кубовых батареях непрерывного действия.
В 1876 г. В. Г. Шухов изобрел форсунку, которая быстро вытеснила самые разнообразные устройства, применявшиеся для сжигания жидкого топлива. В результате этого балласт производства – мазут стал применяться в качестве топлива для паровых котлов. В том же году Д. И. Менделеев показал возможность получения минеральных смазочных масел перегонкой в вакууме или в токе водяного пара. Нефтяные масла стали вытеснять животные жиры и растительные смазочные масла из всех отраслей техники.
В 1890 г. В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов запатентовали трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия – прообраз современных установок для перегонки нефти. Широкий размах в развитии нефтяной и газовой промышленности определило внедрение карбюраторных, дизельных, газотурбинных, турбореактивных и турбовинтовых двигателей.
В зависимости от свойств получаемых нефтепродуктов выбирают наиболее рациональные, экономически выгодные пути переработки нефти. Для определения наиболее приемлемого варианта переработки нефти приводят классификацию. Существует несколько видов классификаций. Когда нефтепереработка только начала развиваться, нефти делили на три вида в зависимости от плотности: легкий, средний, утяжеленные. Позже появилась классификация горного бюро США, затем классификация ГрозНИИ, но в настоящее время наибольшее применение находит технологическая классификация.
Технологические классификации обычно преследуют прикладные цели и часто носят ведомственный характер. В основу их положены признаки, имеющие значения для технологии переработки нефти или получения того или иного ассортимента продуктов.
Как видно из этих норм по содержанию серы и парафина, требования касаются не только нефти, но и качества наиболее употребляемых топлив (и базовых масел), причем определяющим для отнесения нефти к тому или иному классу или виду являются требования по дистиллятам.
Шифр нефти по этой классификации записывается пятизначным числом с точками. Например,1.2.2.1.3- малосернистая нефть, со средним содержанием светлых дистиллятов, с достаточно высоким содержанием парафина.
Шифр нефти является как бы ее технологическим паспортом, определяющим направление ее переработки (на топлива или масла), набор технологических процессов (сероочистка, депарафинизация) и ассортимент конечных продуктов.
В нефти, добываемой из недр земли, содержатся вредные примеси, которые затрудняют транспортировку и ухудшают переработку нефти, вследствие чего перед переработкой нефть необходимо подготовить. Подготовка нефти заключается в удалении из нее нежелательных вредных примесей. К ним относятся: вода, минеральные соли, механические примеси. Наличие в нефти механических примесей может привести к отлаганию их в трубопроводах, снижая ее проходимость, а также к эрозии внутренней поверхности труб. Содержание воды в нефти, добываемой из скважин, колеблется в широких пределах и растет с увеличением времени эксплуатации скважин (на старых скважинах содержание воды в нефти может достигать 90%). Вода в нефти приводит к дополнительным экономическим затратам по транспортировке нефти, так как является ненужным балластом. Чрезмерное повышение давления может привести к разрыву змеевика печи или теплообменника. Минеральные соли, содержащиеся в нефти, могут вести себя по-разному. Часть минеральных солей подвергается гидролизу с образованием кислоты, которая приводит к коррозии аппаратуры, т. е. соли, которые не подвергаются гидролизу, могут отлагаться в виде накипи в змеевиках печей и теплообменников, снижая коэффициент теплоотдачи. В нефти, поступающей на первичную переработку, допускается содержание воды не более 0,2%, а минеральных солей не более 5 мг на 1 л.
Нефтяные эмульсии. Нефть с водой образуют 2 типа эмульсий: «нефть в воде», но чаще «вода в нефти». Эмульсией называется система из 2-х нерастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших частиц. Та жидкость, которая находится во взвешенном состоянии в объеме другой, называется дисперсной фазой, а та, в которой распределена эта жидкость, – дисперсной средой. Образованию нефтяных эмульсий предшествует интенсивное перемешивание нефти с водой при добыче. При этом за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз «нефть – вода» адсорбируются вещества, образуя прочный адсорбционный слой, называемый эмульгатором. В случае эмульсии «вода в нефти» в качестве эмульгаторов выступают частицы глины и песка, соли, смолы. Наличие этого адсорбционного слоя препятствует слиянию и укрупнению частиц дисперсной фазы при их столкновении, с последующим их осаждением. Стойкость нефтяных эмульсий зависит от физико-химических свойств (плотности, вязкости), степени дисперсности (чем меньше диаметр частиц дисперсной фазы, тем труднее разрушить эмульсию), а также времени существования эмульсий (эмульсии имеют свойство «стареть», т. е. с увеличением времени существования, увеличивается и ее стойкость к разрушению).
Способы разрушения нефтяных эмульсий. Все способы разрушения нефтяных эмульсий направлены на разрушение адсорбционного слоя с последующим слиянием и укрупнением и осаждением частиц дисперсной среды.
Разработан ряд методов разрушения нефтяных эмульсий, которые делятся на 4 гр.:
1. Механический метод разрушения нефтяных эмульсий. К ним относятся: отстаивание, центрифугирование, фильтрование.
Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, в этом случае отделение воды происходит за счет разности плотностей 2-х сред (частицы воды оседают под действием собственных сил тяжести). Отстаивание применяется на нефтепромыслах в местах добычи нефти.
Центрифугирование основано на разрушении нефтяных эмульсий за счет ее вращения в центрифугах. При этом под действием центробежной силы частицы воды отбрасываются на стенки центрифуги и стекают вниз. Этот метод не нашел применение в промышленности из-за больших энергозатрат, он применяется только в лабораторных условиях.
Фильтрование основано на различной смачиваемости фильтра некоторыми жидкостями. Для разрушения нефтяных эмульсий в качестве фильтра можно использовать опилки древесины, стекловату. В этом случае фильтр смачивается водой и не смачивается нефть. Но из-за быстрого загрязнения фильтра и необходимости его частой смены, метод также применяется только в лабораторных условиях;
2. Термический метод – основан на нагревании нефтяных эмульсий. При этом частицы дисперсной фазы расширяются или адсорбционная пленка лопается, что приводит к слиянию частиц;
3. Химический метод – основан на применении химических реагентов, которые либо разрушают адсорбционный слой, вступая с ним в химическую реакцию, либо вытесняют действующий эмульгатор и становятся на его место, но имеют плотность, меньшую плотности адсорбционной пленки. Эти вещества называются деэмульгаторами;
4. Электрический метод – основан на помещении нефтяных эмульсий в поле электрического тока. В этом случае частицы воды начинают вытягиваться одним концом то к одному, то к другому полюсу (электроду). При смене полюсов они как будто дрожат. При этом происходит столкновение и слияние частиц воды. Разрушение нефтяных эмульсий под действием электрического поля происходит в аппаратах – электродегидраторах.
Разрушение нефтяных эмульсий происходит на блоках ЭЛОУ, которые могут входить в состав установки АТБ или являться отдельными установками. Поступающая на установку нефть нагревается сначала (на установке) в теплообменнике, а затем пароподогревателе до температуры 150-160°C, сливается со щелочью промывкой водой и деэмульгатором и поступает в электродегидратор первой ступени. В Э-1 происходит отделение от нефти основной массы воды и солей. Вода выводится снизу электродегидратора, сверху выводиться частично очищенная нефть. Она вновь смешивается со щелочью промывкой водой и деэмульгатором и поступает в электродегидратор второй ступени. В Э-2 происходит полное отделение от нефти воды и солей. Вода выводится снизу Э-2 , поступает на смещение с нефтью перед Э-1. Сверху Э-2 выводится очищенная нефть, которая в теплообменнике Т-1 отдает тепло поступающей нефти и выводиться с установки. Число степени электродегидрации зависит от степени обводненности нефти и может достигать до четырех. На установке ЭЛОУ применяются все четыре способа разрушения нефтяных эмульсий (рис.1).
1.3 Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти
Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.
Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.
Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.
При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия, пары однократно отделяются от жидкой фазы – остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона.
Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.
Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.
При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей.
Перегонка с ректификацией – наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах – ректификационных колоннах – путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах).
Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат различного диаметра (1,5-3,5м), высоты (от 10-12 до 30-35м). Изготовляется колонна из специальной марки стали, и она оснащена специальными контактными устройствами.
1) по технологическому режиму в колонне различают: колонны, работающие при атмосферном давлении или близком к нему; колонны, работающие под избыточным давлением; колонны, работающие под вакуумом;
2) по типу контактных устройств различают: колонны насадочного типа; роторно-дисковые колонны; тарельчатые колонны.
3) по количеству отбираемых продуктов различают простые и сложные колонны. Простой называют колонну, в которой отбирают два продукта – верхний и нижний. Сложной называют колонну, в которой отбирают три и более продукта: сверху, снизу и сбоку колонны.
Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) – выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток – нижний жидкий продукт ректификации.
Сложные колонны обеспечивают разделение исходной смеси на три и более продукта.
Вариант переработки нефти выбирают в зависимости от шифра нефти. В связи с тем, что светлые фракции (до 350° С) всегда используются в качестве топлив, варианты переработки нефти выбирают в зависимости от группы и подгруппы нефти. Принципиальная технологическая схема АВТ принимается после выбора варианта переработки.
При выборе схемы следует учесть состав и характеристики перегоняемой нефти, а также ассортимент, требования к качеству получаемых продуктов.
I. Атмосферная трубчатка (АТ). Этот блок предназначен для отбора от нефти светлых нефтепродуктов при атмосферном давлении. В атмосферной части схема перегонки может быть с однократным испарением и двухкратным испарением: а) с предварительным отбензиниванием нефти; б) с предварительным испарением легких фракций.
Выбор той или иной схемы зависит от типа нефти и ее класса (особенно по меркаптановой сере), а также содержащихся в нефти растворенных газов. При выборе каждой из этих схем следует учитывать их недостатки и преимущества.
1. Установки с однократным испарением (ОИ) применяются при перегонке стабильных нефтей с незначительным содержанием растворенных газов. Они обеспечивают минимальные энергозатраты и меньшую металлоемкость по сравнению с другими схемами. Существенный недостаток этих установок – отсутствие технологической гибкости для перевода на новое сырье и др. ассортимент продуктов, а также большие потери фракций, выкипающих до 350 °С, с мазутом (рис. 4).
2. При двукратном испарении с предварительным отбензиниванием. Бензиновая фракция и УВ газ отбираются в отбензинивающей колонне, а в основной отбирается легкая, тяжелая керосиновая фракции. Эта схема переработки нефти применяется при наличии в нефти большого количества растворенных газов и бензиновой фракции, а при переработке обводненных, сернистых нефтей. Достоинством этой установки является высокая технологическая гибкость, возможность снижения давления и нагрузки печи от легких фракций, что позволяет тем самым разрушить основную ректификационную колонну и предотвратить ее коррозию. Недостатком этой установки является энергоемкость, обусловленная необходимостью нагрева нижней части отбензинивающей колонны «горячей струей». Отбензиненную нефть приходится нагревать до более высокой температуры (390 ºС), что снижает качество масленых дистиллятов, находящихся в мазуте (рис. 5).
Исунок 5- Схема установки с двухкратным испарением (предварительным отбензиниванием)
3. Разновидностью блока АТ с двухкратным испарением является схема с предварительным испарением легких фракций, т. е. с эвапоратором. По этой схеме, нагретая в теплообменнике или в печи нефть поступает в испаритель, в котором за счет ОИ, разделяется на паровую и жидкостную фазы. Паровая фаза из испарителя подается в питательную секцию сложной ректификационной колонны. Достоинствами являются снижение нагрузки на печь и гидравлическое сопротивление печи. Недостатком является увеличение нагрузки по парам в сложной ректификационной колонне, т. к. в ней происходит ректификация и паров из испарителя и паров, образовавшихся за счет нагревания жидкой фазы в печи. Эта схема переработки нефти применяется крайне редко (рис. 6).
II. Вакуумная трубчатка (ВТ). Этот блок предназначен для перегонки мазута. В зависимости от варианта переработки нефти от мазута отбирают вакуумный газойль (350-500 ºС) – топливный вариант или масленые дистилляты (350-400, 400-450, 450-500 ºС) – топливно-масляный вариант. При отборе от мазута вакуумного газойля применяют схему с ОИ, т. е. мазут после нагрева в печи поступает в вакуумную колонну, где от него отбирается вакуумный газойль, а снизу колонны выводится гудрон (рис.1.7.).
В случае отбора от мазута масляных дистиллятов и когда требуется высокая четкость разделения, применяют схему вакуумного блока с двухкратным испарением. В этом случае в первой вакуумной колонне отбирается от мазута широкая масляная фракция (350-500 и 350-520 ºС), а затем эта фракция разделяется на узкие масляные дистилляты во второй вакуумной колонне, но эксплуатационные расходы на перегонку мазута по этой схеме значительно выше (рис.7).
В настоящее время атмосферные и вакуумные блоки строят в составе одной установки, что позволяет значительно снизить:
Башкирская – одна из богатейших нефтяных областей Советского Союза. На ее территории открыты десятки месторождений, имеющих промышленное значение, из которых такие, как Туймазинское, Шпаковское, Аланское, обладают очень большими запасами нефти.
Карабаевский вал в северо – Западной части раздваивается, одна ветвь включает Орьбашское поднятие, а другая проходит на Касево и Николо-березовку, где залегают одноименные нефтяные месторождения.
На северо – западном продолжении Дюртюлинского вала располагаются Арланская, Уртаульская, Ного – Хазинская, Дюртюлинская и другие структуры, к которым приурочена группа месторождений нефти, получившая название « Большой Арлан».
Исходная нефть, для первичной переработки которой проектируется установка, указывается в задании на курсовое проектирование. В данном случае это Серноводская нефть. Приведем подробную характеристику нефти и составим ее шифр.
Http://works. doklad. ru/view/0M1YEK5V3Oo/all. html
Установка первичной переработки нефти (Памятка оператору). М., «Химия», 1977 г.
В памятке описана работа установок подготовки нефти и ее первичной переработки (ЭЛОУАВТ). Приведена технологическая схема комбинированной установки первичной переработки нефти. Дана краткая характеристика отдельных видов оборудования. Изложена методика подготовки к пуску и пуска установки, ее эксплуатации и остановки, возможные аварийные ситуации и меры по их предотвращению. Рассмотрены вопросы техники безопасности, приведены характеристики работ и обязанности операторов.
Памятка может служить пособием при обучении новых кадров и повышении квалификации рабочих НПЗ.
С Учебно-методический кабинет по профтехобразованию Министерства нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР 1977 г.
Развитие тяжелой промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других отраслей народного хозяйства, намечаемое на ближайшие годы, вызывает потребность в значительном увеличении выпуска нефтепродуктов Для удовлетворения этой потребности в нашей стране ежегодно вводятся в действие новые установки первичной переработки нефти большой мощности, реконструируются старые установки. Реконструкция старых установок включает в себя усовершенствование технологии, внедрение новейшего высокоэффективного оборудования, автоматизацию процесса. Установки первичной переработки нефти играют на нефтеперерабатывающих заводах большую роль. От показателей их работы зависит эффективность вторичных процессов, поэтому усовершенствование технологии отдельных узлов установок, повышение их производительности, улучшение качества товарных продуктов в настоящее время весьма актуальны.
Большие экономические преимущества достигаются при строительстве комбинированных установок первичной переработки нефти, включающих ряд технологически и энергетически связанных процессов ее подготовки и переработки. Такими процессами являются электрообезвоживание, электрообессоливание, атмосферная перегонка, вакуумная перегонка мазута, стабилизация легких бензиновых фракций, абсорбция газов, выщелачивание компонентов светлых нефтепродуктов, вторичная перегонка бензиновых фракций и др. Поступающие на установку АВТ нефти значительно различаются по физико-химическим свойствам, углеводородному составу, плотности, вязкости, содержанию минеральных солей, газа, серы, парафина, механических примесей и др. Фракционный состав нефтей также играет важную роль при разработке технологической схемы процесса, расчете ректификационной системы и отдельных аппаратов установки.
В настоящее время разработаны и внедрены комбинированные установки по первичной переработке нефти, производительность самой мощной из них 8 млн, т/год; в стадии проектирования находятся установки мощностью 12 млн. т/год. Принципиальные схемы этих установок одинаковы. Они различаются числом технологических узлов, аппаратурным оформлением, компоновкой аппаратов и оборудования, технологическими и энергетическими решениями. В процессе эксплуатации установок была усовершенствована технология некоторых узлов, улучшены энергетические показатели и увеличена мощность АВТ.
Самой удачной из них является схема типовой установки А—12/9. В нее включены наиболее технически усовершенствованные технологические и энергетические узлы, использовано эффективное оборудование: горизонтальные электродегидраторы, ректификационные колонны с S – образными тарелками, укрупненные кожухотрубчатые конденсаторы, аппараты воздушного охлаждения, теплообменники с увеличенной поверхностью теплообмена, более мощные вакуумсоздающие устройства и др. Впервые в практике нефтепереработки на шлемовых трубах от вакуумной колонны к барометрическому конденсатору установлены батарейные эжекторы особой конструкции для обеспечения минимального остаточного давления наверху колонны (не выше 5кПа, т. е. 40 мм рт. ст.), Это способствует улучшению состава масляных дистиллятов. Принятые технологические решения позволяют более полно использовать энергетические ресурсы установки для подогрева нефтяного сырья и промежуточных продуктов, воды, воздуха, а также для производства насыщенного и перегретого водяного пара, расходуемого на собственные нужды.
ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ, РЕАГЕНТОВ И НЕФТЕПРОДУКТОВ, ПОЛУЧАЕМЫХ НА УСТАНОВКЕ
Нефть, поступающая с промыслов для переработки, должна содержать не более 2% воды. Нефть, прошедшая первичную обработку на блоке ЭЛОУ установки АВТ и освобожденная от солей и воды, должна содержать не более 0,18% воды, не более 9 мг/л солей. Такая нефть подвергается перегонке на АВТ с получением следующих продуктов.
Газ (жирный,) является сырьем установки компремирования газов; содержание С 5 в нем должно быть не выше 18%.
Головная фракция стабилизационных колонн установки является сырьем установки ГФУ. В ней должно содержаться не более 5% (масс.) этан-этиленовой фракции, считая на головную фракцию; содержание С 5 и выше должно быть не более 20% (масс).
Фракция н. к. —62 0 С является сырьем для установки изомеризации. Ее углеводородный состав (в % масс.) следующий: пропана и бутана – не более 5; гексана и выше – не более 7.
Бензольная фракция с блока вторичной перегонки является сырьем для получения бензола на установке Л—35/6. Она должна соответствовать следующим требованиям:
Толуольная фракция с блока вторичной перегонки является сырьем установки каталитического. риформинга Л-35/6 для получения толуола. Она должна соответствовать требованиям:
Широкая бензиновая фракция, являющаяся компонентом товарного бензина, должна соответствовать требованиям:
Бензиновая фракция с установки АВТ, используемая как сырье для каталитического риформинга и получаемая смешением широкой бензиновой фракции с фракцией бензина вторичной перегонки, должна удовлетворять следующим требованиям:
Керосиновая фракция (топливо ТС-1) должна соответствовать следующим требованиям:
Фракции дизельного топлива, являющиеся компонентом товарного дизельного топлива:
Фракция дизельного топлива как сырье для установок гидроочистки: Фракционный состав
Фракция вакуумного газойля из вакуумной колонны является сырьем для установки каталитического крекинга 1А/1М:
Мазут – сырье для установки термического крекинга и компонент для приготовления товарной продукции:
Содо-щелочной раствор, используемый на установке АВТ для защелачивания нефти:
Раствор соды каустической для защелачивания бензинов; концентрация 5-8%.
Сточные воды с установки должны содержать не более 500 мг/л нефтепродуктов.
В сырых нефтях содержатся нежелательные примеси: вода, растворимые неорганические соли, механические примеси (грязь, глина, песок и т. д.). При транспортировке загрязненной нефти засоряются коммуникации технологических линий, оборудование, аппараты, емкости. При наличии в нефтях воды и солей понижается производительность технологических установок, нарушается режим работы отдельных узлов и аппаратов, загрязняются товарные нефтепродукты. Кроме того, повышается расход топлива, сжигаемого в печах, понижается его теплопроводность, значительно уменьшается коэффициент теплопередачи материалов технологического оборудования, сокращается пробег установки, ее нужно часто останавливать для чистки или замены аппаратов, вышедших из строя вследствие сильной коррозии.
В некоторых видах нефтей содержится до 2000 мг/л растворенных солей и 1,0-1,5% воды. Особенно велико содержание хлоридов, которые обладают коррозионной агрессивностью. При подогреве нефти до 120 0 С и выше в присутствии воды хлориды интенсивно гидролизуются с выделением агрессивного соединения – хлористого водорода НСl. Наибольшей способностью к гидролизу обладает хлористый магний:
По мере увеличения температуры содержание НCl значительно возрастает. Опыт показывает, что даже небольшое содержание в нефти хлористого магния вызывает значительную коррозию аппаратуры.
Хлористый кальций СаСl 2 значительго менее агрессивен, но так как его содержание значительно больше, чем МgСl 2 , он является активным источником кор розии. При переработке сернистых нефтей выделяется сероводород Н 2 S; коррозия при его совместном действии с хлористым водородом значительно усиливается. Реагируя с железом, сероводород образует его сульфид:
В воде сульфид железа нерастворим; накапливаясь на поверхности металла, он играет роль защитной пленки и предотвращает дальнейшую коррозию. При взаимодействии с соляной кислотой он превращается в хлорное железо, легко растворимое в воде. В результате поверхность металла обнажается и коррозия усиливается, поэтому наличие в нефтях солей, выделяющих при переработке H 2 S особенно опасно.
Предварительно нефть подготавливают обычно на нефтепромыслах, окончательно – на блоках ЭЛОУ нефтеперерабатывающих заводов.
Сущность процесса электрообессоливания. Нефтяная эмульсия представляет собой дисперсную систему, состоящую из двух взаимно нерастворимых жидкостей, Одной из них является нефть, другой – вода с крупинками глины, солями, песком и другими механическими примесями. Значительную стойкость этим эмульсиям придают обычно присутствующие в нефти эмульгаторы (смолы, асфальтены, мыла нефтяных кислот, тонкодиспергированные глины, мелкий песок и др.).
Существует несколько методов разрушения нефтяных эмульсий, т. е. обессоливания и обезвоживания нефтей. Наиболее перспективен электрический метод, широко применяемый на промыслах и НПЗ благодаря своей универсальности и возможности сочетания с тепловым и химическим методами.
Электрический способ обессоливания состоит из двух стадий: введения в нефть горячей воды для растворения солей и превращения нефти в эмульсию (расход воды на промывку 10-15% от объема нефти); разрушения образовавшейся эмульсии в электрическом поле между электродами. При этом вода, выделяющаяся из эмульсии, уносит с собой соли. Остаточное содержание воды в нефти 0-0,5%, солей 2-5%.
После блока ЭЛОУ обессоленная и обезвоженная нефть поступает на блок ректификации (АВТ).
На блоке ректификации происходит разделение нефти на фракции, различающиеся по температурам кипения. Сущность ректификации заключается в двустороннем массо – и теплообмене между потоками пара и жидкости, движущимися противотоком, при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массообмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость – высококипящими компонентами.
Разделение нефти на фракции – первичная перегонка протекает в ректификационной колонне-аппарате цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки – одна над другой. На поверхности тарелок контактируют жидкость и пары. При этом наиболее легкие компоненты жидкой фазы испаряются и поднимаются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы испарения и конденсации.
По технологическому назначению ректификационные аппараты делятся на колонны атмосферной перегонки нефти, вакуумной перегонки мазута, стабилизации бензиновых фракций, абсорбции жирных газов, вторичной перегонки широкой бензиновой фракции. На конструкцию ректификационной колонны влияют: система подачи сырья, отвод боковых жидких погонов, подача орошений, пара и т. д. Часть колонны, расположенная выше ввода сырья, называется концентрационной или укрепляющей, а расположенная ниже ввода сырья – отгонной или исчерпывающей. Тарелка, на которую подается сырье, называется тарелкой питания.
Основные ректификационные колонны (атмосферную и вакуумную) условно можно разделить на несколько самостоятельно работающих колонн (по числу отбираемых фракций). Сырьем для каждой последующей колонны служит дистиллят или остаток предыдущей колонны. Для выравнивания паровых и жидкостных нагрузок в разных сечениях колонны применяют циркуляционные орошения. Вакуум в колонне нужен для" разделения термически нестабильных смесей.
На погоноразделительную способность колонны существенно влияют: давление, температурный режим расход водяного пара, материальный баланс, сечения контактных элементов, конструкция и число тарелок, кратность орошения, способ ввода его в колонну, массовая и линейная скорости паров.
Давление в атмосферной части установки должно обеспечивать преодоление гидравлических сопротивлений парогазовых потоков по всей системе: обычно избыточное давление в атмосферной колонне составляет 0,07-0,08 МПа (0,7-0,8 кгс/см 2 ).Остаточное давление наверху вакуумной колонны не должно превышать 5-8 кПа (40-60 мм рт. ст.). Увеличение остаточного давления резко ухудшает погоноразделительную способность вакуумной колонны.
Температурный режим зависит от качества дистиллятов, давления в колонне, расхода водяного пара. Необходимо, чтобы с потоком сырья в колонну вносилось максимальное количество тепла. Перепад температур между печью и колонной на установке АВТ должен быть не более: для атмосферной части 5-18°С, для вакуумной 25-30 С.
Расход пара. Водяной пар подают в колонны для уменьшения парциального давления углеводородов нефти. Расход пара в атмосферных колоннах составляет от 1-5,4 до 0,09-0,17%. В вакуумных колоннах расход пара не должен превышать 1-1,5% на мазут. В атмосферных колоннах с увеличением расхода пара скорость нефтяных паров существенно не увеличивается, в вакуумных колоннах, наоборот, резко возрастает.
Электрообезвоживание и электрообессоливание сырой нефти осуществляются в две ступени в электродегидраторах при 110-115 0 С и абсолютном давлении 1 МПа (10 кгс/см 2 ).
Сырая нефть 1 (рис. 1), содержащая газ, воду и соли, направляется тремя параллельными потоками через теплообменники 1, где подогревается до 115 0 С, в электродегидраторы первой ступени 2 (снабженные маточниками-распылителями). На прием насоса подается также 2%-ный раствор деэмульгатора ОЖК П. Перед электродегидраторами первой ступени в нефть посредством инжекторов вводится соляной раствор из электродегидраторов второй ступени 3. В инжекторах нефть равномерно перемешивается с водой и деэмульгатором. Частично обезвоженная и обессоленная нефть сверху электродегидраторов 2 направляется в электродегидраторы второй ступени 3, а отстоявшийся соляной раствор сбрасывается в канализацию. Перед электродегидраторами 3 через инжекторы в нефть подается холодная вода (5% на нефть). Обессоленная и обезвоженная нефть, но еще содержащая газ, из эпектродегидраторов второй ступени поступает в емкость обессоленной нефти 4.
Атмосферная перегонка нефти. С учетом значительного содержания газа в нефти на установке принята схема двукратного испарения. В первой ректификационной колонне отгоняются легкие бензиновые фракции н. к.-85 С и свободные газы, содержащиеся в нефти*,, в основной ректификационной колонне 10 – остальные бензиновые компоненты. Кроме того, из колонны 10 выводят боковые флегмовые фракции-компоненты светлых нефтепродуктов (керосинов, дизельных топлив). Колонна 10 работает по схеме ректификации сложных смесей с циркуляционным орошением.
Последнее применяют для того, чтобы уменьшить загрузку парами острого орошения и повысить производительность системы. При этом обеспечивается полный переток жидкости с глухой тарелки на нижележащую, а оттуда – в отпарную секцию. Нефть из емкости 4 насосом прокачивается тремя параллельными потоками через теплообменники 5 в колонну 6, работающую под давлением 0,5 МПа (5 кгс/см ). Пары фракции Н. К.-85 С и газ сверху колонны 6 поступают в конденсатор-холодильник, а оттуда вместе с конденсатом направляются в емкость 7. Газ сверху емкости 7 поступает во фракционирующий абсорбер 13. Нестабильная фракция н. к.-85°С насосом подается на орошение колонны 6, а избыток ее через теплообменники отводится на 15-ю тарелку фракционирующего абсорбера 13. Колонна 6 обогревается полуотбензиненной нефтью (горячей струей), циркулирующей при помощи насосов через печь 8. Попуотбензиненная нефть снизу колонны 6 насосом через печь 8, где она нагревается до 340 0 С, подается в основную ректификационную колонну 10. Абсолютное давление в основной колонне 0,2 МПа (1,85-2,0 кгс/см 2 ),температура верха 122 0 С, низа 320 0 С.
В колонне 10 15-я, 25-я и 35-я тарелки – глухие (не имеют слива жидкости вниз). Водяной пар и пары фракции 85-140 0 С сверху колонны 10 поступают в конденсатор-холодильник, а затем после конденсации и охлаждения собираются в емкости 12. Насосом часть конденсата возвращается в колонну 10 в качестве острого орошения, избыток конденсата направляется на выщелачивание. Вода из емкости 12 сбрасывается в канализацию. Избыточное тепло колонны 10 снимается тремя промежуточными циркуляционными орошениями, осуществляемыми насосами через теплообменники для нагрева нефти и холодильники.
Для отпаривания боковых погонов основной ректификационной колонны служит отпарная колонна 11, состоящая из трех самостоятельных секций. Получающиеся в отпарной колонне фракции 140-240, 240-300 и 300-350°С откачиваются насосами через соответствующие теплообменники и холодильники. Часть фракции 140-240 0 С через теплообменники для подогрева нефти 1 и холодильник идет в резервуарный парк, другая подается на вторую ступень фракционирующего абсорбера 13 в качестве абсорбента. Фракция 240-300 С после охлаждения – в теплообменниках для нагрева нефти и холодильнике отводится с установки. Фракция 300-350 0 С, охлажденная в теплообменниках для нагрева нефти и холодильнике, отводится с установки самостоятельно либо совместно с фракцией 240-300 0 С. /Мазут снизу основной ректификационной колонны 10 насосом прокачивается через печь 14 в вакуумную колонну 16.
Вакуумная, перегонка мазута. Мазут из печи 14 с температурой 380-395 С подается в вакуумную колонну 16, имеющую 40 тарелок. Тарелки 14-я, 21-я и 35-я – глухие. Вакуумная колонна делится на две части: нижнюю с 34 тарелками и верхнюю – конденсатор смешения – с 6 тарелками.
Легкие фракции до 350 0 С, унесенные парами и газами, конденсируются в конденсаторе смешения и поступают в вакуум-приемник, расположенный в верхней части отпарной колонны 17. Оттуда избыток конденсата забирается насосом и через холодильник откачивается с установки. В вакуумной колонне предусмотрено пять промежуточных циркуляционных орошений для снятия избыточного тепла колонны. Циркуляция всех потоков для орошения осуществляется насосами через теплообменники для подогрева нефти (третье орошение служит также для подогрева теплофикационной воды) и холодильники. Фракция 350-400 0 С с 28-й тарелки поступает в отпарную колонну 17, оттуда пары возвращаются в вакуумную колонну 16, а фракция 350-400 0 С забирается насосом, прокачивается через теплообменники 1 для нагрева нефти и выводится с установки.
Фракция 400-450 0 С с 21-й тарелки поступает в отпарную колонну 17 (среднюю секцию), пары из секции отпарной колонны возвращаются в вакуумную колонну, а жидкий погон фракции 400-500°С забирается насосом, прокачивается через теплообменники 1 для нагрева нефти и выводится с установки. Фракция 450-490 0 С с 14-й тарелки поступает в отпарную колонну 17 (в нижнюю секцию), пары возвращаются в колонну 16, а фракция 450-490 0 С забирается насосом, прокачивается через теплообменники для нагрева нефти и выводится с установки. Предусмотрен также вывод из вакуумной колонны затемненного продукта специальным насосом через холодильник (на рисунке не показано). Снизу вакуумной колонны насосом через теплообменники для нагрева нефти и промтеплофикационной воды откачивается остаток-гудрон.
Абсорбция и стабилизация верхнего продукта первой ректификационной колонны 6. Основным аппаратом блока является фракционирующий абсорбер 13, разделенный глухой перегородкой на две части: нижнюю – абсорбер-десорбер с 31 тарелкой и верхнюю – абсорбер второй ступени с 6 тарелками. В абсорбере из газа поглощаются пропан и бутаны, а из жидкой фазы отпариваются метан и этан. Абсорбентом служит фракция н. к.-85 0 С. Абсорбер второй ступени предназначен для поглощения паров бензина, увлеченных сухим газом из абсорбера. Абсорбентом служит фракция 140-240 0 С. Насыщенный абсорбент из абсорбера второй ступени насосом подается в первую ректификационную колонну 6, сухой газ, выходящий сверху абсорбера второй ступени, поступает в топливную сеть завода.
Тепло абсорбции в абсорбере-десорбере снимается в трех точках по высоте абсорбционной части аппарата циркуляцией абсорбента через холодильники. Насосами абсорбент забирается с 12-й, 17-й и 23-Й тарелок фракционирующего абсорбера и после охлаждения в соответствующих холодильниках возвращается на 14-ю, 19-ю и 25-ю тарелки. Тепло, необходимое для отпарки нижнего продукта во фракционирующем абсербере 13, сообщается фракцией 240-300 0 С основной ректификационной колонны 10 в теплообменнике. Насыщенный (жирный) абсорбент первой ступени фракционирующего абсорбера снизу. забирается насосами и через теплообменники подается в стабилизатор 15, работающий под абсолютным давлением 1,2 МПа (12 кгс/см 2 ).
