Цеха нефтеперерабатывающего завода

Цех нефтеперерабатывающего завода обычно состоит из HI-скольких технологически связанных установок по переработке з ефгяного сырья.  [1]

В цехах нефтеперерабатывающих заводов применяют различные промышленные противогазы.  [2]

Продутый битум получается в асфальтовых цехах нефтеперерабатывающих заводов следующим образом.  [3]

Для этой цели для каждого цеха нефтеперерабатывающих заводов предусматриваются цеховые контрольные лаборатории, а для наиболее крупных, кроме того, центральные и товарные лаборатории.  [4]

Рассмотрим условный пример расчета валового выпуска технологических установок одного из цехов нефтеперерабатывающего завода.  [5]

Рассмотрим условный пример расчета годового валового выпуска технологических установок одного из цехов нефтеперерабатывающего завода.  [6]

Первая глава включает материалы по возникновению и становлению промышленных предприятий Республики Башкортостан, направленных на скорейший ввод в эксплуатацию установок и цехов нефтеперерабатывающих заводов.  [7]

В настоящем VI выпуске трудов БашНИИ НП по сравнению с выпуском V получил дальнейшее развитие раздел Подготовка сырья для нефтехимических производств, введены новые разделы: Оборудование нефтеперерабатывающих заводов, Экономика и исключен раздел Новости заводской практики, так как опытно-исследовательские цеха нефтеперерабатывающих заводов Башкирии начали издавать собственные сборники своих работ.  [8]

Сюняев Загидулла Исхакович ( 1929) – ученый в области технологии переработки нефти и газа. Старший инженер цеха, начальник опытно-исследовательского цеха Новоуфимского нефтеперерабатывающего завода ( 1953 – 1962); заведующий кафедрой технологии переработки нефти и газа, ректор Уфимского нефтяного ин-та ( 1962 – 1976); заведующий кафедрой технологии переработки нефти и газа Московского нефтяного ин-та – Государственной академии нефти и газа им. Награжден орденами и медалями СССР.  [9]

Туда же с промыслов направляются нестабильные газобензииы для последующей переработки. Нефти на промыслах Грозного не стабилизируются, а направляются на установки первичной переработки грозненского нефтеперерабатывающего завода. Извлеченные бензины поступают для стабилизации в третий цех нефтеперерабатывающего завода.  [10]

В технологических нефтеперерабатывающих установках катализаторы после загрузки эксплуатируются в течение 1 – 2 лет. После этого срока дезактивированные катализаторы выгружают и в реакторы загружают свежие. Эти дезактивированные катализаторы еще имеют большую ценность. Сбор отработанных катализаторов и извлечение из них платины, кобальта, молибдена имеют большое народнохозяйственное значение. Частично регенерацию отработанных катализаторов можно осуществлять в ката-лизаторных цехах нефтеперерабатывающих заводов. В других случаях сложность отделения ценных металлов от загрязняющих примесей делает экономически более выгодным использовать отработанные катализаторы непосредственно на предприятиях промышленности цветной металлургии, вырабатывающих соответствующие металлы. При этом отработанные катализаторы могут перерабатываться совместно с концентратами природных руд.  [11]

Перспективной конструкцией тарелок является трапециевидная клапанная тарелка [5], которая прошла испытания на стендах Ново-Уфимского НПЗ и промышленные испытания на нескольких заводах. Трапециевидная тарелка обладает меньшим гидравлическим сопротивлением, широким диапазоном работы и может применяться как в вакуумных, так и в атмосферных колоннах. В отличие от трапециевидных клапанных тарелок конструкции ВНИИНефтемаша клапанная тарелка конструкции Ново-Уфимского НПЗ более надежна в эксплуатации; клапаны не вылетают и не проваливаются. Так, например, колонна К-2 диаметром 2800 мм установки АВТ имеет 39 трапециевидных тарелок конструкции ВНИИНефтемаша, которая эксплуатируется с 1989 г. За время эксплуатации ( относительно небольшой срок) клапаны стали проваливаться, что существенно отражается на показателях работы колонны. К тому же для однопоточных тарелок такого диаметра полотна пружинят и при ремонтных работах создается опасность провала полотна. Следует отметить, что конструкции мас-сообменного оборудования, разработанные на Ново-Уфимском НПЗ надежны в эксплуатации, могут быть изготовлены в условиях ремонтного производства или цеха нефтеперерабатывающего завода.  [12]

Http://www. ngpedia. ru/id585459p1.html

Нефтеперерабатывающая промышленность страны – это мощный комплекс непрерывных поточных производств, реализующих многовариантную технологию переработки нефти с выпуском нефтепродуктов широкого ассортимента.

Технологическая структура нефтепереработки содержит в себе ряд таких процессов, как первичная переработка, вакуумная перегонка мазута, каталитический крекинг, гидрокрекинг, термокрекинг, коксование, каталитический риформинг, гидроочистка керосинов и др.

В настоящее время в России переработку нефти осуществляют 27 заводов. Кроме того, действуют шесть малотоннажных нефтемаслозаводов, два завода по переработке сланцев, отдельный завод по выпуску катализаторов.