Пары пропан-бутановой фракции сверху стабилизатора поступают в конденсатор-холодильник. Конденсат пропан-бутановой фракции после конденсатора—холодильника собирается в емкости 18, откуда насосом подается на орошение стабилизатора, а избыток откачивается с установки. Температура низа стабилизатора поддерживается циркуляцией стабильной фракции н. к.-85 0 С через печь 8; эта фракция снизу стабилизатора насосом направляется в теплообменники откуда часть ее через холодильник поступает в качестве абсорбента во фракционирующий абсорбер 13, а другая часть через холодильник выводится с установки.
Вторичная перегонка широкой бензиновой фракции. Необходимость во вторичной перегонке широкой бензиновой фракции зависит от потребности предприятия в узких бензиновых фракциях. На заданной типовой установке из ромашкинской нефти предусмотрено получение следующих узких бензиновых фракций: н. к.-62, 62-85, 85-120, 120-140, 140 – к. к °С. В зависимости от сырья и технологического режима установки можно получать и другие узкие фракции, например н. к.-62, 62-105, 105-120, 120-140, 140-к. к. °С, Процесс вторичной перегонки широкой бензиновой фракции протекает по схеме: широкая бензиновая фракция н. к.-140 °С или н. к.-180 °С прокачивается насосами через печь 19 и с температурой 150°С подается в колонну 20 блока вторичной перегонки, работающую под абсолютным давлением 0,33 МПа (3,3 кгс/см 2 ).
Пары фракции н. к.-85 °С сверху колонны 20 поступают в конденсатор-холодильник. После конденсации и охлаждения фракция собирается в емкости 21, откуда насосом подается частично в колонну 20 на орошение, а частично (избыток) – в колонну 22 в качестве сырья. Снизу колонны 20 фракция 85-140 °С под собственным давлением поступает в колонну 24. Температура низа колонны 20 поддерживается циркуляцией фракции 85-140 °С при помощи насоса через печь 19.
Пары фракции н. к.-62 °С сверху колонны 22 поступают в конденсатор-холодильник и после конденсации и охлаждения собираются в емкости 23, оттуда часть подается насосом в колонну 22 на орошение, а избыток через холодильник выводится с установки. Фракция 62-85°С снизу колонны 22 насосом прокачивается через холодильник и выводится с установки. Температура низа колонны 22 поддерживается циркуляцией фракции 62-85 С при помощи насоса через змеевик печи 27. Пары фракции 85-120 °С, выходящие из колонны 24, после конденсации и охлаждения в конденсаторе—холодильнике поступают в емкость 25. Часть фракции 85-120°С насосом подается на орошение в колонну 24, другая через холодильник откачивается с установки. Фракция 120-140 °С отводится из колонны 24 в качестве бокового погона и направляется в отпарную колонну 26, работающую под абсолютным давлением 0,12 МПа (1,2 кгс/см 2 ) и при 130°С. Снизу отпарной колонны 26 эта фракция забирается насосом и через холодильник откачивается с установки Тепло, необходимое для работы отпарной колонны, сообщается фракцией 140-180°С в подогревателе колонны 26.
Выщелачивание компонентов светлых нефтепродуктов. Выщелачиванию 10%-ным раствором щелочи подвергается фракция 85-140°С. Очистка и промывка выщелоченной фракции водой осуществляются в горизонтальных отстойниках под давлением 0,5-0,6 МПа (5-6 кгс/см ) при 50°С. Расход промывочной воды не менее 10% (масс.) на фракцию. Длительность ее пребывания в щелочном отстойнике, а также в отстойниках промывки 40 мин. Эта фракция смешивается с фракцией н. к.-85°С, забирается насосами, прокачивается через теплообменник, печь 19 и с температурой 150°С подается в колонну вторичной перегонки 20. Таким образом, вторичной перегонке подвергается широкая бензиновая фракция. Для обеспечения очистного узла щелочными растворами требуемой концентрации и промывочной водой установлены соответствующие мерники, емкости и насосы.
В целях сокращения расхода охлаждающей воды и, следовательно, количества загрязненных нефтепродуктами производственных стоков, требующих дальнейшей очистки, аппараты водяного охлаждения заменены аппаратами воздушного охлаждения. Полученные данные показали явное преимущество такой замены: расход охлаждающей воды сократился примерно на 70%.
Утилизация тепла дымовых газов осуществляется по следующей схеме: конвекционная камера печи → дымоход → трубное пространство котлов-утилизаторов → дымосос → дымовые трубы.
Подача ХОВ на КУ-40 и получение пара. В межтрубное пространство котлов-утилизаторов (КУ-40) подается химически очищенная вода (ХОВ) для получения пара давлением 1,3 МПа (13 кгс/см 2 ) п о следующей схеме: емкость → насос → теплообменник → деаэратор → насос → межтрубное пространство КУ-40 → пар в общий коллектор пара с КУ-40 → паропровод установки. В теплообменнике ХОВ подогревается до 102°С теплом промтеплофикационной воды из собственного контура установки. Подача промтеплофикационной воды в теплообменник регулируется клапаном регулятора температуры в деаэраторе. Для отдувки попутных газов в атмосферу в деаэратор подается водяной пар.
Постоянный уровень ХОВ в емкости поддерживается регулятором уровня, клапан которого расположен на линии подачи ХОВ в емкость из общезаводской системы ХОВ. Постоянный уровень ХОВ в котле-утилизаторе поддерживается регулятором уровня, клапан которого расположен на линии подачи воды в котел из деаэратора. Постоянный уровень ХОВ в деаэраторе поддерживается регулятором уровня, клапан которого расположен на линии ХОВ в деаэратор от насоса.
Пар сверху барабана котла-утилизатора поступает в общий коллектор и далее – в общий паропровод установки. Давление в общем выходном коллекторе КУ—40 регулируется клапаном регулятора давления. Температура вырабатываемого пара в каждом котле-утилизаторе регулируется изменением площади нагрева котла (открытием или закрытием жалюзи на выходном сечении трубок барабана котла).
Подогрев воздуха, идущего на форсунки печей, осуществляется по схеме:
Воздух в каждом калорифере подогревается теплом промтеплофикационной воды собственного контура.
Оборудование установок АВТ нужно эксплуатировать согласно инструкциям по эксплуатации. К материалам, из которых изготавливают аппараты и оборудование для современных процессов первичной переработки нефти, предъявляют жесткие требования. Наличие в нефтях минеральных солей, механических примесей, серы и сернистых соединений вызывает необходимость расходования значительных количеств дефицитных металлов. Аппараты и оборудование на установках АВТ группируются следующим образом: основные и вспомогательные аппараты (печи, ректификационные колонны, теплообменники, конденсаторы, холодильники, электродегидраторы, электроразделители, отстойники и др.); оборудование технологическое и энергетическое (насосы, компрессоры, воздуходувки, котлы-утилизаторы, вентиляторы).
Электродегидраторы. В настоящее время на всех крупных установках ЭЛОУ процесс обессоливания и обезвоживания проводят в горизонтальных электроде-гидраторах конструкции ВНИИнефтемаш типа 1ЭГ-160, рассчитанных на температуру 135-150°С и максимальное давление 2 МПа (20 кгс/см 2 ). Внутри аппарата на высоте немногим более половины его высоты подвешены горизонтально друг над другом два прямоугольных рамных электрода. Они занимают почти все продольное сечение аппарата и питаются от двух трансформаторов типа ОМ-66/35 мощностью по 5 кВА каждый, расстояние между электродами 25-40 см. Равномерное поступление сырья по всему сечению электродегидратора обеспечивается расположенным вдоль аппарата горизонтальным маточником. Вначале сырье поступает в слой отстоявшейся воды, затем – в зону под электродами, а оттуда проходит через электроды в межэлектродное пространство и затем – к выходному коллектору. Благодаря контактированию нефти с водой и растворенными в ней деэмульгатором достигается более полное удаление воды и солей. Крупные капли воды выпадают из нефти по пути к электродам, на них действует относительно слабое поле, создаваемое между нижним электродом и зеркалом воды. В зону сильного поля между электродами попадает нефть со сравнительно мелкими каплями воды, не успевшими выделиться из нефти. Производительность электродегидратора ограничена скоростью выпадения из нефти капель воды; скорость движения нефти вверх аппарата не должна превышать скорости оседания этих капель.
Ректификационные колонны. К этой группе аппаратов, предназначенных для испарения и ректификации (фракционирования) сложных смесей, относятся: атмосферные и вакуумные ректификационные колонны, стабилизатор, абсорбер-десорбер, колонны вторичной перегонки бензина. Эти аппараты оборудованы ректификационными элементами, представляющими собой тарелки различной конструкции (желобчатыми, cS-образными элементами, клапанными – рис. 2, 3), а также штуцерами, люками-лазами, патрубками и др.
Основные размеры колонны (высота и диаметр, число ректификационных тарелок, размеры штуцеров, патрубков, число предохранительных клапанов и др.) определяют технологическими, термодинамическими, гидравлическими и механическими расчетами. Размеры колонн зависят также от фракционного состава нефти, давления, температуры, системы орошения и др.
Вакуумные колонны по конструкции несколько отличаются от других колонн. Чтобы уменьшить длительность пребывания остатка при высокой температуре, диаметр нижней части колонны делают меньше, чем верхней. Для уменьшения потерь тепла поверхности ректификационных колонн покрывают теплоизоляционным материалом. Расстояние между тарелками принимают равным 0,5-0,6 м.
При эксплуатации аппаратов колонного типа необходимо постоянно следить по контропьно-измерительным приборам за нормальным режимом их работы, регулярно контролировать герметичность корпусов, люков, шлемовых труб и трубопроводов, примыкающих к колоннам.
Теплообменники, конденсаторы, холодильники. Из общего расхода металла на долю теплообменных аппаратов приходится 40-50%. Их выпускают размером 325, 426, 500, 600, 800, 1000, 1200 и 1400 мм. Условное давление 1,6; 2,5; 4; 6,4 МПа (16, 25, 40, 64 кгс/см 2 ), рабочая температура от -30 до 456 С, трубы изготавливают гладкими или накатанными с внутренним диаметром 20 и 25 мм, длина труб 6 и 9 м, число ходов по трубам 2-4. Трубы теплообменников изготавливают из стали, латуни, алюминиевого сплава; корпусы и распределительные, камеры – из двухслойной стали разных марок и сплавов.
1 – корпус; 2 – распределительная коробка; 3 – плавающая головка; 4 – трубки; 5 – подвижная трубная решетка; 6 – неподвижная опора; 7 – подвижная опора; 8 – штуцер; 9 – фланец; 10 перегородка.
Основным типом теплообменников являются кожу— хотрубчатые теплообменники с плавающей головкой (рис. 4). В последнее время стали широко применять теплообменники кожухотрубчатые с U – образными трубками, конденсаторы и холодильники воздушного охлаждения. Применение воздушного охлаждения взамен водяного позволяет на 70-80% сократить расход воды и значительно уменьшить количество промышленных стоков, требующих очистки, объем сетей водопровода и канализации (в 2-3 раза). Соотношение затрат на обслуживание и ремонт водяных и воздушных теплообменников составляет 4:1 ориентировочно.
При эксплуатации теплообменной аппаратуры необходимо следить за герметичностью корпуса, фланцевых соединений на крышках и подводящих трубопроводах. При пуске аппаратов в эксплуатацию сначала пускают в аппарат продукт, который надо нагреть, а затем продукт, которым нагревают. Эти операции
Проводят медленно во избежание температурных деформаций. Обслуживающий персонал обязан знать схемы трубопроводов на установке.
Трубчатые печи. Основными аппаратами огневого действия являются трубчатые, печи различных типов. Наиболее распространены печи двухскатные шатрового типа, вертикально-факельные, печи с излучающими стенками различной тепловой мощности. Двухскатные печи шатрового типа имеют серьезные недостатки; они громоздки, металлоемки, К. П.Д. не превышает 0,74, теплонапряженность камер низкая, дымовые газы покидают конвекционную камеру при сравнительно высокой температуре (450-500 С).
В 60-е годы на АВТ стали применять печи беспламенного горения. В этих печах продукты в трубах нагреваются от излучения стен камеры, составленных из панельных беспламенных горелок. Существует несколько типов таких печей: ПБ-7(6), ПБ-10(9), ПБ-14(12), ПБ-23(20), где цифры означают тепловую мощность в МВт (млн. ккал/ч). Конструктивно печи отличаются длиной труб (6, 9, 12, 15 и 18 м). Печи работают на газообразном топливе; состав газа должен быть постоянным, что является недостатком печей данного типа.
В последнее время на высокопроизводительных установках стали применять печи вертикально-факельного типа. Они оборудованы подовыми вертикально-факельными форсунками, производительность печей 29— 58 МВт (25-50 млн. ккал/ч). В них установлены горизонтальные трубные змеевики, предусмотрен верхний отвод дымовых газов. Трубные змеевики могут быть одно-, двух – и четырехпоточные; ретурбенды, или калачи, размещены в специальных камерах, расположенных вне камеры конвекции. Камеры конвекции выполнены двухходовыми с горизонтальной металлической разделительной перегородкой. Для сжигания жидкого и газообразного топлива применяют комбинированные газонефтяные форсунки, которые установлены в поду печи в шахматном порядке.
Правила эксплуатации трубчатых печей. При эксплуатации печей необходимо хорошо знать: устройство печей и вспомогательного оборудования, режим работы, правила розжига и регулирования температуры, расхода нагреваемого продукта и топлива. По приборам в операторной и через смотровые окна необходимо следить за состоянием труб в печах (резкие перепады температур, появление темных пятен на трубах указывают на возможность прогара).
1. Перед шуровкой печи необходимо: проверить состояние жидкостных и газовых форсунок и убедиться, что все вентили на форсунках закрыты, форсунки исправны; наладить циркуляцию топлива; дать пар в камеры сгорания для удаления возможного газа в печах и вести пропарку камер в течение 15 мин после появления пара из дымовой трубы; подготовить факел, смоченный мазутом (смачивать факел бензином категорически воспрещается).
2. Зажигать форсунки нужно следующим образом: открыть на форсунку пар, затем топливо; факел подносить к форсунке перед подачей на нее мазута и только после этого постепенно открывать вентиль на мазутном стояке; при разжигании форсунки необходимо стоять к ней боком в защитных очках, чтобы избежать ожога в случае выброса пламени.
3. При прекращении подачи топлива даже на непродолжительное время вентили на форсунках немедленно закрыть; при возобновлении шуровки камеру сгорания обязательно пропарить.
4. При достижении температуры дымовых газов над перевалами печи 500 0 С можно перевести форсунки на газовое топливо; перед подачей газа должны быть устранены всё пропуски на линиях подачи газа к печи.
5. Во время шуровки не допускать зализывания труб и перевальных стенок пламенем от форсунок, попадания газового конденсата в камеры сгорания.
6. Площадки вдоль фронта форсунок, лестницы и площадки для обслуживания арматуры должны быть в исправном состоянии и своевременно очищены от льда и снега в зимнее время.
Насосы. На установках АВТ применяют центробежные насосы следующих типов: К – консольные (подача 10-670 м 3 /ч, напор 0,2-2,5 МПа, температура 80-400 0 С); П – с плоским горизонтальным разъемом корпуса (подача 60-240 м /ч, напор 2,1-4 МПа, температура 30-200 0 С); ПС – секционные (подача 8-240 м /ч, напор 2,5-8,5 МПа, температура 30-200 0 С); Т – с торцовым фланцевым разъемом корпуса (подача 60-680 м /ч, напор 1,8-4,1 МПа, температура 200-400°С).
Насосы на установках применяют для перекачки: сырья и холодных продуктов (температура ниже 250 0 С); горячих нефтепродуктов (температура выше 250 0 С). На современных установках насосы устанавливают на открытых площадках. Насосы для перекачки горячих продуктов перед пуском необходимо прогреть горячей жидкостью, циркулирующей через агрегат в течение нескольких часов, для равномерного повышения температуры. После прогревания включают электродвигатель и после достижения необходимой частоты вращения постепенно открывают задвижку на нагнетании. Работа насоса при закрытой задвижке на нагнетании более 2-3 мин не допускается во избежание его перегрева. Во время работы насоса необходимо следить за температурой подшипников и сальников, не допуская их нагрева выше 50-60°С, проверять наличие масла и водяного охлаждения; насос должен работать без вибраций и посторонних шумов. Если вместо сальниковых использованы торцовые уплотнения, то перед пуском насоса следует наладить циркуляцию охлаждающей воды и уплотняющей жидкости по соответствующим схемам в зависимости от типа торцового уплотнения. При ремонте насоса его нужно отключить от трубопроводов, сдренировать продукт, пропарить, отглушить. Электродвигатель должен быть обесточен, на пускателе должен висеть аншлаг: "Не включать, работают люди".
Трубопроводы должны быть снабжены надписями, указывающими наименование продукта, направление его движения, параметры. Заполнять трубопроводы следует медленно, наблюдая за плотностью во фланцевых соединениях и сальниках запорной арматуры. Утечки нефтепродуктов надо устранять, предварительно прекратив подачу продукта в трубопровод. На каждой установке должна иметься схема расположения подземных и наземных трубопроводов с указанием арматуры. Знание и умелое пользование такой схемой позволит оператору быстро ориентироваться в любой ситуации на установке.
Убрать с территории установки и производственных помещений строительный мусор, грязь, металлолом и разлитые нефтепродукты;
Закрыть технологические лотки и колодцы, а крышки колодцев засыпать песком;
Тщательно проверить состояние всех трубопроводов и фланцевых соединений, удалить ненужные в работе заглушки и установить необходимые. О постановке заглушек произвести запись в специальном журнале (все заглушки должны быть с хвостовиками);
Надежно укрепить, освободить от мусора и металлолома маршевые переходы, лестницы, площадки;
Спарить между собой первичные и вторичные приборы КИП, провести их контрольную проверку и настройку, снабдить этикетками с указанием параметра регулировки, принципа работы регулирующего клапана.
Убедившись в надлежащем состоянии аппаратуры, трубопроводов, насосов, вентиляторов и производственных помещений установки, необходимо осуществить следующие мероприятия.
Прием воздуха КИП на установку. Перед приемом воздуха КИП необходимо проверить состояние воздушной системы, наличие манометра и закрытие всей арматуры на разводке воздуха по установке, наличие предохранительного клапана на ресивере. Воздух на установку принимают по согласованию с дежурным инженером цеха КИП и диспетчером завода в следующей последовательности:
Прием пара на установку. Пар на установку принимают по согласованию с дежурным инженером цеха пароснабжения и диспетчером завода. Для этого необходимо:
Закрыть все паровые задвижки на входе пара в аппараты и открыть все дренажные вентили для спуска конденсата;
Основную паровую задвижку открывать постепенно, не допуская гидравлических ударов. При появлении гидравлических ударов прием пара прекратить и после прекращения ударов процесс приема возобновить;
При появлении в дренаже чистого пара закрыть дренажные вентили. На отдельные аппараты пар принимать так же, как на установку;
После приема пара на установку проверить систему паротушения, выявленные неполадки устранить;
При приеме пара на установку соблюдать правила техники безопасности.
Прием воды на установку. На установке имеются оборотная вода I системы, оборотная вода Ш системы и речная вода. Оборотная вода I системы подается на конденсаторы и холодильники, для промывки нефти от солей на ЭЛОУ и на охлаждение сильников насосов; оборотная вода Ш системы – в барометрический конденсатор и промежуточные конденсаторы смешения; речная вода – для разбавления щелочи.
Вода на установку принимается по согласованию с дежурным инженером цеха водоснабжения и диспетчером завода в следующей последовательности.
Прием оборотной воды I системы: открыть задвижки на входе и выходе воды из всех конденсаторов и холодильников;
Медленно открыть задвижку на магистральном трубопроводе и дать воду на установку;
Промыть магистральный трубопровод от грязи и принять воду на холодильники и насосы;
Подать воду после холодильников в систему сброса горячей воды с установки и проверить ее проходимость;
Проверить на проходимость систему сброса воды после охлаждения сальников, подшипников и грундбукс насосов;
Подать оборотную воду в систему канализации, проверить на проходимость и наличие гидрозатвора в колодцах. После проверки крышки колодцев закрыть и засыпать слоем песка высотой не менее 10 см.
Прием оборотной воды Ш системы: принять воду до барометрического конденсатора; промыть магистральный трубопровод от грязи; дать воду в барометрический конденсатор и промежуточные конденсаторы эжекторов;
Проверить на проходимость систему сброса горячей оборотной воды IV системы с установки.
Прием речной воды: открыть задвижку на магистральном трубопроводе и принять воду до емкости;
Открыть задвижку для подачи воды в емкость; грязную воду из емкости через сифон сдренировать в канализацию.
Прием электроэнергии на установку согласовывают с электроцехом и осуществляют его дежурным персоналом. Перед приемом электроэнергии необходимо убедиться в том, что все электродвигатели выключены, на электродвигателях и насосах не проводятся ремонтные работы. После приема электроэнергии включают приточные вентиляторы, подающие свежий воздух в помещения распределительных устройств, закрытые насосные и операторную. При приеме электроэнергии на установку необходимо соблюдать правила техники безопасности.
Прием на установку реагентов проводят по согласованию с реагентным хозяйством завода. Принимают в мерники щелочь и содо-щелочной раствор. При работе с реагентами необходимо соблюдать правила техники безопасности.
Убедиться в закрытии задвижек, связанных с факельной линией из аппаратов;
Наружным осмотром убедиться в герметичности линий сброса газа с предохранительных клапанов каждого аппарата;
Снять заглушку перед общей задвижкой сброса газа на факел, заболтить фланцы;
Прием жидкого топлива на установку. Жидким топливом установка обеспечивается из общезаводского коллектора. К установке, подходят два трубопровода; прямой и обратный. Перед входам на установку стоят секущие задвижки, перед ними байпасная задвижка, которая до приема жидкого топлива на установку открыта с целью обеспечения циркуляции. От прямого и обратного трубопроводов через секущие задвижки жидкое топливо подводится к каждой печи. На обратной линии с установки установлен клапан регулятора давления. Для приема жидкого топлива на установку необходимо:
Согласовать прием жидкого топлива с диспетчером завода и руководством цеха, который готовит топливо;
Убедиться в закрытии задвижек на прямой и обратной линиях к печам, а также всех вентилей подачи жидкого топлива на каждую форсунку;
Открыть секущие задвижки на прямом и обратном трубопроводах перед входом на установку и плавно закрыть байпасную задвижку;
Убедиться в проходимости жидкого топлива покольцу через установку с возвратом в обратную линию;
При необходимости пуска печей открыть секущие задвижки на прямом и обратном трубопроводах к печам;
Убедиться в циркуляции топлива вдоль форсуночных коллекторов печей, после чего можно принимать жидкое топливо к форсункам. Правила шуровки печей (от розжига форсунки на жидком топливе до перехода на газообразное) изложены на стр. 28-29.
Прием газообразного топлива на установку. Схема разводки топливного газа: газ из заводской магистрали + газ со второй ступени абсорбера-десорбера + сухой газ из емкости с пропан-бутановой фракцией→ теплообменник → печи.
Газовые пинии всех печей продуваются на факел. Для приема газообразного топлива необходимо:
Согласовать прием газообразного топлива с руководством цеха, который снабжает топливом;
Снять заглушки перед клапанами и байпасными задвижками на каждой стороне печи, снять заглушку на линии продувки газового топлива от печи на факел;
Оставляя закрытыми задвижку на входе газа на установку и вентили на подаче газа к форсункам печей, собрать схему подачи газа до печи;
Приоткрыть задвижки на входе газа на установку, на линии сброса топливного газа из системы на факел в течение 5-10 мин, предупредив при этом работников факельного хозяйства и диспетчера завода;
Прекратить сброс газа на факел и перевести одну форсунку на газообразное топливо, для чего перекрыть доступ мазута на форсунку, уменьшить подачу пара на форсунку и зажечь факелом газ. В теплообменник, по которому идет газ сверху абсорбера-Абсорбера, дать теплоноситель – промтеплофикааионную воду; форсунки на газообразном топливе разжигают, когда температура на перевале печи становится выше 500°С;
Аналогично перевести и другие форсунки на газ, оставив на жидком топливе не менее одной форсунки на каждой стороне печи;
Все аппараты и трубопроводы, находившиеся в ремонте, подвергают опрессовке на рабочее давление. Опрессовку проводят инертным газом, водой или нефтепродуктами. Во время опрессовки осматривают фланцевые соединения и швы. Если пропусков нет, то давление снимают, составляют акт и аппарат включают в работу. Аппаратуру опрессовывают и проверяют на проходимость по следующей схеме.
Опрессовка блока ЭЛОУ: сырьевые резервуары → насос → тремя потоками через теплообменники, в которых нефть подогревается во время работы установки → тремя потоками в электродегидраторы 1 ступени → тремя потоками в электродегидраторы II ступени → емкость для обессоленной нефти.
Опрессовка атмосферного блока: емкость с обессоленной нефтью → насос → тремя потоками через теплообменники, в которых нефть подогревается во время работы установки → первая атмосферная колонна (см. рис. 1).
Опрессовка печи 9 атмосферной части: колонна 6 → насос → печь 9 → вторая атмосферная колонна 10.
Опрессовка печи рибойлирования первой атмосферной колонны : колонна 6 → насос → печь 8 → колонна 6.
Опрессовка печи 14 вакуумной части: вторая атмосферная колонна 10 → печь 14 → вакуумная колонна 16.
Опрессовка печи блока вторичной перегонки. Левая сторона: резервуары с сырьем для блока вторичной перегонки → насос → теплообменник → печь 19 → ректификационная колонна 20.
Правая сторона: ректификационная колонна 20 → насос → печь 19 → колонна 20.
Опрессовка печи 27. Правая сторона: ректификационная колонна 24 блока вторичной перегонки → насос → печь 27 → колонна 24. Левая сторона: ректификационная колонна 22 блока вторичной перегонки → насос → печь 27 → колонна 22.
Если обнаружена течь, то давление снимают, течь устраняют и опрессовку повторяют.
Прием сырой нефти на установку и заполнение ею аппаратуры. Перед приемом сырой нефти на установку необходимо: проверить состояние оборудования, трубопроводов, приборов КИП; убедиться, что все вентиляционные системы исправны и включены в, работу; получить анализ сырья.
Прием нефти на установку осуществлять в следующей последовательности:
Открыть задвижки от резервуаров с сырой нефтью до насоса, вытеснить воздух из трубопровода до появления нефти из воздушников насоса;
Подготовить схему для заполнения электродегидраторов и емкости. При этом необходимо: проверить закрытие дренажных задвижек электродегидраторов и емкости; открыть задвижки на теплообменник по ходу нефти; открыть задвижки на линии входа и выхода из электродегидраторов и емкости с обессоленной нефтью; открыть задвижки на воздушниках электродегидраторов и емкости с обессоленной нефтью;
Заполнить дегидраторы до середины, затем воздушники на них закрыть, и продолжать заполнение аппаратуры по схеме: сырьевой насос → тремя потоками через теплообменники и смесители → электродегидраторы I ступени → смесители → электродегидраторы II ступени → емкость обессоленной нефти. Воздух, оставшийся в системе, вытесняется через воздушник на емкости, после вытеснения воздуха воздушники на емкости закрыть и отглушить;
После заполнения всей системы, о чем можно судить по уровню в емкости, принять нефть на насос, перекачивающий обессоленную нефть. При появлении нефти на приеме насоса включить его и направить нефть в колонну 6 по схеме: насос → тремя потоками через «теплообменники, где обычно нагревается обессоленная нефть → объединившись после них в один поток, на 16-ю тарелку колонны 6;
Наполнить колонну 6 до нормального уровня сдре-нировать воду из нее до появления нефти в дренаже; воздушники на колонне 6 закрыть, отглушить;
Принять нефть на печные насосы и на малом расходе заполнить печи 8 и 9, набрать нормальный уровень нефти в колонне 10, при этом воздушник из нее должен быть закрыт и отглушен;
При пуске – атмосферной части без вакуумной нефть из колонны 10 насосом направлять через теплообменники в сырьевую линию на прием сырьевого насоса.
Холодная циркуляция необходима для наладки работы насосов, аппаратов, контрольно-измерительных приборов и постоянных равномерных потоков сырья по узлам установки. Циркуляцию налаживают по схеме: резервуары с сырой нефтью → сырьевой насос — тремя потоками через теплообменники-смесители → электродегидраторы I ступени → смесители → электродегидраторы II ступени → емкость для обессоленной нефти → насос → тремя потоками через теплообменники → 16-я тарелка колонны 6 → насос → печь 9 → 6-я тарелка колонны 10 → насос → теплообменники → сырьевой насос.
Циркуляцию проводят на малом расходе (50% от проектного) нефти с ручной регулировкой расходов, уровней, давлений, постепенно увеличивая расход и включая в работу расходомеры и регулирующие клапаны. При достижении расхода 70% от проектного налаживают автоматическое регулирование расходов по потокам и уровней в аппаратах. Во время холодной циркуляции налаживают циркуляцию жидкого топлива в печах 8,9, 14 включают в работу расходомеры и регулятор давления в системе жидкого топлива. Вентили на подачу жидкого топлива к форсункам печей должны быть закрыты. Кроме того, нужно приготовить раствор щелочи необходимой концентрации и закачать его в отстойники, в которых ведется защелачивание; приготовить в емкостях раствор деэмульгатора; включить все приборы КИП.
Горячая циркуляция и вывод на режим. Горячую циркуляцию проводят для подогрева аппаратуры и оборудования, удаления воды и постепенного подключения оборудования, аппаратуры и приборов КИП, не участвующих в холодной циркуляции. В процессе вывода установки на режим горячая циркуляция является продолжением холодной и осуществляется по той же схеме. Перед тем как разжечь форсунки, необходимо проделать следующие операции.
2. Собрать схему движения паров: колонна 6 → холодильник → емкость; колонна 10 → холодильник → емкость; колонна 15 → холодильник ^ емкость; колонна 16 → холодильник → емкость; колонна 20 → холодильник → емкость;
3. Заполнить бензином до уровня стабилизатор 15 и наладить циркуляцию по схеме: резервуар с бензином — насос → теплообменник → стабилизатор 15 → насос → печь 8 → стабилизатор 15.
4. Наладить циркуляцию нефти из колонны 6 через печь 8 с подачей горячей струи на ЭЛОУ (40-50м /ч) по схеме: печь 8 → колонна 6 насос → ЭЛОУ → емкость для обессоленной нефти → насос обессоленной нефти → тремя штоками через теплообменники → 16-я тарелка колонны 6.
5. Проверить отсутствие посторонних предметов в камерах сгорания печей, закрыть ретурбендные камеры, проверить наличие топочных факелов и ящиков с песком для их тушения, открыть шиберы на дымоходах печей.
6. Продуть паром камеры сгорания печей для удаления углеводородных газов; пропарку прекратить через 15 мин после появления пара из дымовой трубы каждой печи.
7. Собрать схему циркуляции воды по теплофикационному контуру: емкость с промтеплофикацинной водой → насос → теплообменники → калорифэры → емкость с промтеплофикационной водой; пустить насос на циркуляцию.
8. После проведения всех предварительных работ начать разогрев аппаратуры, последовательно проводя следующие операции:
Зажечь по две жидкостных форсунки с каждой стороны на печах 8 и 9 и постепенно поднимать температуру (30-40 град/ч) на выходе из печи; при достижении температуры над перевалом 200°С дать пар в пароперегреватели и сбросить его на свечу:
При температуре на выходе из печей 100°С дальнейший подъем прекратить и выдержать при этой температуре 2-3 ч для испарения влаги;
При температуре наверху колонн 6 и 10 100-105 С дальнейший подъем прекратить и держать ее до полного испарения воды из этих колонн; затем начать дальнейший подъем температуры нефти на выходе из печи 9 со скоростью 30-40 град/ч до достижения 350°С;
Когда появится необходимый уровень бензина в емкости, подать его на орошение колонн 6 и 10. После прокачки линий орошений включить регуляторы их расхода с коррекцией по температуре верха колонн 6 и 10. По мере накопления бензина в емкостях при регулярном орошении колонн 6 и 10 избыток бензина
Направить на блок абсорбции и стабилизации и через защелачивание и водную промывку – на вторичную перегонку или в парк;
Включить в работу регуляторы уровней бензиновых емкостей; газ из емкостей направить на факел. Когда температура наверху колонны 10 достигнет 115 – 120 0 С, открыть выводы циркуляционных орошений этой колонны и пустить насосы на малых расходах так, чтобы не сбить температуру верха колонны и не допустить отсутствия флегмы на приеме насосов. По мере увеличения температуры сырья на выходе из печи 9 и наверху колонны 10 расход циркуляционных орошений увеличить до получения устойчивой температуры верха колонны 10;
При температуре низа колонны 10 300 0 С дать в нее перегретый пар, сдренировать воду из всех секций колонны 11, собрать схему вывода керосина и дизельного топлива, дать перегретый пар во все секции колонны 11, наладить откачку керосина, дизельного топлива через теплообменники и холодильники по линии некондиции в резервуарный парк, отдать на анализ пробы фракций бензина, керосина, дизельного топлива, мазута;
Постепенно (по 15-20°С) поднимать температуру нефти для ЭЛОУ, используя тепло фракции 140-240°С, I циркуляционного орошения колонны 10, фракции 300-350°С, П циркуляционного орошения колонны 10, фракции 240-300 0 С;
При достижении температуры нефти в системе, равной 70 С, включить напряжение в электродегидраторах;
Наладить подачу деэмульгатора на прием сырьевых насосов в каждую ступень смесителей согласно технологической карте (расход воды в начале 2-3 м 3 /ч);
При достижении температуры подогрева согласно технологической карте перевести установку с циркуляции на сырье, для чего открыть все задвижки от резервуаров сырой нефти до установки.