Основные производственные процессы в нефтепереработке имеют ряд особенностей, отличающих эту отрасль промышленности от других и влияющих на формы и методы организации производства. Для них характерно следующее:

1) производственные процессы относятся к аппаратурным процессам (так как протекают в закрытых аппаратах);

2) в основном процессы непрерывны, лишь небольшая часть процессов периодическая, но их работа также организована по непрерывному циклу, для этого в составе процесса имеется резервное основное оборудование;

3) многие процессы имеют комплексный характер, в процессе получается из одного вида сырья несколько продуктов (целевых и побочных), одну и ту же установку можно использовать для переработки разных видов сырья, она может вырабатывать различные продукты;

4) основные виды готовой товарной продукции получаются путем смешения; компаундирование готовой продукции также можно производить различными методами;

5) отдельные технологические процессы, так же как и в целом производственные процессы, отличаются большой сложностью; это вызывается высокими температурами и часто высоким давлением, при которых протекает процесс, большими скоростями реакции, необходимостью применения катализаторов, инициаторов для нормального протекания реакции, особыми требованиями к чистоте сырья; сложность процессов увеличивается по мере повышения требований к качеству продукции и улучшению использования сырья;

6) для процессов характерен короткий производственный цикл, время реакции измеряется минутами, а часто и долями секунды; причем изменение реагирующих масс, их передвижение и лабораторный контроль происходят одновременно во время работы технологических установок;

7) основные процессы протекают в закрытых аппаратах, поэтому предмет труда удален от исполнителя; контроль за ходом производства происходит по показаниям контрольно-измерительных приборов и данных периодических анализов качества продукции и сырья;

8) для производственных процессов характерна большая потребность в энергии, транспорте, ремонтных работах и др.;

Длительность производственного цикла в нефтепереработке и нефтехимии определяются продолжительностью:

Передвижения сырья и полуфабрикатов от одной технологической установки к другой;

Хранения полуфабрикатов в промежуточных резервуарах для установления качеств или накопления;

Краткосрочный производственный цикл, непрерывность процессов, большая потребность в продукции отрасли позволяют организовать на предприятиях крупнотоннажное массовое, непрерывное производство. Для нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий характерны большие мощности как самих заводов, так и отдельных технологических установок. Мощность заводов зависит от многих факторов и в первую очередь – от потребности района в продукции отрасли, ресурсов сырья и топлива, а также от близости других нефтеперерабатывающих предприятий.

В современных условиях признана наиболее целесообразной мощность нефтеперерабатывающих заводов по сырью 12-18 млн. т, заводов по производству полиэтилена – 120 тыс. т, по производству каучука – 200 тыс. т.

Мощность современных технологических установок АВТ 6 млн. т, каталитического реформинга – 1200 тыс. т, гидроочистки – 1500 тыс. т и т. д.

Комплексный характер сырья приводит к тому, что в составе предприятия имеется несколько основных производственных процессов.

В составе производственного процесса, как правило, несколько частичных технологических процессов. Так, в производстве масел объединяется 6-8 частичных технологических процессов: АВТ, деасфальтизация, селективная очистка, смешение. В производстве дивинила также шесть частичных процессов: подготовка сырья, первая стадия – дегидрирование, вторая стадия – газоразделение, выделение дивинила. Причем число частичных процессов увеличивается по мере роста требований к качеству продукции отрасли. Так, повышение требований к бензину потребовало введения в схему процессов реформинга, алкилирования, изомеризации и других; увеличение потребности в бензинах привело к вводу каталитического и гидрокрекинга. Повышение качества полиэтилена связано с вводом дополнительных стадий очистки сырья и т. д.

Вследствие большого числа технологических процессов многие нефтеперерабатывающие и нефтехимические предприятия представляют собой комбинаты.

Комбинирование наиболее полно отвечает специфике нефтепереработки и нефтехимии, так как обеспечивает улучшение использования комплексного сырья, сокращает его расход, уменьшает стадии переработки, затраты на транспорт сырья и полуфабрикатов, уменьшает складские запасы, а отсюда приводит к улучшению технико-экономических показателей. Помимо комбинатов, в промышленности имеются и специализированные заводы: синтетического каучука, топливные, топливно-масляные. Но и эти заводы в своем составе имеют множество технологических процессов. Тип завода и степень комбинирования во многом определяются количеством исходного сырья, обеспеченностью сырьем и топливом, структурой потребности экономического района, мощностью предприятия.

Комплексный характер и взаимозаменяемость сырья и процессов приводят к многовариантности их работ. Эта особенность и предъявляет особые требования к планированию, способствует применению экономико-математических методов. Нефтепереработка была одной из первых отраслей, где они были применены.

Аппаратурный характер процессов, их сложность и непрерывность требуют высокой степени автоматизации производства. Четкость и непрерывность работы технологических процессов достигается тем, что основные ее аппараты работают по заданному режиму путем автоматического регулирования параметров или ручного управления по показаниям соответствующих контрольно-измерительных приборов. В свою очередь высокая степень автоматизации, характерная для отрасли производства, способствует его дальнейшей концентрации и комбинированию.

Большая потребность в энергии, ремонте, транспорте, средствах автоматики и контроля требует значительного подсобно-вспомогательного хозяйства, доля которого в капитальных затратах и труде на современных предприятиях составляет более 50%.

Пожаро-, взрывоопасность процессов, учитывая высокую концентрацию производства, вносит определенные ограничения в размеры цехов и отдельных подразделений, предъявляет жесткие требования к построению генплана предприятия, требует организации специальных служб по охране труда, обеспечению безопасной работы.

Таким образом нефтеперерабатывающие и нефтехимические заводы – это мощные высокоавтоматизированные предприятия со сложной технологической схемой и большим подсобно-вспомогательным хозяйством. Для нормальной работы в составе предприятий имеется несколько основных и вспомогательных цехов. На среднем заводе имеется примерно 20-30 цехов. Число цехов зависит от мощности завода, сложности его схемы, близости других предприятий и принятой формы специализации цехов: технологической, предметной и смешанной.

По мере перехода к предметной специализации число цехов уменьшается. Этому же способствует централизация вспомогательного хозяйства. Типовая производственная структура нефтеперерабатывающего завода приведена на рис.10.

Первичной производственной структурной единицей в нефтепереработке и нефтехимии является технологическая установка по выработке определенной продукции (полуфабрикатов) или производственный участок по обслуживанию контрольно-измерительных приборов, энергосистем, ремонту отдельных видов оборудования и пр.

Завод, производство или цех представляют собой административно-производственное и, как правило, территориально обособленное подразделение, изготовляющее продукцию (полуфабрикат) либо выполняющее один из видов услуг. В зависимости от характера производственного процесса они делятся на основные, вспомогательные и обслуживающие (см. рис.10).

К основным относятся подразделения по производству готовой продукции или полуфабрикатов. Число таких подразделений зависит от мощности предприятия, сложности его технологической схемы, специализации и комбинирования, планировки, рельефа местности. Как правило, в составе самостоятельного завода средней мощности есть 8-12 технологических цехов. Это цехи по подготовке и первичной переработке нефти, каталитического риформирования и гидроочистки, по производству масел и др.

Рис.10. Типовая производственная структура нефтеперерабатывающего завода

Вспомогательные подразделения обеспечивают основные цехи энергией всех видов и выполняют ремонт. В составе нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий есть энергетические (паро-, электро-, водоснабжения и канализации, компрессорный), ремонтно-механический, ремонтно-строительный и товарно-сырьевой цехи (управления), цех КИПиА.

Обслуживающие подразделения выполняют работы по обслуживанию производства. Это лаборатории, осуществляющие технический контроль, транспортный цех и др.

Иногда в составе предприятия имеются и побочные подразделения, связанные с переработкой отходов производства (щелочных отходов, кислого гудрона).

Число вспомогательных и обслуживающих подразделений также зависит от мощности предприятия и сложности его технологической схемы.

Производственную структуру предприятия определяют при проектировании. Однако это не исключает ее совершенствования. Оно предполагает правильное определение размера предприятия, его специализации, принципа построения и состава цехов, повышение степени автоматизации, более широкое развитие комбинирования и кооперирования, улучшение структуры производственных процессов.

Совершенствованию производственной структуры предприятия и организации производства предшествует их анализ, в первую очередь – оценка организационного уровня предприятия. Для этого можно использовать такие показатели, как пропорциональность средств труда, пропорциональность живого труда, ритмичность производства, использование средств труда и численность работающих, число структурных подразделений и их взаимосвязь.

Совершенствование производственных процессов в нефтепереработке и нефтехимии осуществляется путем замены периодических процессов непрерывными, многостадийных – одностадийными, малоэффективных (например, термический крекинг) более эффективными с целью повышения качества продукции и степени использования сырья; путем дальнейшей интенсификации процессов, более широкого осуществления прямых связей между технологическими установками без промежуточных емкостей, широкого комбинирования установок.

К основным путям совершенствования производственной структуры нефтеперерабатывающего предприятия можно отнести следующие направления: укрупнение цехов и установок, централизацию вспомогательного хозяйства, особенно ремонтных работ, повышение степени автоматизации производства, переход к бесцеховой структуре.

Укрупнение нефтеперерабатывающих предприятий положительно влияет на развитие нефтехимических производств, на комбинирование последних с нефтепереработкой, так как способствует концентрации сырьевых ресурсов. Экономия от укрупнения здесь особенно велика из-за высокой капиталоемкости этих производств. Вместе с тем создание очень крупных предприятий – это увеличение сроков строительства и радиуса перевозок. Последнее может привести к существенным транспортным расходам, которые будут возрастать при большой выработке нефтепродуктов, доставляемых железнодорожным или водным транспортом. Поэтому вопрос о мощности предприятия должен решаться с учетом всех факторов. Экономия от укрупнения должна превышать рост затрат на транспортировку, а также дополнительные расходы, связанные с увеличением строительства и усложнением управления.

3. Производственная структура нефтеперерабатывающего предприятия.

4. Пути совершенствования процессов нефтепереработки, производственной структуры предприятия.

Http://studbooks. net/1850302/ekonomika/organizatsiya_protsessa_pererabotki_nefti_gaza

Методы переработки нефти делятся на первичные и вторичные. Первичные представляют собой физические методы разделения нефти, основанные на разных температурных интервалах кипения отдельных фракций нефти, т. е. это прямая перегонка нефти. Вторичные – это химические методы, предусматривающие полное преобразование нефтяного сырья в результате глубоких структурных превращений углеводородов под воздействием повышенных температур и давления с использованием катализаторов. Это различные виды крекинга и риформинга нефтепродуктов.

Современные нефтеперерабатывающие заводы отличаются большой единичной мощностью установок, углублением процессов отбора нефтепродуктов и их каталитической переработкой. Переработка нефти ведется по двум основным направлениям — на установках топливного и масляного блоков, где получают различные виды моторных топлив и масел, а также парафина, церезина, битумов. Кроме того, современные заводы включают производства химического блока, предназначенные для получения синтетических жирных кислот, синтетических масел, присадок, диэмульгаторов, серной кислоты, серы, различных углеводородов и др.

Существующие нефтеперерабатывающие заводы рассчитаны на переработку миллионов тонн нефти и поэтому являются интенсивными источниками загрязнения окружающей среды. Зона загрязнения воздуха мощных нефтеперерабатывающих заводов простирается на расстояние 20 и более километров. Количество выделяющихся вредных веществ определяется мощностью НПЗ и составляет (процент от мощности предприятия): углеводороды 1,5 —2,8; сероводород 0,0025 — 0,0035 на 1% серы в нефти; оксид углерода 30 — 40 % от массы сжигаемого топлива; сернистый ангидрид 200 % от массы серы в сжигаемом топливе. Большая часть потерь углеводородов поступает в атмосферу (75 %), в воду (20 %) и в почву (5%).

Источники выделения вредных веществ в нефтеперерабатывающей промышленности – это технологические установки, аппараты, агрегаты, трубы, вентиляционные шахты, дыхательные клапаны резервуаров, открытые поверхности очистных сооружений.