9. При температуре на выходе из печи 9 340 С и получении качественных анализов на нефтепродукты установку перевести на сырье и вывести мазут, керосин» дизельное топливо в парк, предварительно включив систему защелачивания, промывки и отдувки керосина.
10. Параллельно с выводом на режим колонн 6 и 10 включить в работу блок абсорбции, для чего дать воду в конденсатор, сообщить парами стабилизатор 15 с емкостью 18 через конденсатор, а емкость 18 – с газовой сетью установки. Собрать схему закачки нестабильного бензина (фракции н. к. – 85 С) в абсорбер-десорбер 13: емкость → насос → теплообменник → 15-я тарелка колонны 13.
11. Направить газ из емкости 7 в колонну 13 с выходом его через воздушник колонны 13 для вытеснения воздуха, затем воздушник закрыть и заглушить, сообщив колонну 13 с газовой системой.
При появлении уровня в рибойлере дать в трубный пучек теплоноситель – фракцию 240-300°С. Температуру в рибойлере поднимать со скоростью не более 30 град/ч. Избыток бензина из колонны 13 подать насосом через теплообменник на стабилизацию в колонну 15, Создать в колоннах 6 и 13 необходимое давление.
12. При появлении уровня в емкости подать пропан-бутановую фракцию на орошение колонны 15.
Часть стабильного бензина снизу колонны 15 через теплообменник и холодильник направить в колонну 13 (на 31-ю тарелку) в качестве абсорбента I ступени. Избыток бензина снизу колонны 15 через теплообменник и холодильник направить на смешение с бензином.
13. Включить в работу систему подачи абсорбента во II| ступень колонны 13, для чего наладить схему: насос → холодильник → колонна 13 (37-я тарелка). Насыщенный абсорбент со II ступени этой колонны насосом подать в линию питания колонны 6 (на 17-ю тарелку). Включить в работу систему циркулянионных орошений по колонне 13.
Наладка и отгработка режима на атмосферной части и блоке стабилизации. Для создания нормального и устойчивого режима необходимо:
Производительность установки по нефти довести до проектного значения;
Температуру нагрева обессоленной нефти в печах 8 и 9 довести до значений, разрешенных нормами действующего регламента;
Температуру верха колонн 6, 10 и 15, температуру вывода керосина и дизельного топлива довести до значений, разрешенных нормами действующего регламента;
Добиться устойчивой и надежной работы клапанов, регулирующих подачу острого орошения в колонны 6 и 10, острого орошения в колонну 15, расход циркуляционных орошений в колонне 10 и промежуточного орошения в колонне 13;
Добиться постоянства расхода абсорбента I и II ступеней в колонне 13, постоянства потоков нефти по змеевикам печей 8 и 9;
Принять на форсунки печей 8 и 9 топливный газ, шуровку печей перевести на газовое топливо; включить в работу регуляторы температуры продуктов на выходе из этих печей, добиться их надежной и устойчивой работы;
Обеспечить постоянный нормальный уровень жидкой фазы в колоннах 6 и 10, надежную работу регуляторов уровня жидкой фазы в колонне 11, емкостях, вертикальном кипятильнике для колонны 13;
Подачу острого перегретого пара вниз колонны 10 и отпарных колонн 11 довести до оптимальной (в соответствии с анализами отходящих продуктов);
Добиться надежной и устойчивой работы регулятора раздела фаз "бензин – вода" в емкостях;
Включить и добиться устойчивой работы регуляторов температуры низа колонн 13 и 15;
Бензин, керосин, дизельное топливо и газовая головка должны соответствовать стандартам предприятия на качество этих нефтепродуктов;
Расход воды в конденсаторы-холодильники и холодильники довести до оптимального, обеспечивающего вывод нефтепродуктов с установки с температурой, не превышающей разрешенной технологическим регламентом, и хорошую конденсацию и охлаждение головных продуктов колонн 6, 10 и 15.
П уск блока вторичной перегонки широкой бензиновой фракции нужно проводить по следующей схеме:
Смесь фракций н. к.-85 и 85-140 0 С после защелачивания подать насосом из отстойника или из резервуара через теплообменник в печь 19 и затем в колонну 20; подать воду в конденсаторы;
При появлении уровня бензина в колонне 20 наладить циркуляцию нижнего продукта насосом по схеме: колонна 20 → насос → печь 19→ колонна 20;
Зашуровать форсунки печи 19, поднимать температуру со скоростью не более 30 град/ч. Стравить воздух через воздушник колонны 20, воздушник заглушить. При появлении уровня продукта в емкости 21 насосом подать орошение в колонну 20. При постоянном орошении избыток фракции н. к.-85 0 С подать насосом в колонну 22;
При появлении уровня в колонне 22 наладить схему циркуляции продукта снизу этой колонны насосом через печь 27 обратно в колонну 22. Стравить воздух из нее через воздушник;
Избыток уровня в колонне 20 перепускать в колонну 24. При появлении уровня в колонне 24 подать продукт насосом через печь 27 вниз этой колонны. Начать шуровку форсунок печи при циркуляции продукта снизу колонн 22 и 24 через печь 27. Стравить воздух через воздушник колонны 24;
При появлении уровня продукта в емкости 23 насосом подать орошение в колонну 22. При постоянном орошении избыток уровня продукта из емкости (фракцию н. к.-62 0 С) подать насосом через холодильник в парк смешения. При появлении уровня продукта в емкости 25 (фракции 85-120 0 С) подать насосом орошение в колонну 24. При устойчивом орошении избыток уровня продукта из емкости 25 (фракцию 85-120 0 С) насосом подать через холодильник в резервуарный парк;
Вывести боковой погон в колонну 26, при появлении уровня продукта в ней подать этот продукт насосом через холодильник в резервуарный парк;
Избыток продукта снизу колонны 24 насосом подать в рибойлер (разогревать со скоростью не более 30 град/ч, частично байпасировать), теплообменник, холодильник и направить в резервуарный парк;
При получении удовлетворительных анализов узкие фракции вывести по своим линиям в резервуарный парк.
Отработка, режима на блоке вторичной перегонки широкой бензиновой фракции. Для налаживания режима необходимо:
Производительность блока по сырью (фракции Н. К.-140 0 С) довести по проектной;
Включить регуляторы расхода сырья и температуры низа колонн 20, 22 и 24 на выходе из печей 19 и 27;
Включить регуляторы расхода орошения наверху колонн 20, 22, 24, добиться их надежной и устойчивой работы;
Включить регуляторы расхода загрузки колонн, добиться его постоянства;
Отрегулировать откачку продуктов с блока вторичной перегонки, добиться постоянного уровня жидкой фазы в емкостях и кипятильнике колонны 26.
При нормальном технологическом режиме блока вторичной перегонки необходимо:
Следить за постоянством материальных потоков загрузок и орошения колонн; не допускать резких колебаний загрузки;
Следить за уровнем жидкой фазы в емкостях, не допускать его резких колебаний;
Следить за работой колонны 15, чтобы наличие С 4 во фракции н. к.-140 0 С не ухудшило работу блока;
Изменять режим в соответствии с анализами отходящих продуктов, не превышая значения параметров, разрешенных нормами технологического режима.
П уск вакуумной части установки. Первый вариант. Для пуска по этому варианту необходимо:
Дать воду в барометрический конденсатор, проверить систему поступления воды в барометрический колодец и выход из него в канализацию, наличие заглушек на дренажах и на воздушниках колонн 16 и 17; включить трехступенчатые эжекторы, а затем предвключение;
Создать максимальный вакуум при помощи барометрического конденсатора и эжекторов;
Начать заполнение колонны 16 мазутом с температурой не выше 90С по схеме: теплообменник → насос → печь 14 → колонна 16;
Уровня начать холодную циркуляцию в вакуумной части по схеме: колонна 16 → насос → печь 14 → колонна 16;
Во время заполнения колонны 16 опрессовать печь 14 на рабочее давление, проверить герметичность системы и следить за работой барометрического конденсатора, чтобы не было переброса воды в вакуумную колонну; выявленные во время холодной циркуляции дефекты устранить;
Включить уровнемер колонны 16, расходомер насоса в печь 14, регистратор давления в колонне 16;
Приступить к горячей циркуляции, зажечь по одной форсунке с каждой стороны печи 14, поднимать температуру со скоростью 30-40 град/ч. Включить в работу систему рекуперации печи;
При понижении уровня в колонне 16 подкачивать мазут, доводя уровень до нормального;
При температуре над перевалом печи 14 200 0 С заполнить паром пароперегреватель, сбрасывая пар через свечу в атмосферу;
При температуре низа колонны 16 335-340 0 С насосом направить в нее мазут с низа колонны 10, а гудрон с низа колонны 16 откачивать насосом» Предварительно система должна быть прокачана мазутом для удаления воды. Дать перегретый пар в колонну 16, предварительно сдренировав из линии конденсат до сухого пара;
При температуре низа колонны 16 350-360 0 С сделать вывод 1-У циркуляционных орошений, подав воду в холодильники и включив в работу насосы;
Вывести боковые фракции, создать нормальные уровни в отпарных колоннах вакуумного блока, включить насосы со сбросом вакуумных погонов в мазут;
Подать перегретый пар в отпарную колонку вакуумного блока 17, предварительно сдренировав конденсат до сухого пара;
Отобрать пробы масляных фракций и фракций ниже 350 0 С на анализ. При получении анализов, соответствующих стандартам предприятия, направить фракции в резервуарный парк;
При горячей циркуляции и выходе вакуумной части установки на режим включить в работу следующие приборы КИП и А: термопары, на выходе из печи 14, внизу колонны 16, на 14-, 21-, 28- и 35-й тарелках, наверху колонны 16; уровнемеры емкости (фракции до 350 0 С) и отпарной колонны вакуумного блока; расходомеры пара в отпарной колонне вакуумного блока и в колонне 16.
Дать воду в барометрический конденсатор и убедиться в проходимости воды из него и колодца;
Дать пар в змеевики печи 14 и направить его в колонну 16 для ее постепенного подогрева, поднимать температуру пара на выходе иэ печи 14 со скоростью 15-20 град/ч: конденсат из колонны 16 сбрасывать через дренажи;
При температуре верха колонны 16 120 0 С дальнейший подъем температуры прекратить, уменьшить подачу пара в эту колонну, создать максимальный вакуум 67-80 кПа (500-600 мм рт. ст.) при помощи барометрического конденсатора:
Включить в работу эжекторы, вакуум при этом должен увеличиться до 93-96 кПа ( 700-720 мм рт. ст.). Поддерживая такой вакуум в колонне 16 и температуру верха 100-120°С, начать закачку сырья в "колонну (вакуум гарантирует отсутствие воды в колонне) Дать перегретый пар в колонну 16 и прекратить подачу в нее острого пара через змеевики печи 14. Для заполнения колонны 16 мазут с выхода насоса (не пуская насос) направить в печь 14 и затем – в колонну (за счёт вакуума), набрав нормальный уровень в ней. Если мазут под действием вакуума не проходит в колонну, то пустить насос на малой производительности;
После заполнения вакуумной колонны до нормального уровня и прогрева насосов и печи на мазуте откачивать гудрон из колонны 16. Затем вывести боковые фракции, довести уровни в отпарных колоннах до нормы, включить насосы со сбросом погонов в мазут.
При нормальной эксплуатации необходимо: строго выдерживать режим согласно технологическому регламенту;
По анализам лаборатории регулировать качество нефтепродуктов, меняя режим в пределах технологического регламента;
Все вырабатываемые нефтепродукты должны соответствовать стандартам предприятия; в случае выработки брака соответствующие продукты направить в сырье или резервуары некондиции;
Следить за работой барометрического конденсатора, эжекторов и не допускать попадания воды в колонну 16.
При нормальной остановке установки в первую очередь останавливают ее вакуумную часть, затем блок вторичной перегонки, атмосферную часть и ЭЛОУ.
Понизить производительность вакуумной части, направив часть мазута с низа колонны 10 по схеме: низ колонны 10 → насос → теплообменники → холодильники → парк;
Постепенно тушить форсунки печи 14, температуру снижать со скоростью не более 50 град/ч; после снижения температуры низа колонны 16 до 320-300°С потушить печь 14; поступление перегретого пара в колонну 16 и отпарную колонну вакуумного блока прекратить и сбросить его в атмосферу через свечу; систему рекуперации остановить; боковые фракции из отпарной колонны вакуумного блока перевести в мазут; откачивать его полностью по схеме: низ колонны 10 → насос → теплообменники → холодильники → парк; вакуумную часть перевести на циркуляцию по схеме: низ колонны 16 → насос → печь 14 → колонна 16;
Продолжать подачу циркуляционных орошений до отсутствия продукта на приеме насоса;
Постепенно снизить вакуум в колонне, уменьшив подачу воды в барометрический конденсатор и пара в эжекторы;
В отсутствие продукта на приеме насосов для откачки погонов из отпарной колонны вакуумного блока и насосов циркуляционных орошений насосы остановить; прокачать линии циркуляционных орошений в линии боковых фракций промывочным продуктом в парк;
Перекрыть задвижки на выводах циркуляционных орошений на линиях подачи их в колонну;
Продуть печь 14 паром в колонну 16 и продукту из колонны откачать.
Нормальная остановка блока вторичной перегонки проводится в следующем порядке:
Снизить производительность блока до минимальной, для чего направить часть стабильного бензина после холодильника помимо блока с установки;
Постепенно снизить температуру на выходе из печей 19 и 27 со скоростью не более 50 град/ч;
Острое орошение наверх колонн 20, 22 и 24 подавать до отсутствия продукта на приеме насосов;
При температуре на выходе из печей 19 и 27 130 0 С форсунки потушить; циркуляцию продуктов через печи продолжать;
Отключить систему рекуперации, продукты с блока вторичной перегонки откачивать в широкую бензиновую фракцию;
При температуре на выходе печей 19 и 27 60 0 С загрузку колонны 20 сырьем прекратить, направив его помимо блока вторичной перегонки; прекратить подачу фракции н. к.-85 0 С в колонну 22; уменьшить расход воды в холодильниках;
Откачать продукты из колонн 20, 22, 24 и 26 в линию широкой бензиновой фракции;
Нормальная остановка атмосферной части установки и ЭЛОУ проводится после полной остановки вакуумной части в такой последовательности:
Потушить по одной форсунке с каждой стороны печей 8 и 9, снижая температуру на выходе из них со скоростью 30-40 град/ч;
При температуре на выходе из печи 9 330 0 С прекратить подачу перегретого пара в колонны 10 и 11, сбросив его через свечу в атмосферу; уменьшить подачу воды в конденсаторы-холодильники;
При температуре низа атмосферной колонны 320 0 С прекратить вывод из нее боковых фракций; откачать продукты из стриппингов отпарной колонны, насосы остановить; прекратить подачу абсорбента во II ступень абсорбера 13;
При температуре низа колонны 10 300 0 С перевести установку на горячую циркуляцию по схеме: сырье → насос → тремя потоками через теплообменники → смесители → электродегидраторы 1 ступени → смесители → электродегидраторы II ступени → емкость с обессоленной и обезвоженной нефтью → насос → тремя потоками через теплообменники → колонна 6 → насос → колонна 10 → насос → теплообменники → линия приема сырья к насосу;
Продолжать подачу острого орошения в колонну 10, абсорбента наверх первой ступени колонны 13, циркулирующих орошений в колонны 10 и 13 для постепенного охлаждения этих колонн;
Приступить к нормальной остановке ЭЛОУ, для чего: снять напряжение с электродегидраторов; проверить наличие нулевого показания электроприборов (вольтметров и амперметров); сырьевой насос остановить; остановить водяные и дозировочные насосы, подающие реагенты;
При температуре на выходе из печи 8 отбензиненной нефти, равной 250 0 С, печь потушить, систему рекуперации печи остановить;
Прекратить подачу бензиновой фракции на блок стабилизации, избыток бензина направить из емкостей помимо абсорбции и стабилизации в некондицию или сырье;
Прекратить подачу газа из емкости 7 в колонну 13, избыток газа из емкости сбрасывать в топливную сеть установки;
Прекратить подачу абсорбента наверх первой ступени колонны 13 и подачу циркулирующего абсорбента;
При температуре на выходе из печи 9, равной 200 0 С, потушить все форсунки, а при температуре низа колонны 10, равной 150 0 С, остановить циркуляцию;
Печи 8 и 9 продуть острым паром по ходу продуктов в колонны 6, 10 и 15, систему рекуперации печи 9 остановить;
Откачать нефтепродукты из всех аппаратов, перекрыть задвижки на всех трубопроводах и аппаратах;
Линии и аппараты, которые остались под продуктом с высокой температурой застывания и высокой вязкости, прокачать промывочным продуктом.
Причинами аварийных положений на установке являются нарушения в снабжении сырьем, паром, водой, электроэнергией, воздухом для приборов КИП и А, топливом, а также нарушение герметичности оборудования, сопровождающееся большим выбросом нефтепродукта, пожаром, загазованностью, взрывом или другими явлениями, создающими опасность для дальнейшей эксплуатации установки. При возникновении аварийного положения персонал установки должен немедленно принять соответствующие меры и сообщить о случившемся руководству цеха и завода.