Http://ekolog. org/books/16/5_1.htm

5.1 Предварительный выбор количества цеховых трансформаторов на предприятии

5.2 Определение мощности конденсаторов напряжением до 1 кВ и выше

9 Расчет основных технико-экономических показателей Спроектированной сети

11.1 Общие требования безопасности к производственному оборудованию

13.5 Выбор типа и расположения группового щитка, компоновка сети и её выполнение

На долю ЕЭС России приходится около 95 % производства электроэнергии страны. Она образовалась 1991 г., выделившись из состава ЕЭС бывшего советского союза.

В состав ЕЭС России входит шесть объединенных энергосистем (ОЭС): Северо – Запада, Центра, Средней Волги, Северного Кавказа, Урала и Сибири. ОЭС Востока работает изолированно.

Установленная мощность электростанций ЕЭС России на конец 2005 г. составила 197,3млн. кВт. Выработка электроэнергии всеми электростанциями ЕЭС России достигает 890,8 млрд. кВт ч.

ЕЭС России формировалась в составе ЕЭС СССР, поэтому размещение электростанций и подстанций, их структура, единичная мощность и схема сетей создавались из эффективности работы всего большого объединения.

ЕЭС СССР была крупнейшей единой энергосистемой в мире и представляла собой высшею форму интеграции электроэнергетики благодаря централизованному управлению ее функционированием и развитием и на протяжении многих лет обеспечивала надежное и эффективное электроснабжение страны.

С распадом Советского союза и переходом России к рыночной экономике электроэнергетика должна была функционировать в рыночной среде. В 1991 г. По инициативе Минэнерго и в соответствии с Указом Президента РФ электроэнергетика была приватизирована с контрольным пакетом акций у государства. При этом была создана двухуровневая регулируемая монополия: РАО “ЕЭС России” на федеральном уровне и 74 «АО-энерго» на уровне регионов.

С 2000 г., по инициативе РАО ЕЭС России началось новое реформирование электроэнергетики с созданием свободного конкурентного рынка электроэнергии, мощности и системных услуг.

В 2003 г., на базе крупных электростанции РАО “ЕЭС России” началось создание оптовых генерирующих компаний, на основе тепловых и гидравлических электростанций, региональных (ОГК) на базе ТЭЦ. Кроме того, уже существует государственная корпорация, объединяющая все атомные электростанции – Федеральное государственное унитарное предприятие «Росэнергоатом».

После выделения ЕЭС России из состава СССР возникли большие трудности с осуществлением параллельной работы. Часть объединений ЕЭС России таких как Северный Кавказ, Сибирь, а также Янтарьэнерго, оказались связанными с остальной частью ЕЭС через сети Украины, Казахстана и Балтии. Это создало большие трудности в функционировании ЕЭС и электроснабжении потребителей. До 1994г. ЕЭС России в составе шести объединенных систем работала синхронно с энергосистемами Балтии, Беларуси, Украины, Закавказья и Казахстана.

С 1995 г. в связи с экономическим кризисом в странах СНГ и по ряду других причин связи ОЭС Центра Украиной и Северным Кавказом были отключены. В 1996 г. были отключены также связи Урала с Казахстаном, а 1999г. – Казахстана с Сибирью. Сохранялась синхронная работа ЕЭС России только с Беларусью и Балтией. Эти обстоятельства вызвали большие трудности в электроснабжении дефицитного объединения Северного Кавказа, а также Омской энергосистемы ОЭС Сибири, которые соединялись с ЕЭС только слабыми связями 220 кВ. В результате при наличии мощных электрических сетей, проходящих по территориям Украины и Казахстана, в ЕЭС России потребовалось усиление усиление электрических сетей между северным Кавказом и Волгоградом, а также Сибирью и Уралом, проходящих по территории России.

В 2000 г. была востановлена синхронная работа с ОЭС Сибири через ОЭС Казахстана, а с 2001 г. – с Украиной и Молдовой, Закавказьем. В настоящее время ЕЭС России работает синхронно на территории, превышающей территорию бывшей ЕЭС Советского союза.

Таким образом, параллельная работа объединений ЕЭС России стала зависеть от загрузки сетей соседних государств, что в ряде случаев может приводить к ограничению пропускной способности сетей между объединениями ЕЭС.

В ближайшее время около 70% мощности тепловых электростанций ЕЭС России достигнут 30 – летнего срока службы. Продление его не позволяет улучшить экономические показатели работы станций, и отставание технического уровня нашей энергетики только увеличится. Масштабное техническое перевооружение энергетики потребует огромных финансовых и материальных ресурсов, что при современном состоянии нашей промышленности практически не реализуемо в ближайшие 15-20 лет.

Уже в 2001 г. число аварий и отказов резко увеличилось. КА и не доотпуск электроэнергии из-за них. После 2001 г. полные данные по надежности не приводятся. Указываются только отказы оборудования различных типов без пояснения последствий. Значительное снижение надежности работы ЕЭС было подтверждено тяжелейшей системной аварией в г. Москве и ОЭС Центра 25 мая 2005 г., подобных которой не было с начала создания ЕЭС в 1948 г. Развитие этой аварии в течении почти двух суток и не неудачные попытки ее ликвидации обнаружили низкие уровни эксплуатации и профессионализма, а также безответственность персонала всех звеньев.

Создание специальной службы ЦДУ ЕЭС по мониторингу и предотвращению системных аварий представляется совершенно бесполезным. Пока основной деятельностью этой структуры был сбор данных о запасе топлива на электростанциях и воды на ГЕС, состоянии всего оборудования энергетических объектов до их мельчайших деталей. По этим данным новой службой давались указания о необходимости устранения недостатков, т. е. выполнения технологических правил эксплуатации.

Стало очевидным, что свободный рынок в электроэнергетике в обычном понимании этого слова не может быть создан. Процесс реструктуризации в развитых странах замедлился, так начался поиск новых форм организации рыночных отношений в этой отрасли с учетом своих конкретных условий и сложившейся структуры электроэнергетики.