При невозможности возобновить ее в течение 10 мин перевести установку на горячую циркуляцию;
Прокачать линию гудрона с установки облегченным мазутом снизу колонны 10.
Перевести установку на холодную циркуляцию, предварительно отключив блок ЭЛОУ;
При возникновении угрожающего положения сообщить в ГСС и пожарную часть;
Перевести установку на холодную циркуляцию, предварительно отключив блок ЭЛОУ;
Закрыть задвижки на шлемовых трубах перед первой ступенью эжекторов;
Прекратить подачу сырья в колонну, продуть змеевики печи 14 паром в колонну 16;
Закрыть подачу пара в колонну 16; для охлаждения колонны продолжать подавать орошения;
Следить за давлением в аппаратах, при повышении давления газ сбросить на факел;
Паровым насосом прокачать линии приема из колонны 16 и откачки гудрона с установки;
Одновременно приступить к продувке змеевиков печи 14 острым паром в колонну 16.
При попадании бензинового конденсата в печи вместе с газом необходимо:
При разрыве трубопровода на линии откачки мазута или гудрона необходимо:
Ну и до ее приезда принять срочные меры по его тушению первичными средствами.
Потушить форсунки, перекрыть доступ к ним газового и жидкого топлива;
Прекратить подачу сырья в печь; перекрыть задвижки на выходе и приеме насоса; по линиям паротушения дать острый пар в коробки ретурбендов и камеры сгорания печи 8;
Отключить змеевики печи 8 от колонн 6 и 15; понизить производительность установки; при понижении давления в змеевиках печи 8 ниже давления острого пара и при прогаре трубы в начале змеевика выдуть змеевики из печи 8 в колонны 6 и 15;
Потушить форсунки на этих печах, перекрыть доступ жидкого и газообразного топлива к форсункам; прекратить подачу сырья в печь; по линиям паротушения в камеры сгорания и ретурбенды печи дать острый пар;
После снижения давления в змеевике ниже давления острого пара продукты из змеевиков можно выдуть в соответствующую колонну, но учесть при этом место прогара, т. е. не допустить выдувку всего продукта из змеевика в камеру сгорания печи;
При необходимости установку остановить полностью согласно инструкциям по пуску, эксплуатации и остановке установки.
Выяснить причину отключения и принять меры для восстановления нормального режима на блоке;
Если устранение причины требует много времени, то установку перевести на горячую циркуляцию, блок ЭЛОУ отключить. Линию гудрона с установки прокачать облегченным мазутом.
Потушить форсунки, дать пар в камеру сгорания печей, создать паровую завесу у печей;
Выяснить причину загазованности, отключить участок трубопровода или аппарата, в котором нарушена герметичность;
Если нельзя выяснить причину и ликвидировать пожар первичными средствами пожаротушения, то открыть задвижку "паротушения насосной", закрыть все окна и двери, отключить вентиляцию, снять напряжение с электродвигателей насосов из операторной нажатием на кнопки аварийного отключения электродвигателей; при неисправности аварийного отключения снять напряжение с электродвигателей насосов из распределительного устройства;
Установку остановить, линию гудрона с установки прокачать облегченным мазутом.
При понижении давления в змеевике ниже давления острого пара дать пар в змеевик и выдуть весь продукт из колонны 10;
Остановить установку; линию гудрона с установки прокачать облегченным мазутом.
Мазут направить в гудроновую линию мимо печи и колонны 16 через холодильник;
При прекращении подачи воздуха КИП и А на установку необходимо: аварийно остановить установку.
Сбросить давление в аппаратах на факел, не допуская превышения его выше допустимого;
Следить за качеством получаемых продуктов, обращая особое внимание на их цвет;
Выяснить причину и принять меры по восстановлению режима блока ЭЛОУ.
Высокой огнеопасности нефти и нефтепродуктов, способности углеводородных газов и паров нефтепродуктов образовывать с воздухом взрывоопасные смеси;
Токсичности нефтяных паров и газов, а также паров реагентов, применяемых на АВТ;
Образования пирофорных соединений железа при переработке сернистых нефтей;
Способности нефтепродуктов накапливать статическое электричество;
Высокой температуры (до 420°С) нагрева нефтепродуктов, высокого давления (до 2,8 МПа) в аппаратах и, как следствие, разрыва трубопроводов, пропуска через сальниковые уплотнения и прокладки с последующим загоранием нефтепродукта в результате самовоспламенения или от пламени форсунок печей. При пропусках нефтепродуктов возникает загазованность территории, помещения насосных, анализаторной и отделения защелачивания.
Наиболее пожаровзрывоопасными местами на установке являются аппаратный двор (блок колонн, теплообменников, печей), блок ЭЛОУ, открытые насосные, насосные ЭЛОУ, помещения анализаторной и защелачивания. По пожароопасности установки АВТ относятся к категории производств А. Ниже приведена характеристика пожаро – и взрывоопасных веществ, имеющихся на установке:
Бензин – легковоспламеняющаяся жидкость плотностью 650-720 кг/м3 , плотность паров 2,7-3,6 кг/м 3 . Предельно допустимая концентрация паров бензина в воздушной среде не более 300 мг/м 3 . При очень высоких концентрациях паров бензина в воздухе происходит острое отравление с потерей сознания и смертельным исходом: при более умеренных концентрациях появляются головная боль, головокружение, сердцебиение, слабость, затем потеря сознания. При хроническом отравлении возникает нервное расстройство, сопровождающееся слабостью, вялостью, утомляемостью, сонливостью, раздражительностью.
Для защиты организма человека от вредного действия паров бензина применяют фильтрующий противогаз с коробкой марки БКФ, При появлении признаков отравления бензином пострадавшего необходимо немедленно вынести в зону с чистой воздушной средой, сообщив о случившемся в здравпункт и газоспасательную службу завода.
Керосин – легковоспламеняющаяся жидкость плотностью 750-775 кг/м 3 . Предельно допустимая концентрация паров керосина в воздухе не более 300 мг/м 3 . Керосин и его пары оказывают на организм человека такое же воздействие, что и бензин и его пары. Для защиты организма от действия паров керосина применяют фильтрующие противогазы с коробкой марки БКФ.
Дизельное топливо – горючая жидкость плотностью 820-870 кг/м 3 ; предельно допустимая концентрация паров и средства защиты такие же, как для керосина.
Мазут – остаток после отбора из нефти светлых нефтепродуктов плотностью 945-960 кг/м 3 , температура вспышки не ниже 140°С.
Гудрон – остаточный продукт после вакуумной перегонки мазута плотностью 990-1000 кг/м 3 , температура вспышки 200°С и выше.
Фракций вакуумной перегонки 350-500°С – продукты, полученные при разгонке мазута в вакууме, плотность 860-900 кг/м 3 .
Углеводородные газы действуют на организм человека так же, как бензин и его пары. Для защиты применяют фильтрующие противогазы с коробкой марки БКФ.
Сероводород – бесцветный газ с характерным запахом, плотность по отношению к воздуху 1,19; хорошо растворяется в воде, с воздухом образует взрывоопасные смеси с пределами взрываемости 4,3-46%, температура самовоспламенения 246°С. Предельно допустимая концентрация в воздухе 0,01 мг/л. Выделяется в процессах переработки сернистых нефтей. Признаки отравления – резь в глазах, светобоязнь, головная боль; при остром отравлении – судороги, удушье, потеря сознания. Для защиты организма от действия сероводорода применяют противогазы с коробкой БКФ.
Для защиты кожи и тела от механических повреждений, термических и химических ожогов, вредного действия нефтепродуктов обслуживающий персонал установки снабжается по установленной норме спецодеждой, спецобувью и рукавицами. Работающие отвечают за их исправность, чистоту, использование по назначению. Для проведения работ в местах, где воздушная среда содержит менее 16% (об.) кислорода или более 0,5% (об. вредных газов и паров, а также в местах, где возможно внезапное появление большого количества вредных газов и паров, применяют противогазы марок ПШ-1 и ГП11-2.
Для ликвидации возможных очагов загорания на установке применяют водяной пар, песок, асбестовые одеяла, огнетушители ОВП-100, ОУ-2, ОП-5, пенную установку. На АВТ должны быть следующие средства индивидуальной защиты: фильтрующие противогазы с коробкой БКФ, шланговые противогазы (не менее двух рабочих и одного резервного с набором масок, спасательным поясом и веревкой), респираторы, защитные очки, брезентовые костюмы, аптечка, комплект неискрящих слесарных инструментов.
Для удаления из помещений вредных паров и газов, предотвращения создания и взрывоопасных концентраций помещения должны быть снабжены вентиляцией (естественной, искусственной, аварийной), Вся аппаратура, оборудование, трубопроводы должны быть заземлены. Аппараты, оборудование и трубопроводы перед вскрытием для ремонта должны быть отключены от технологической схемы, освобождены от нефтепродукта, отглушены, пропарены, проветрены. При всех аварийных ситуациях оператор обязан действовать в соответствии с "Планом ликвидации аварий", который должен быть вывешен в операторной на видном месте. На территории нефтеперерабатывающих заводов запрещается: применять открытый огонь; находиться на рабочем месте без спецодежды; использовать нефтепродукты для стирки спецодежды, мытья окон и полов; загрязнять территорию нефтепродуктами; загромождать проходы, проезды; использовать не по назначению средства пожаротушения; работать неисправным инструментом; уходить с рабочего места без разрешения старшего оператора, допускать посторонних лиц на территорию установок; работать в лотках, колодцах, закрытой аппаратуре без шлангового противогаза и дублера. Во избежание несчастных случаев переходить через трубопроводы можно только в установленных местах и только по переходным мостикам, крышки колодцев канализации должны быть закрыты и присыпаны песком.
Установки первичной переработки нефти относятся к первой категории и обслуживаются старшими операторами высшего VI разряда и операторами IV и V разрядов, В соответствии с общими положениями ("Единым тарифно-квалификационным справочником") рабочие V и VI разрядов помимо работ, перечисленных в тарифно-квалификационной характеристике присвоенного ему разряда, должны обладать знаниями и навыками для выполнения всех работ низшей квалификации этой же профессии. Кроме того, рабочий должен знать:
Рациональную организацию труда на своем рабочем месте; рабочий высшей квалификации – организацию
Технологический процесс выполняемой работы; правила технической эксплуатации и ухода за оборудованием, которое он обслуживает; нормы расхода горючего, энергии, сырья и материалов на выполняемые
Требования, предъявляемые к качеству выполняемых работ (в том числе по смежным операциям и процессам); виды брака, причины, его порождающие, и способы его предупреждения и устранения;
Правила и приемы оказания первой помощи при травмах обслуживающего персонала;
Безопасные и санитарно-гигиенические методы труда, основные средства и приемы предупреждения и. тушения пожаров на своем рабочем месте (участке);
Производственную (должностную) инструкцию и правила внутреннего трудового распорядка;
Слесарное дело в объеме, достаточном для самостоятельного устранения в процессе работы оборудования текущих неполадок;
Основные сведения по экономике труда и производства, рациональную организацию труда на своем рабочем месте.
Обслуживающий персонал расстанавливают в соответствии со штатным расписанием, предусматривающим число и квалификацию рабочих с учетом типа установки. Характеристики работ и обязанности рабочих соответствующих разрядов приведены ниже.
Оператор IV разряда. Характеристика работ: обслуживание оборудования, котлов-утилизаторов, пароперегревателей, печей; ведение технологического процесса по рабочим инструкциям под руководством оператора высшего разряда; переключение работающего оборудования на резервное; регулирование подачи реагентов, расхода топлива, пара, воды и электроэнергии на обслуживаемом участке; наблюдение за работой вентиляционных установок, электромоторов, пусковой аппаратуры и контрольно-измерительных приборов.
Оператор должен знать: технологическую схему установки, топливную схему установки и цеха, схему водоснабжения и канализации установки, сущность технологического процесса, технологический регламент установки или обслуживаемого участка, правила регулирования технологического процесса на обслуживаемом участке, стандарты на сырье и продукцию, свойства применяемого сырья, материалов, промежуточной и готовой продукции; основы электротехники и слесарное дело.
Оператор V разряда. Характеристика работ: ведение технологического процесса в соответствии с рабочими инструкциями под руководством оператора высшего разряда; пуск, вывод на режим и остановка отделения, блока; наблюдение за работой всего оборудования отделений, блоков; регулирование производительности отделения, блока; предупреждение и устранение отклонения процесса от заданного режима; обслуживание приборов КИП, заготовка картограмм, смена их, смена сухих элементов, заполнение перьев чернилами, проверка приборов на О, подготовка отдельных аппаратов или в целом отделений, блоков к ремонту и прием их после ремонта; учет расхода пара, воды, топлива, электроэнергии и запись в производственном журнале; под руководством оператора высшего разряда – пуск и остановка отопительной системы и печей, регулирование их гидравлического режима; наблюдение за состоянием кладки отопительной системы.
Оператор должен знать: параметры процесса и их влияние на качество продукции, методы подбора оптимальных условий процесса; принцип работы и правила эксплуатации технологического и электрооборудования, контрольно-измерительных приборов; порядок чистки аппаратуры, оборудования и отопительной системы; схемы коммуникации промежуточных парков цеха; слесарное дело.
Оператор (старший) VI разряда. Характеристика работ: самостоятельное ведение технологического процесса в соответствии с рабочими инструкциями; пуск, вывод на режим и остановка установки; наблюдение за работой всего оборудования и установки; контроль за соблюдением технологического режима, выходом и качеством получаемых продуктов по показаниям контрольно-измерительных приборов и результатам анализов; регулирование производительности установки, подачи реагентов, расхода топлива, пара, воды и электроэнергии; предупреждение и устранение отклонения процесса от заданного режима; подготовка отдельных аппаратов и установки в целом к ремонту; учет расхода сырья и выработки продуктов; ведение записи в вахтовом журнале.
Оператор должен знать: технологическую схему установки; устройство, принцип работы и правила эксплуатации оборудования, контрольно-измерительных приборов, арматуры и трубопроводов; свойства сырья, реагентов и вырабатываемых продуктов; стандарты на сырье и получаемые продукты; технологию производства и технологический регламент установки; правила регулирования процесса; слесарное дело.
Прием и сдача вахты проходят следующим образом. Оператор приходит на рабочее место за 20-30 мин до начала вахты, обходит установку, проверяет исправность арматуры, показания приборов на местах, защитные и сигнализирующие устройства; если есть отключенные аппараты, проверяет, отключены ли они от действующих коммуникаций; осматривает вентиляционные системы, проверяет наличие средств пожаротушения, аварийных противогазов и других индивидуальных средств защиты. Затем оператор изучает записи в вахтовом журнале и режимном листе, лабораторные анализы. Особое внимание надо обратить на наличие и причины отклонений от нормального технологического режима, выявить причины этих отклонений, ознакомиться в журналах с распоряжениями по установке, полученными со времени предыдущего дежурства оператора, сдающего вахту. Если в процессе приема вахты обнаружены недостатки и неисправности, то об этом делается запись в журнале, обе бригады (сдающая и принимающая) немедленно приступают к восстановлению нормального положения и только после этого заканчивают прием – сдачу вахты.
Оператор, сдающий вахту, в свою очередь полностью подготавливает рабочее место, подробно информирует своего сменщика о положении на установке, после чего проводится прием – сдача вахты. Прием и сдачу оформляют записями в вахтовом журнале лишь после приема и устного доклада членов сдающей бригады о состоянии и работе оборудования на обслуживаемом ими участке.
В начале вахты в вахтовом журнале записывают состав бригады, состояние оборудования и коммуникаций, направления потоков продуктов, выходящих с установки; в течение вахты – все переключения, пуск насосов, аппаратов, трубопроводов, изменения режима, т. е. все существенное. На установке должна вестись также текущая документация, где записывают все показания приборов КИП, результаты анализов и т. д. Правильное и точное ведение документации позволяет анализировать работу установки.
Оператор должен строго соблюдать технологическую и производственную дисциплину, не оставлять рабочее место без разрешения старшего по вахте. К производственной дисциплине относится соблюдение правил техники безопасности, промсанитарии, противопожарной безопасности, режима работы оборудования, бережное отношение к оборудованию, инструментам, другим материалам. К технологической дисциплине относится четкое соблюдение технологического регламента. Причинами нарушений технологической дисциплины являются невнимательное отношение к работе или недостаточная подготовленность оператора к самостоятельной работе. Оператор не может быть допущен к самостоятельной работе без прохождения инструктажа по технике безопасности, пожарной и газовой безопасности и сдачи экзамена на рабочее место.
Http://www. studmed. ru/view/pavlychev-vp-ustanovka-pervichnoy-pererabotki-nefti-pamyatka-operatoru_433626e0555.html
Магистральных нефтепроводов………..…………19-22 2.4 Классификация и состав перекачивающих Станций……………. ……23-25 2.5 Объекты хранения и распределения углеводородов…………. ……. 26-36 2.6 Объекты переработки нефти и газа………………………. …………. 37-48 2.7 Сооружения для морской добычи углеводородов…….……………….49-55 Заключение…………………………………………………………………. 56-60 Приложение………………………………………………………. 62-76 ВВЕДЕНИЕ Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти вбензин.