Очевидно, что в России организация эффективного свободного рынка столкнется с большими проблемами. К этому приведут неразвитость цивилизованных рыночных отношений в стране, огромная территория, техническая отсталость и изношенность оборудования промышленных предприятий и некоторые “национальные особенности“, выражающееся, в частности, в невыполнении правил и даже законов. Не ясна и экономическая эффективность перехода к “свободному” рынку от высшей формы интеграции электроэнергетики.

Следует оценить, хотя бы приближенно. Эффективность предлагаемых преобразований, а так же их последствия для населения. Необходимо также разработать такие способы государственного регулирования, которые обеспечат функционирование и развитие электроэнергетики страны в интересах государства и общества.

Http://www. kazedu. kz/referat/161103

1 Среднее профессиональное образование А. В. Сугак, В. К. Леонтьев, Ю. А. Веткин Оборудование нефтеперерабатывающего производства Рекомендовано Федеральным государственным автономным учреждением «Федеральный институт развития образования» (ФГАУ «ФИРО») в качестве учебного пособия для использования в учебном процессе образовательных учреждений, реализующих программы среднего профессионального образования по специальности «Переработка нефти и газа», ПМ.01 «Эксплуатация технологического оборудования» Регистрационный номер рецензии 441 от 12 декабря 2011 г. ФГАУ «ФИРО»

2 УДК 665.6(075.32) ББК я723 С89 Рецензент преподаватель спецдисциплин КА и Р 27 (УК 5), Почетный работник начального профессионального образования Российской Федерации И. Л. Липская Сугак А. В. С89 Оборудование нефтеперерабатывающего производства : учеб. пособие для студ. учреждений сред. проф. образования / А. В. Сугак, В. К. Леонтьев, Ю. А. Веткин. М. : Издательский центр «Академия», с. ISBN Представлена классификация основного оборудования для проведения процессов переработки нефти. Изложны основные требования к выбору оборудования, материала для изготовления элементов конструкций. Приведены описание, принцип действия и основы расчета оборудования для процессов переработки нефти, а также особенности его эксплуатации. Учебное пособие может быть использовано при освоении профессионального модуля ПМ.01 «Эксплуатация технологического оборудования» по специальности «Переработка нефти и газа». Для студентов учреждений среднего профессионального образования. УДК 665.6(075.32) ББК я723 Оригинал-макет данного издания является собственностью Издательского центра «Академия», и его воспроизведение любым способом без согласия правообладателя запрещается ISBN Сугак А. В., Леонтьев В. К., Веткин Ю. А., 2012 Образовательно-издательский центр «Академия», 2012 Оформление. Издательский центр «Академия», 2012

3 Пре д и с л о в и е Современные процессы переработки нефти отличаются большим многообразием параметров, каждый из которых оказывает существенное влияние на качество и глубину ее переработки. Большое значение имеет также хороший уровень знаний по правильному выбору, обоснованному расчету и умелой эксплуатации сложного оборудования, которое обладает высокой единичной мощностью, современными средствами автоматизации и механизации. Выпускник колледжа, занимая на предприятии должность техника-конструктора, аппаратчика или начальника смены, должен обладать комплексом современных научных знаний об основных процессах нефтепереработки, устройстве и принципе действия оборудования. Это необходимо еще и потому, что эти процессы относятся к высшему классу взрыво – и пожароопасности и их неправильная эксплуатация может привести к тяжелым последствиям как для здоровья людей, так и для окружающей среды. В учебном пособии представлена классификация основного оборудования для проведения процессов переработки нефти. Изложены основные требования к вопросам выбора оборудования, материала для изготовления элементов конструкций. Приведены описание, принцип действия и основы расчета оборудования для процессов переработки нефти, а также особенности его монтажа, эксплуатации, обслуживания и ремонта.

4 Гла в а 1 Классификация и расчет оборудования нефтеперерабатывающего производства Характеристика нефти. Переработка нефтяного сырья Первые упоминания об использовании нефти в качестве топлива появились в русских летописях VI в. Вплоть до второй половины XIX в. нефть сжигали в топках. Однако уже во второй половине XIX в. из нефти стали получать керосин, используемый для освещения, и смазочные масла, которые нашли применение в быстро развивающемся машиностроении. Бензин в то время сжигали как побочный продукт. Лишь в XX в., с началом активного развития автомобильной и авиационной промышленности, бензин становится основным продуктом переработки нефти. Кроме того, совершенствование технологии переработки нефти позволило получить другие продукты (лигроин, смазочные масла и т. д.), а в 1930-х гг. начато производство нефтепродуктов, которые впоследствии стали использоваться в химической промышленности: этилен, пропилен, фенол, бензол и т. д. Таким образом, переработка нефти превращается в важнейшую отрасль нефтехимического синтеза. В настоящее время на заводах, оснащенных современным оборудованием, из нефти получают не только различные виды топлив (нефтеперерабатывающие заводы), но и сырье для производства пластмасс, синтетического каучука, синтетических моющих средств и т. д. (нефтехимические заводы). Состав и свойства нефти. Нефть представляет собой маслянистую жидкость плотностью ρ, значение которой находится в диапазоне кг/м 3. Цвет нефти от светло-желтого до темнокоричневого и даже черного. Температура застывания нефти от 20 до +10 С; теплота сгорания составляет кдж/кг.

5 Нефть состоит из % углерода и % водорода, которые находятся в связанном состоянии. Такие вещества называют углеводородами. Кроме того, в нефти также имеется незначительное количество азота, серы, кислорода. Так как нефть при добыче находится под давлением, то часть легких углеводородов (С 1 С 4 ) испаряется в виде попутного газа, а часть остается. Такую нефть называют нестабильной. Первичная переработка нефти. Первичным этапом переработки нефти является ее стабилизация, которая заключается в отгонке более легких компонентов. Эти компоненты отправляются в газофракционирующую установку, где, в свою очередь, разделяются на фракции: метан, этан, пропан, бутан. Удаление из нефти минеральных солей осуществляют в процессе обессоливания промывки теплой водой. Дальнейшее удаление воды из нефти производят, как правило, электрическим методом пропусканием нефтяной пленки через электроды. В результате этого происходят активное разрушение эмульсии и отделение нефти от воды. На современных нефтеперерабатывающих заводах существуют физические и химические методы переработки нефти. В основе физического метода переработки нефти лежит использование физических свойств компонентов, входящих в ее состав: температур кипения, растворимости, кристаллизации. Этот процесс переработки называют перегонкой. На рис. 1.1 представлена схема процесса перегонки нефти. Разогретая в трубчатой печи 1 до 350 С нефть, находясь в парожидком состоянии, подается в колонну 2 Рис Схема процесса перегонки нефти: 1 трубчатая печь; 2 колонна; 3, 4 теплообменники 5

6 Таблица 1.1. Получаемые фракции при перегонке нефти Фракции Температура отбора, С Выход, % масс. Бензин До,5 Лигроин,5 Керосин,0 Соляровое масло,0 Мазут,0 и охлаждается жидкостью (флегмой), стекающей сверху. Соприкосновение паров с жидкостью приводит к разделению смеси на фракции по температурам кипения. Часть полученного бензина после охлаждения в теплообменниках 3 и 4 конденсируется и в виде флегмы возвращается в колонну. Мазут далее используют в качестве сырья для производства смазочных масел или в результате дальнейшего химического превращения из него получают бензин. Значения температур, при которых производят отбор фракций, и примерный выход продукта приведены в табл Химические методы переработки нефти предусматривают воздействие на нефть в целях осуществления более глубоких структурных изменений углеводородного сырья. Такие изменения происходят в результате воздействия на нефть давлением, катализаторами, повышением температуры. Например, термический крекинг (пиролиз, риформинг, коксование) проводят при температуре С и давлении до 7 МПа. Химические методы позволяют дополнительно получить жидкие и газообразные продукты. Это происходит благодаря расщеплению углеводородов под воздействием температуры. В нефтеперерабатывающей промышленности часто для ускорения химического процесса используют катализатор. Такие процессы проводят при температуре С и атмосферном давлении. Присутствие катализатора увеличивает выход бензина до 70 % и повышает его октановое число до 82 единиц. К таким процессам можно отнести каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и др. Завершающим этапом процесса получения моторных топлив и смазочных масел является их очистка от непредельных углеводородов, сернистых и азотистых соединений. Эти процессы проводят с помощью химических (сернокислотная очистка и гидроочистка) и физико-химических (абсорбция и адсорбция) методов. 6

7 1.2. Классификация оборудования по назначению и конструкции Процесс переработки нефти представляет собой сложную цепочку взаимосвязанных технологических операций, каждая из которых важна и необходима. Все оборудование химической технологии в зависимости от закономерностей протекания процесса условно подразделяют на пять групп. К первой группе отнесится оборудование для проведения механических процессов: измельчения, транспортирования, сортировки и смешения твердых материалов. Процессы этой группы проводят в специально сконструированных машинах и аппаратах (например, измельчителях, классификаторах, дозаторах и др.). Вторая группа оборудование для гидромеханических процессов, интенсивность которых определяется законами гидродинамики законами о движении жидкостей и газов. К этой группе оборудования относятся трубопроводы для перемещения жидкостей и газов, осадительные камеры, циклоны и гидроциклоны и др. Третья группа оборудование для тепловых процессов, скорость протекания которых зависит от скорости теплопередачи. В данную группу входят холодильники, подогреватели, испарители, выпарные установки, холодильные агрегаты, печи и др. Четвертая группа включает в себя оборудование для массообменных процессов, скорость которых зависит от скорости массопередачи. Это абсорберы, адсорберы, колонны для перегонки, ректификации, экстракции, кристаллизации, аппараты для сушки и др. Пятая группа химические реакторы, в которых происходит химическая реакция превращение веществ с изменением их химических свойств. Конструкции реакторов разнообразны: реакторы с мешалками, с неподвижным или псевдоожиженным слоем катализатора и др. Технологический процесс может быть организован в периодическом или непрерывном режиме. В периодическом режиме все стадии процесса проводятся в одном аппарате, но в разное время. Например, сначала осуществляют загрузку исходного сырья, затем перемешивают и нагревают смесь, а после окончания процесса опорожняют реактор. В таком режиме последовательно проводят все технологические операции, каждая из которых требует строгого соблюдения временны х параметров процесса, участия большого числа реагентов. Как правило, произво – 7

8 дительность таких процессов невелика. В периодическом режиме проводят процессы с участием большого числа участвующих компонентов, а также малотоннажные процессы. При непрерывном режиме загрузка сырья, протекание процесса, выгрузка продукта осуществляются в одно время, но в разных аппаратах. К преимуществам непрерывного режима проведения процесса относится возможность использования специальной аппаратуры для каждой стадии процесса, стабилизации процесса во времени, улучшения качества продукта, решения вопросов автоматизированного управления процессом. Как правило, многотоннажные процессы переработки нефти осуществляют в непрерывном режиме Требования, предъявляемые к аппаратам К аппарату, в котором должен проходить процесс, предъявляется ряд требований. Каждый аппарат должен быть надежным, удобным и безопасным в эксплуатации, высокопроизводительным и экономичным. Главным условием длительной и бесперебойной работы аппарата является его механическая надежность (прочность, жесткость, устойчивость, долговечность, герметичность конструкции). Аппарат должен обладать конструктивным совершенством, под которым понимают простоту конструкции, малые массу и габаритные размеры, минимально необходимое количество дорогостоящих материалов, используемых при его конструировании, высокий коэффициент полезного действия. К эксплуатационным достоинствам аппарата относятся удобство, простота и низкая стоимость сборки, монтажа и эксплуатации. На выбор конструкции также оказывают влияние следующие критерии: особенности технологического процесса; силы, действующие на аппарат; особенности изготовления аппарата; эксплуатационные требования. К особенностям технологического процесса относятся характер процесса (тепловой, диффузионный, массообменный и др.) и способ проведения процесса (периодический, непрерывный). Кроме того, 8