(технический университет) [pic] КУРСОВая РАБОТА дисциплина: Промышленная экология (наименование учебной дисциплины согласно учебному плану) Тема: Оптимизация процесса очистки сточных вод Нефтеперерабатывающего завода ООО «КИНЕФ» Автор: студент гр. ИЗ-06-3 _____________ /Быстрова Н. В./ (подпись) (Ф. И.О.) Дата: ________________ ПРОВЕРИЛ: Руководитель работы: доцент _____________ .
Некоторых случаях высокая загрязненность воды, использующейся в Технологических процессах, приводит к значительным экономическим потерям, часто необратимым. Это создает предпосылки для более высокой эффективности работы биологических очистных сооружений на предприятиях, что зачастую не соответствует действительности, так как изношено инженерное оборудование. В связи с этим является необходимым реконструкция некоторых узлов на Станциях биологической очистки. На современном этапе определяются такие.
Курсовой проект по дисциплине: «Автоматизация Технологических процессов и производств» на тему: «Автоматизация нефтеперекачивающей насосной Станции» Содержание Введение 3 2.1 Иерархическая многоуровневая структура автоматизированной системы контроля и управления 9 3. Экспериментальная часть 25 3.1. Сущность экспериментального определения статических и динамических характеристик объектов регулирования 25 3.2 Определение передаточной функции.
Глава 1. 1.1 1.2 1.3 Глава 2. 2.1 2.1.1 2.1.2. 2.1.3 2.1.4 2.2. 2.2.1 2.2.2 2.2.3 Глава 1.Обеспечение технической безопасности и Технологической безопасности в процессе транспортировки нефтепродуктов. 1.1 Техническая и экологическая безопасность. Одним из наиболее перспективных путей ограждения среды от загрязнения является создание комплексной автоматизации процессов добычи, транспорта.
Автозаправочных комплексов в Тюменской области, а также несколько АЗС в Курганской и Свердловской областях. Основный вид деятельности – реализация нефтепродуктов на внутреннем рынке через оптовую и розничную сеть. Компания работает напрямую с Нефтеперерабатывающими заводами. Высокую надежность бизнеса обеспечивают: нефтебаза, железнодорожная ветка, свой парк специализированной техники для транспортировки бензина, газа, нефти. Компания располагает собственной нефтебазой, удобными подъездными железнодорожными.
Практика по профилю специальности (Технологическая). ТЕМАТИЧЕСКИЙ ПЛАН Наименование разделов и тем|Кол-во часов| Раздел 1. Подготовительный период|12| Раздел 2. Работа на рабочих местах|402| Раздел 3. Составление отчетов|В течение всегопериода практики| Раздел 4. Сбор материалов для курсовых проектов и работ|В течение всегопериода практики| Раздел 5. Экскурсия на производство|12| Раздел 6. Заключительный период|6| Всего |432| СОДЕРЖАНИЕ ПРАКТИКИ Раздел 1. Подготовительный период.
Защите» подпись, дата подпись, дата КУРСОВАЯ РАБОТА на тему: «ПРОЕКТИРОВАНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА С ЦЕЛЬЮ ПОЛУЧЕНИЯ МАКСИМАЛЬНОГО ВЫХОДА ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА И РАСЧЕТ УСТАНОВКИ ГИДРООЧИСТКИ» Пояснительная записка Руководитель.
Содержание Введение 3 1 Автоматизированная система управления Технологическим процессом 4 1.1 Общие сведения 4 1.2 История развития 5 1.3 Уровни АСУ ТП 6 1.3.1 Полевой уровень 7 1.3.2 Контроллерный уровень 8 1.3.3 Сетевой уровень 8 1.3.4 Верхний уровень 8 2 Этапы проектирования автоматизированных систем управления Технологическим процессом 9 3 Выбор аппаратных средств автоматизированной системы управления Технологическим процессом 11 3.1 Выбор контрольно-измерительных приборов и автоматики.
Современная автомобильная заправочная Станция Экономические преобразования, произошедшие в последние годы в России, привели к кардинальным переменам на товарном рынке. На фоне бурного роста парка автомобилей в несколько раз возросло число АЗС, а также полностью изменилось их качество. Все большее количество наших автозаправочных Станций стало соответствовать мировым стандартам. Пропускная способность сегодняшней сети АЗС в несколько раз выше уровня начала 90-х годов. Выросло количество.
Содержание работы. Введение. 1.Глава – Технологическая часть. 1.1 Основные сведения о магистральном газопроводе. 1.2 Классификация компрессорных Станций и их назначение. 1.3 Основное и вспомогательное оборудование КС. 1.4 Компрессорные Станции с поршневыми ГПА. 1. 5 КС с центробежными газотурбинными ГПА. 1.6 Технологические Схемы компрессорных Станций. 2.Глава – Расчетная часть. 2.1 Исходные данные. 2.2 Расчет свойств перекачиваемого газа.
Применения…………………..……4 2. Схема компрессора………………..………………………………………. 9 3. Технологический расчет двух параметров………………………………. 14 4. Список литературы………………………………………………………….18 Введение Компрессорами называются машины, предназначенные для сжатия (компримирования) и перемещения газов. Потребление газов вообще, а сжатых в особенности, в настоящее время достаточно велико. Особое значение компримирование газов играет в Технологических процессах Нефтеперерабатывающих и химических заводов.
Трубопроводный транспорт состоит из Технологически, организационно и экономически независимых систем магистрального трубопроводного транспорта, магистральных трубопроводов. Система магистрального трубопроводного транспорта — единый имущественный производственный комплекс, состоящий из одного или нескольких Технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых магистральных трубопроводов, а также относящихся к ним Технологических объектов. Указанный комплекс может.
1.Введение Насосными Станциями называют комплексы гидротехнических сооружений и оборудования, обеспечивающие забор воды из источника, транспортировку и подъем ее к месту потребления. Состав сооружений насосных Станций, их взаимное расположение и конструктивное исполнение зависят от множества факторов: назначения, подачи и напоров, природных условий (рельеф местности, колебание уровней воды в верхнем и в нижнем бьефах, объем твердого стока, инженерно-геологические и гидрогеологические условия).
Продукты разрушения горных пород удаляются потоком промывочной жидкости С продувкой – Бурение, при котором продукты разрушения горных пород удаляются потоком газа Основные механизмы и понятия ТП бурения. [pic] Общая Схема буровой установки: 1 — буровое долото; 2 — УБТ – Утяжелённые бурильные трубы; 3 — бурильные трубы; 4 — кондуктор; 5 — устьевая шахта; 6 — противовыбросовое устройства; 7 — пол буровой установки; 8 — буровой ротор; 9 — ведущая бурильная труба; 10 —.
П Р О Е К Т Сооружение насосных и компрессорных Станций Проверил: Григорьев С. В. СОДЕРЖАНИЕ 1. ВВЕДЕНИЕ. 4 1.1. История и перспективы развития хранения и транспортировки нефти и нефтепродуктов 4 2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ. 5 2.1. Расчётная Схема Технологических трубопроводов НС. 5 3 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 12 3.1 Назначение и классификация насосных Станций 12 3.2 Требования к устройству трубопроводов 13 .
Федерации Омский государственный технический университет Кафедра «Автоматизация и робототехника» Пояснительная записка К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ на тему: «Автоматизированная система управления вентиляционной системой нефтеперекачивающей насосной Станции» Разработал: Петренко Д. С._______ .
Химмотологии _______________________ « к защите »_____ оценка _______________________ _____________________ подпись, дата подпись, дата КУРСОВАЯ РАБОТА на тему: «Разработка поточной Схемы переработки мазута Карактайской нефти с получением ассортимента масел и твердых углеводородов» Руководитель ст. пр. Студент Галкина Р. П. Килякова А. Ю.
Нефтяной технический университет» Кафедра автоматизации Технологических процессов и производств УДК 681.5:622.692.4.052.012 Дипломный проект Автоматизация нефтеперекачивающей Станции «Муханово» ОАО «Самаранефтегаз» Студент гр. АГ 07-01 К. А. Багаутдинова Руководитель доц. И. Н. Мымрин Уфа Реферат Дипломный проект 104 с., 16 рисунков, 19 таблиц, 12 использованных источников, 1 приложение. Система Автоматизации НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ, УРОВНИ АВТОМАТИЗАЦИИ НПС, МОДЕРНИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ СГЛАЖИВАНИЯ.
ПРОЕКТИРОВАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАНОЙ СИСТЕМЫ ГОЛОВНОЙ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ Курсовой проект по дисциплине «Проектирование автоматизированных систем» Реферат Пояснительная записка содержит 93 страницы машинописного текста, 12 таблиц, 30 рисунков, 1 список использованных источников из 26 наименований, 1 приложение, 1 альбом графической документации. Объектом исследования является ГНПС. Цель работы – разработка автоматизированной системы управления ГНПС с использованием ПЛК, на.
НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ РЕСУРСОЭФФЕКТИВНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ» Факультет: Институт кибернетики Специальность: 220301 Автоматизация Технологических процессов и производств (в нефтегазовой отрасли) Кафедра: Интегрированных компьютерных систем управления ПРОЕКТИРОВАНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАНОЙ СИСТЕМЫ ГОЛОВНОЙ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ Курсовой проект по дисциплине «Проектирование автоматизированных систем» ФЮРА.425280.001.ПЗ Студент гр. 8201 .
Образования Тихоокеанский государственный университет Кафедра маркетинга и коммерции КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине: Организация, технология и проектирование торговых предприятий Тема: «Складской Технологический процесс» Выполнил: студент гр. К-61 Курс: 3 Специальность: коммерция.
Спроса 6 1.2 Коньюнктура рынка спроса 8 1.3 Обеспечение необходимыми ресурсами 10 1.4 Цель и задачи 11 2 Технологический рассчет комплекса 12 2.1 Схема Технологического процесса 12 2.2 Выбор основного оборудования 13 2.3 Годовой объем работ на постах ТО и ремонта 19 2.4 Годовой объем работ по УМР 19 2.5 Расчет численности рабочих СТО 20 2.6 Расчет числа постов 26 2.7 Технологический расчет АЗС 27 2.8 Система хранения топлива 28 2.9 Система приема топлива 29 2.10 Система подачи топлива.
Районы переработки являются основными критериями оценки функционирования трубопроводного транспорта. Отказы на магистральных нефтепроводах (МН) приводят к полному или частичному прекращению перекачки, нарушают нормальную работу промыслов, Нефтеперерабатывающих заводов и нефтебаз. Аварии на МН, сопровождающиеся разливами нефти, наносят значительный ущерб окружающей среде, способны привести к взрывам и пожарам с катастрофическими последствиями. по этой причине обеспечение надежной работы МН является.
ЗАТРАТ И КАЛЬКУЛИРОВАНИЕ СЕБЕСТОИМОСТИ ПРОДУКЦИИ В НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛИ 1.1 Номенклатура статей учета затрат и калькулирования В Нефтеперерабатывающей промышленности используется следующая номенклатура статей учета затрат и калькулирования: 1. Сырье и материалы. 2. Полуфабрикаты собственного производства 3. Возвратные отходы (вычитаются). 4. Вспомогательные материалы на Технологические цели 5. Топливо и энергия на Технологические цели. 6. Основная заработная плата производственных.
Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение СПО Сургутский нефтяной техникум Дневник-отчет по Технологической практике СНТО. 13050302 Руководитель С. Ф. Заруцкая 2007 СОДЕРЖАНИЕ 1.ВВЕДЕНИЕ 3 2. Ознакомление с районом практики.
СОСТАВЛЕНИЯ ГЛАВНЫХ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОДСТАНЦИЙ Учебное пособие Омск – 2009 УДК 621.311.4(075) ББК 31.278я73 0-75 Рецензенты: В. К. Федоров – д. т.н., профессор кафедры «Физика» СИБАДИ; Б. Н. Коврижин – к. т.н., начальник учебно-производственного центра МУПЭП «Омскэлектро» г. Омска. М. Ю. Николаев, В. Н. Горюнов, В. К. Грунин, К И. Никитин, Е. В. Петрова, А. А. Вырва. Под общ. редакцией М. Ю. Николаева. Основы составления главных Схем электрических.
СОДЕРЖАНИЕ Производственная Технологическая практика 1. Ознакомление с лесхозом и его производственной деятельностью 2. Структура управления предприятием 3. Механизация лесного хозяйства 4. Организация охраны труда на предприятии Производственная преддипломная практика 1. Краткая характеристика организации территории лесничества 1.1 Местонахождение и площадь лесничества 1.2 Организация территории. Объём и характер выполненных лесоустроительных работ 2. Характеристика лесного фонда. Основные положения.
ВКЛАД ГРОЗНЕНСКИХ НЕФТЯНИКОВ В РАЗВИТИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ Современная Нефтеперерабатывающая промышленность является одной из наиболее сложных и насыщенных техникой отраслей промышленности. Характерная особенность ее— многообразие применяемых Технологических процессов и приемов для разделения и превращения углеводородов и их смесей, а также высокая степень автоматизации и механизации различных операций. Темпы развития Нефтеперерабатывающей промышленности чрезвычайно высоки и.
Газонаполнительная Станция Газонаполнительная Станция (ГНС) — это база снабжения СУГ, включающая комплекс Технологического оборудования, предназначенного для выполнения операций по приему, хранению и наполнению баллонов и цистерн автомобильных газовозов. Кроме того комплектация оборудования ГНС может обеспечивать также диагностику, ремонт и восстановление баллонов. ГНС различаются по производительности и Технологической оснащенности согласно основному предназначению. Производительность газонаполнительной.
ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………2 1. Понятие и классификация основных фондов предприятия……………….3 2. Состав и структура основных фондов нефтяных, Нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий……………..…7 3. Оценка основных фондов……………………………………………………10 4. Износ основных фондов, их срок службы и амортизация………………. 13 5. Показатели использования основных фондов и методика их определения………………………………………………………………….16 6. Пути улучшения использования основных.
Введение Нефтеперерабатывающая промышленность – замыкающее звено нефтяной отрасли. От ее состояния зависят показатели всей отрасли, экономика и обороноспособность страны. Важнейшей проблемой, стоящей в настоящее время перед Нефтеперерабатывающей промышленностью, является углубление переработки нефти с целью максимального получения наиболее ценных светлых нефтепродуктов – моторных топлив и нефтехимического сырья. Актуальность углубления переработки нефти все более возрастает в связи со снижением.
Тема 4. СТРАТЕГИЧЕСКИЕ ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕГАЗОВОЙ И НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ОТРАСЛЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В СТРУКТУРЕ ХОЗЯЙСТВЕННОГО КОМПЛЕКСА УКРАИНЫ План: 4.1. Анализ и оценка современного состояния нефтегазового комплекса страны 4.1.1. Общее состояние нефтегазовой отрасли промышленности 4.1.2. Состояние Нефтеперерабатывающей промышленности 4.2. Стратегические проблемы и направления реформирования нефтегазового комплекса страны Контрольные вопросы по теме 4 Литература: Р.
Карты 3.4.4 Схемы оплаты 3.5 Функциональный состав системы 3.5.1 Состав модулей процессингового центра «АйТи-Ойл» 3.5.2 Роли персонала ЦП и РП системы «АйТи-Ойл» 3.5.3 Подсистема безналичных расчётов с использованием контактных пластиковых карт (АСБР SmartCity) 3.5.3.1 Функции, выполняемые АСБР SmartCity в варианте интегрированной подсистемы 3.5.3.2 Состав модулей АСБР SmartCity 3.5.3.3 Возможная конфигурация и состав рабочих мест АСБР SmartCity 3.5.4 Автозаправочная Станция 3.6 Состав.
Содержание Введение Глава 1. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность Республики Башкортостан с экологической точки зрения…………………….3 1.1 Загрязнение атмосферы…………………………………………………3 1.2 Загрязнение водного бассейна………………………………………….4 1.3 Загрязнение твердыми и жидкими отходами…………………………6 Глава 2. Проблемы охраны природы и основные направления их решений…7 Глава 3. Методологические основы оценки экономической эффективности природоохранных.
Характеристика Нефтеперерабатывающей промышленности России. Нефтеперерабатывающая промышленность России — отрасль российской топливной промышленности. Российская Нефтеперерабатывающая промышленность является одной из крупнейших в мире. По общему объёму переработки нефти Россия входит в пятёрку мировых лидеров, уступая только США и Китаю. Переработка нефти в России ведётся на 28 крупных Нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ), а также более чем на 200 мини-НПЗ. Суммарная мощность перерабатывающих.
ВВЕДЕНИЕ Станция магистральный нефтепровод Нефтеперекачивающая Станция (НПС) представляет собой комплекс сооружений и устройств для приема, накопления и перекачки нефти по магистральному нефтепроводу и подразделяются по назначению на нефтеперекачивающие Станции с емкостью и НПС без емкости. К магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам относятся: – нефтепроводы и отводы от них, по которым нефть подается на нефтебазы и перевалочные нефтебазы; – нефтепродуктопроводы и отводы от них.