9 необходимо иметь данные по агрегатному состоянию обрабатываемых веществ, термодинамическим условиям проведения процесса (давление, температура), степени агрессивности сред. При выборе необходимо изучить, какие силы (динамические нагрузки) будут действовать на аппарат во время его эксплуатации. Особенности изготовления аппарата определяются доступностью способов его изготовления, легкостью обработки конструкционного материала деталей, из которых он изготовлен. К эксплуатационным требованиям относится оснащение конструкции различными узлами и устройствами: люками, крышками, смотровыми окнами и другими вспомогательными устройствами. Учитывая указанные критерии, можно произвести обоснованный выбор конструкции аппарата Методы и последовательность расчета оборудования Основной целью расчета технологического оборудования являются определение основных размеров аппаратов, задействованных в осуществлении технологического процесса, и обеспечение его безопасной эксплуатации. Конечной целью таких расчетов являю тся поиск оптимальных условий проведения процесса и минимизация затрат на его осуществление. Существует определенный подход к анализу процесса и проведению расчетов. На первом этапе необходимо определить необходимое количество сырья G с, поступающего на переработку, и получаемое количество продукта G прод. Для этой цели используют уравнение материального баланса, которое составляют на основании закона сохранения массы: G с = G пр (1.1) Уравнение материального баланса может быть составлено для всего технологического процесса получения продукта или для отдельного технологического процесса (одного аппарата). Величины, входящие в уравнение (1.1), могут иметь размерность [кг/сут], [кг/ч] или [кг/c]. Основой для составления уравнения материального баланса в случае проведения химического превращения являются уравнения химической реакции, из которых получают необходимые данные о требуемом количестве исходного вещества для получения необходимого количества продукта. 9

10 В условиях промышленной реализации химического процесса, когда в силу ряда факторов фактическое количество получаемого продукта G пр. ф становится меньше теоретического G пр. т, вводят понятие выход продукта, значение которого определяют по формуле η = G пр. ф /G пр. т. Если задана годовая производительность предприятия по продукту П (кг/год) при непрерывном режиме работы, то его суточную производительность цеха G пр (кг/сут) можно определить по формуле G пр = П/N раб, где N раб количество рабочих дней в году. Зная соотношение между количеством продукта и количеством сырья, идущего на переработку, можно рассчитать необходимое количество аппаратов, размещаемых в цехе. При непрерывном режиме проведения процесса необходимое качество аппаратов N н составит N н = Q V τ пр /(V ном ϕ), где Q V объемный расход сырья, поступающего в цех на переработку, м 3 /с; τ пр время пребывания жидкости в аппарате (для химического процесса величина τ пр равна времени реакции τ р ), с; V ном номинальный объем одного аппарата, м 3 ; ϕ коэффициент заполнения аппарата, значение которого зависит от конкретного процесса (при полностью заполненном аппарате ϕ = 1; если процесс проходит без пенообразования, то можно принять ϕ = 0,75 0,80; при пенообразовании ϕ = 0,4 0,6). Если процесс проводят в периодическом режиме, то необходимое количество аппаратов N пер, размещаемых в цехе, определяют по формуле N пер = Q V τ пр /(24V ном ϕ). (1.2) В уравнении (1.2) принят трехсменный режим работы цеха. Если при проведении расчетов необходимо определить номинальный объем одного аппарата V ном, то можно воспользоваться уравнением V ном = V ж /ϕ, где V ж объем жидкости в аппарате. Объем жидкости в аппарате определяют по формуле V ж = τ пр Q ап V, ап где Q V производительность одного аппарата (реактора) по сырью, м 3 /с. 10

11 Площадь поперечного сечения аппарата S определяют по уравнению S = Q ап V /v, где v средняя скорость потока, м/с, значение которой известно или им задаются (например, для вынужденного движения газа по трубе можно принять v = м/с; для вынужденного движения жидкости v = 1,5 2,0 м/с; для пара v = м/с). Диаметр аппарата может быть найден по формуле D ап = (4S/π) 0,5, где V площадь сечения аппарата, м 2. В случае, если реактор заполнен катализатором или насадкой со значением удельной поверхности σ (м 2 /м 3 ), рабочий объем такого аппарата составит V раб = S кат /σ, где S кат площадь сечения аппарата, занятая насадкой, м 2 ; значение σ находят из справочной литературы. Необходимый объем катализатора в реакторе определяют по уравнению V кат = Q ап V /n об, где n об объемная скорость подачи сырья, ч -1, равная количеству кубометров сырья, проходящего через 1 м 3 катализатора за 1 ч (ее значение находят из справочной литературы для конкретного химического процесса. Например, для процесса каталитического крекинга, проводимого на алюмосиликатном катализаторе, n об принимают в диапазоне 2,0 2,4 ч -1 ). Для определения тепловых характеристик процесса, расчета и подбора необходимого теплообменного оборудования используют уравнение теплового баланса Q с + Q р + Q тн + Q ф. п + Q пост = Q пр, (1.3) где Q с количество теплоты, поступающее в реактор с сырьем; Q р количество теплоты, выделяемое или поглощаемое химической реакцией; Q тн количество теплоты, отдаваемое хладагенту или получаемое от теплоносителя; Q ф. п количество теплоты, затрачиваемое на фазовый переход вещества; Q пост количество теплоты, теряемое или поступающее от окружающей среды; Q пр количество теплоты, выходящее из реактора с продуктом. Уравнение (1.3) составлено для стационарного процесса. Знак «плюс» в уравнении (1.3) перед слагаемым означает, что теплота поступает в реактор, знак «минус» выходит из него в окружающую среду. 11