Учебник для вузов Под редакцией 8.М. Лавыгина, А. С. Седлова, СВ. Цанева Допущено Министерством образования и науки Российской Федерации в качестве учебника для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специальности «Тепловые электрические Станции» направления «Теплоэнергетика» Рекомендовано Корпоративным энергетическим университетом в качестве учебника для системы подготовки, переподготовки и повышения квалификации персонала энергетических компаний, а также для вузов, осуществляющих подготовку.
СОДЕРЖАНИЕ 1. Введение 2 2. Классификация трубопроводов 2 3.Основные показатели 2 4. сооружения магистрального нефтепровода 3 5.Системы перекачки нефти 5 6. Нефтеперекачивающие и наливные Станции 6 7. Технологическая Схема НПС 7 8.Автоматизация, телемеханизация и автоматизированная система управления Технологическими процессами 10 9. Электростнабжение и электорообрудование 10 10. Средстава защиты от коррозии 11 11. Изолционные покрыштия 11 12. Электорохимическая защита трубпроводов 12 13. Техническое.
Указанного в задании объекта (Технологического агрегата, Технологической установки, производственной системы, организации и т. п.), виды используемых ресурсов, реализуемые в объекте основные и вспомогательные Технологические процессы, способы управления основными Технологическими параметрами этих процессов с целью получения заданных характеристик получаемой продукции (услуг). 3. Разработать графическую (принципиальную) Схему основных и вспомогательных Технологических процессов (с подпроцессами), реализуемых.
ННК Муртазин Д. Ф. Группа 2 Ст-2 Отчет по учебно-ознакомительной практике. Задание для курсового проектирования По курсу «Обслуживание и эксплуатация Технологического оборудования» Студенту 2 курса группы 2 Ст-2 специальность 21.02.03 Муртазину Д. Ф. Тема: Технология перекачки нефти. 1.Пояснительная записка: 1.Введение: 1.1. Значение НПС и трубопроводного транспорта для России и мира. 1.2. Что такое НПС, назначение и классификация. 2.Организационая структура ЛПДС.
Содержание Введение____________________________________________________ ___Источники загрязнения внутренних водоемов_______________________Методы очистки сточных вод_____________________________________Выбор Технологической Схемы очистки сточных вод_________________Заключение______________________________ ______________________Литература____________________________ _________________________ | 348111315 | Введение Вода – ценнейший природный ресурс. Она играет исключительную.
Представляющая опасности для экологии доставка жизненно важна для процветания данной отрасли. Так как нефть и газ перемещаются по трубопроводам под действием давления, то для транспортировки достаточно установить на определенных участках трассы насосные Станции. Трубопроводы являются важнейшей частью транспортной системы. Их основной задачей является транспортировка сырой нефти и жидких нефтепродуктов. Помимо нефти по трубопроводам также транспортируют природный газ и жидкие химикаты. Данный вид транспорта.
Пояснительная записка К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ 140610 «Электрооборудование и электрохозяйство предприятий, организаций и учреждений» Тема«Электрооборудование и электрохозяйство Нефтеперерабатывающего завода» г. Омск Электрооборудование и электрохозяйство Нефтеперерабатывающего завода Исходные данные на проектирование. 1. Генеральный план. 2. Мощность системы 650 MBА. 3. Питание предприятия можно осуществить от подстанции энергосистемы на классах напряжения.
Федеральное агентство по образованию Государственного образовательного учреждения Высшего профессионального образования Казанский государственный Технологический университет Реферат на тему: Общее и различие в промысловой и заводской подготовке нефти Выполнил ст. гр. 419-М8 Тулябаева Э. И. .
Магистральных нефтепроводов 5 1.3 Проблемы сохранения надежности линейной части действующих магистральных нефтепроводов 8 2 Нефтеперекачивающие Станции магистральных нефтепроводов 10 2.1 Классификация нефтеперекачивающих Станций магистральных нефтепроводов 10 2.2 Технологическая Схема ГНПС нефтепровода и ГНПС эксплуатационного участка 11 2.3 Совместная работа насосных Станций и линейной части нефтепровода 13 3 Оценка эксплуатационной надежности и прочности магистрального нефтепровода 16 3.1 Оценка конструктивной.
На три группы: внутренние, местные и магистральные. Внутренние нефтепроводы находятся внутри чего-либо: промыслов (внутрипромысловые), нефтебаз (внутрибазовые), Нефтеперерабатывающих заводов (внутризаводские). Протяженность их невелика. Местные нефтепроводы соединяют различные элементы транспортной цепочки: нефтепромысел и головную Станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов. Протяженность местных нефтепроводов больше, чем внутренних и достигает.
Водоснабжения, канализации, очистных сооружений. Объекты ОЗХ занимают большую часть территории предприятия, а стоимость их строительства превышает 40% от общей стоимости заводов. Состав объектов ОЗХ зависит от профиля предприятия, его Технологической Схемы. Например, на заводах топливно-масляного профиля заметное место принадлежит узлам приготовления товарных масел, приема многочисленных присадок со стороны, хранения и затаривания твердых парафинов и т. д. Эти объекты на заводах топливного профиля.
Нефтепродуктов в процессе биологической очистки сточных вод 1.5 Интенсификация процессов биологической очистки 1.6 Системы аэрации сточных вод 2. Разработка Технологической Схемы очистки 2.1 Описание Технологической Схемы 2.2 Контроль производства 2.3 Анализ эффективности работы очистных сооружений и возможные пути изменения Технологического режима для улучшения качества очистки сточных вод 3. Расчёт материального баланса 4. Проектирование промышленного аппарата 4.1 Расчёт аэротенка-вытеснителя.
Объектах произошло множество чрезвычайных ситуаций, обусловленных пожарами и взрывами, которые привели к гибели людей и крупным материальным ущербам. Наиболее уязвимыми в этом отношении являются нефтебазы III категории, мини НПЗ, небольшие объекты с Технологическими установками с обращением нефти и нефтепродуктов. Это обусловлено в основном несовершенством нормативной базы, удаленностью объектов от отделений пожарной охраны, отсутствием на этих важных объектах новейших средств пожарной защиты. Предприятия.
Тему: «Технологический расчёт магистрального нефтепровода» 2009 Содержание 1. Введение 2. Определение оптимальных параметров магистрального нефтепровода 2.1 Определение диаметра трубопровода 2.2 Выбор насосного оборудования 2.3 Определение толщины стенки трубопровода 3. Расчет на прочность и устойчивость магистрального нефтепровода 4. Определение числа нефтеперекачивающих Станций (НПС) 5. Построение совмещенной характеристики магистрального нефтепровода и перекачивающих Станций 6.
На Нефтеперерабатывающие заводы и экспорт. Магистральные трубопроводы, обеспечивая энергетическую безопасность страны, в тоже время позволяют разгрузить железнодорожный транспорт для перевозок других важных для народного хозяйства грузов. Трубопроводный транспорт нефти имеет ряд преимуществ по сравнению с водным и железнодорожным транспортом: минимальная дальность транспортировки, ритмичность работы поставщиков и потребителей, наименьшие потери нефти, наибольшая автоматизация Технологических процессов.
Гидравлическому расчету магистральных нефтепроводов, и др. Законы гидравлики широко используют во многих областях техники. На их основе создаются и работают насосы, гидроприводы, многие машины, аппараты и приборы, применяемые в химической, Нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Используя законы гидравлики, проектируют и строят различные гидротехнические сооружения. В нашей стране построены крупнейшие в мире каналы для промышленного и питьевого водоснабжения и ирригации, водопроводные.
Резервирования. Иногда хранение нефти и нефтепродуктов совмещается с другими Технологическими операциями (обезвоживание, обессоливание нефти, смешение, подогрев и т. д.). Осуществляется в емкостях на нефтепромыслах, перекачивающих Станциях и наливных Станциях магистральных нефте – и продуктопроводов, сырьевых и товарных парках Нефтеперерабатывающих заводов; в емкостях и мелкой таре на нефтебазах и автозаправочных Станциях. При транспортировке и хранении нефтепродуктов и нефти имеют место потери от: .
12. ГРС-2 «Затон»…………………………………………………………………. 13. Уфимский филиал ОАО «Башкирнефтепродукт»……………………………… 14. АЗС №186 ОАО «Башкирнефтепродукт»…………………………………….. 15. Обзор стендов …………………………………………………………………. 16.3. Нефтеперекачивающая Станция………………………………………. 16.4. РВСПК-50000…………………………………………………………. Заключение…………………………………………………………………………Список использованных источников……………………………………………..ВведениеС 24 по 16 июля наша группа БМТ-12-05 прошла первую учебную (ознакомительную) практику.
Российской Федерации САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра (Проектирование, сооружение и эксплуатация нефтегазопроводов и нефтегазохранилищ( О Т Ч Е Т по первой производственной (Технологической) практике Выполнил студент Соловьев Ю. Ю. 3-НТФ-3 Руководитель практики от университета _______________ Заборовский Евгений Иванович (подпись) (Ф. И.О.) САМАРА 2012.
Компании-имеют Нефтеперерабатывающие заводы для получения своего сырья, но большую часть нефтяного бизнеса все-таки осуществляют 10-20 интегрированных нефтяных компаний. В США часто используют название «главные» нефтяные компании, которое относится к таким корпорациям, как Эксон, Шелл, Шеврон, Мобил, Тексако, Амоко, Бритиш Петролеум. Некоторые относительно крупные компании не являются полностью интегрированными, например компания Оксидэйшен Петролеум не имеет своих Нефтеперерабатывающих заводов и автозаправочных.
Комплекса сооружений Нефтеперерабатывающего завода. Цель работы –разработать проект производства топографо-геодезических работ для генерального плана Нефтеперерабатывающего завода, на обеспечение строительства административного здания и на прокладку подземных коммуникаций. Метод исследования – общенаучный, практический. Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) представляют собой сложные многоотраслевые предприятия, в состав которых входят различные инженерные сооружения Технологические цеха и установки.
Назначение, область применения, классификация. 3 Схема с подробным описанием конструкций. 4 Описание принципа действия. 8 Технический расчет. 9 ВВЕДЕНИЕ Аппараты воздушного охлаждения (АВО) – теплообменные аппараты, предназначенные для конденсации жидких, газообразных и парообразных сред, а так же их охлаждения в Технологических процессах различных областей народного хозяйства. В аппарате по трубным секциям движется охлаждаемый Технологический продукт, который передает свою тепловую энергию.
Завода включает в себя 2 основных цеха по эксплуатации Технологических установок компримирования, очистки и осушки нефтяного газа, сероочистки, низкотемпературной конденсации и ректификации, газофракционирования. [pic] Вспомогательные производства включают в себя 12 цехов и участков: пароснабжения, водоснабжения, цех КИП и А, электроцех, автотранспортный цех, центральную заводскую лабораторию, цех по ремонту и обслуживанию Технологического оборудования, участок по производству и реализации.
Http://www. skachatreferat. ru/poisk/%D1%82%D0%B5%D1%85%D0%BD%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0%B3%D0%B8%D1%87%D0%B5%D1%81%D0%BA%D0%B0%D1%8F-%D1%81%D1%85%D0%B5%D0%BC%D0%B0-%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B5%D0%B9-%D1%81%D1%82%D0%B0%D0%BD%D1%86%D0%B8%D0%B8/1
В зависимости от состава исходного газа компания предлагает примерную схему газоперерабатывающего завода, состоящего из основных блоков.
Установки могут быть разработаны на различные производительности по газу, с применением различных технологий подготовки газа.
Установки предназначены для эксплуатации в климатических зонах с температурой воздуха от минус 60°С до плюс 45°С.
В комплект поставки установок входит: компрессорное, колонное, теплообменное, емкостное, насосное оборудование, шкафы с электрооборудованием и технические средства, системы автоматизированного управления и регулирования.
Чтобы знать, что из себя будет представлять газоперерабатывающая установка и какие основные блоки будут входить в ее состав, необходимо знать состав газа, т. к. природный и попутный газ, получаемый с промыслов, содержит посторонние примеси: твердые частицы (песок и окалину), конденсат тяжелых углеводородов, водяные пары и часто сероводород, углекислый газ и меркаптаны.
Присутствие твердых частиц в газе приводит к быстрому износу соприкасающихся с газом деталей компрессоров. Твердые частицы засоряют и портят арматуру газопровода и контрольно-измерительные приборы; скапливаясь на отдельных участках газопровода, они сужают его поперечное сечение.
Жидкие частицы, оседая в пониженных участках трубопровода, также вызывают уменьшение площади его поперечного сечения. Они, кроме того, оказывают корродирующее действие на трубопровод, арматуру и приборы.
Влага в определенных условиях приводит к образованию гидратов, выпадающих в газопроводе в виде твердых кристаллов. Гидратные пробки могут полностью закупорить трубопровод.
Сероводород— весьма вредная примесь. В количествах, больше чем 0,01 мг на 1л воздуха рабочей зоны, он ядовит. При промышленном использовании газа содержащийся в нем сероводород отрицательно сказывается на качестве выпускаемой продукции. В присутствии влаги сероводород вызывает сильную коррозию металлов.
Углекислый газ вреден главным образом тем, что он снижает теплоту сгорания газа.
Перед поступлением в магистральный газопровод газ должен быть осушен и очищен от вредных примесей.
Http://www. premen. ru/ru/content/gas/scheme/
Принципиальная технологическая схема висбрекинга на Омском НПЗ. Сырье I, подогретое в теплообменнике, направляется в аккумулятор испарителя низкого давления, откуда забирается и прокачивается двумя потоками через печь крекинга легкого сырья, где нагревается до 390–400 ?С и поступает в ректификационную колонну. Аппараты: 1 – насосы; 2 – печь крекинга тяжелого сырья; 3 – печь крекинга легкого сырья; 4 – реакционная камера; 5 – эвапоратор; 6 – ректификационная колонна; 7 – конденсаторы-холодильники; 8 – рефлюксные емкости; 9 – испаритель низкого давления; 10 – теплообменники; 11 – холодильники. Потоки: I – горячее сырье с АВТ; II – жирный газ; III – бензин; IV – газ на факел; V –дистиллят; VI – крекинг-остаток.
Размеры: 720 х 540 пикселей, формат: .jpg. Чтобы бесплатно скачать слайд для использования на уроке, щёлкните на изображении правой кнопкой мышки и нажмите «Сохранить изображение как. ». Скачать всю презентацию «Висбрекинг нефтяного сырья. pptx» можно в zip-архиве размером 489 КБ.
«Процессы переработки нефти» – Полимеризация. Кислород, азот и др. элементы. Сера (0,1-5%). Имеет специфический запах. Не растворима в воде. Продукты нефтепереработки. Углеводороды (79-88%). Фракции нефти: Америка (15%). Ближний и Средний Восток (64%). Легко воспламеняется. Примерный состав нефти в саратовской области. В начало. Ректификационная колонна.
«Ценообразование нефти» – Проблемы ценообразования. Перспективы развития нефтяной отрасли в России. Добыча и потребление. Что влияет на цены в мировом масштабе. Прогнозы цен на нефть и нефтепродукты. Взлет цен. Регионы-производители нефти. Структура рынка. Основные направления развития. Нефтеперерабатывающая промышленность. Проблемы ценообразования в России.
«Нефтяная промышленность России» – Нетрадиционные источники энергии. В феврале 1959 г. Был введён в эксплуатацию наливной пункт в Сокуре. Переработка нефти происходит на НПЗ. Средняя себестоимость добычи нефти составляет 7 долларов за баррель. Строительство нефтеналивной станции началось в 1958 году. Крупнейшие нефтяные компании России.
«Нефтяные компании» – Финансирование независимых нефтяных компаний. Принятие изменений к Закону «О недрах» даст дополнительный стимул к развитию рынка. Параметры финансирования. Конкуренты. Губкина. Финансирование независимых нефтяных компаний обладает определенной спецификой. Типы финансирования независимых компаний. Независимая нефтяная компания.
«Переработка нефти» – Деньги проекта в основном остаются в России. Гидрокрекинг. Глубокая переработка нефти в России. Банк – иностранный, кредит льготный. Создание российской государственной инжиниринговой компании по нефтепереработке и нефтехимии. Вакуумная перегонка. Анализ российского периода работ по глубокой переработке нефти.
«Нефтяная промышленность Казахстана» – Подводные сооружения и манифольды»; – ISO/FDIS 19901-6 «Промышленность нефтяная и газовая. ISO/DIS 19906 «Промышленность нефтяная и газовая. Неметаллические материалы, используемые в различных средах добычи нефти и газа. Оборудование для управления буровыми скважинами. Проектирование и эксплуатация систем подводной добычи.
Http://900igr. net/prezentacija/ekonomika/visbreking-neftjanogo-syrja-175140/printsipialnaja-tekhnologicheskaja-skhema-visbrekinga-na-omskom-npz-10.html