12 Уравнение (1.3) может быть упрощено в зависимости от конкретного теплового режима, в котором протекает процесс. Например, если в реакторе адиабатического действия протекает реакция с поглощением теплоты, фазового превращения не происходит, реактор работает в непрерывном режиме и тепловыми потерями пренебрегли, то уравнение теплового баланса примет вид Q с – Q пр = Q р. В этом случае Q р = G с q р x, где G с массовый расход сырья; q р тепловой эффект реакции, значение которого определяется по справочной литературе; x степень превращения вещества, которая показывает глубину протекания реакции и изменяется в диапазоне от 0 до 1. В случае проведения процесса в изотермическом режиме уравнение (1.3) можно записать в виде Q тн = Q р (1.4) В уравнении (1.4) значение Q тн можно определить по формуле Q тн = KSΔt ср или KSΔt ср = G тн с тн (t тн. н – t тн. к ), где K коэффициент теплопередачи; S требуемая площадь поверхности теплообмена; Δt ср средняя разность температур; G тн массовый расход теплоносителя; с тн теплоемкость теплоносителя; t тн. н, t тн. к начальная и конечная температуры теплоносителя. По уравнению теплового баланса можно определить важные параметры процесса: необходимое количество отводимой или подводимой теплоты, требуемую площадь поверхности теплопередачи и расход теплоносителя Сосуды, работающие под давлением. Стандарты на оборудование В подразд. 1.4 были определены основные требования, предъявляемые к аппаратам процессов переработки нефти. Следование этим требованиям особенно важно в связи с необходимостью эксплуатации оборудования в экстремальных условиях при высоких значениях температуры и давлении. 12

13 Таблица 1.2. Время выдержки сосуда под пробным давлением Толщина стенки, мм Время выдержки, мин До Свыше 50 до Свыше Если избыточное давление в аппарате превышает 0,07 МПа, то для такого аппарата необходимо соблюдать Правила Ростехнадзора, которые устанавливают основные требования к изготовлению, испытанию, безопасной эксплуатации оборудования. Для безопасной эксплуатации оборудование подвергают гидравлическим испытаниям и испытаниям на герметичность. При гидравлических испытаниях значение пробного давления зависит от расчетного давления p и определяется по формуле [ ] [ ] p пр = [ ] [ ] σ , p, σ где σ, σ допустимые напряжения материала корпуса при 20 t 20 С и рабочей температуре. Время испытаний определяется исходя из условий работы аппарата и исполнительной толщины стенки (табл. 1.2). Результаты испытаний считаются удовлетворительными, если во время их проведения не наблюдается падения давления по манометру, отсутствуют течи, потение, пузырьки воздуха или газа в сварных соединениях и на основном металле, признаки разрыва и течи в разъемных соединениях, а также отсутствует остаточная деформация. Помимо гидравлических испытаний могут проводиться испытания на герметичность. Их проводят в целях определения утечек на местах сварных швов люминесцентным методом или путем смачивания керосином. Керосин вследствие малого значения коэффициента поверхностного натяжения обладает хорошей проникающей способностью. Сварные швы с одной стороны обильно смачиваются керосином, а с другой покрываются мелом. В местах наличия трещин или пор на мелованной стороне шва выступают пятна. Время выдержки в зависимости от толщины металла и расположения шва составляет от 20 до 40 мин. К основным требованиям Ростехнадзора к оборудованию относятся следующие: t 13

14 1. Изготовленный аппарат должен подвергаться испытаниям гидравлическим способом при пробном давлении на заводеизготовителе и на месте эксплуатации при периодическом освидетельствовании. В случае невозможности проведения гидроиспытаний (например, для колонных аппаратов в связи с большими нагрузками на фундамент) разрешается проведение пневмоиспытаний на такое же пробное давление. При этом после выдерживания аппарата в течение 5 мин и снижения давления до рабочего проверку качества сварных швов осуществляют мыльной пеной. Отстукивание сварных швов аппарата не допускается из-за вероятности разгерметизации корпуса. Заполнение такого аппарата сжатым воздухом возможно только после его пропаривания водяным паром, так как в корпусе могут остаться взрывоопасные вещества. Сосуды, работающие без давления (под налив), испытывают наливом воды под верхнюю кромку сосуда и выдержкой в течение четырех часов. Аппараты, работающие под вакуумом, подвергаются гидроиспытаниям при значении пробного избыточного давления р проб = 0,2 МПа, а пневмоиспытаниям при давлении р проб = 0,11 МПа. 2. Емкостные аппараты, имеющие внутренний диаметр корпуса более 800 мм, для удобства обслуживания должны снабжаться люками-лазами, диаметр которых должен быть более 400 мм. 3. Особые требования предъявляются к сварным швам аппаратов. Например, продольные и поперечные швы обечаек стальных сосудов должны быть только стыковыми. При этом, если свариваемые части сосуда имеют разную толщину, необходимо предусмотреть размещение специального переходного элемента с постепенным утончением толщины. 4. Для изготовления сварных аппаратов должнв использоваться сталь, полученная путем выплавки в мартеновской печи или в электропечи. 5. На аппаратах, работающих под давлением, должен обязательно установливаться предохранительный клапан. 6. Контроль на герметичность качества приварки накладных колец, футеровки на патрубках и фланцах осуществляется также с помощью пневматических испытаний. При проведении пневматических испытаний значение пробного давления должно составлять: для швов приварки укрепляющих колец 0,4 0,6 МПа, но не более значения расчетного давления в сосуде; для сварных соединений облицовки 0,05 МПа. 14

15 7. Контроль качества сварки должен осуществляться обмазкой наружных швов мыльной эмульсией. Качество сварного соединения на герметичность следует считать удовлетворительным, если в результате применения любого соответствующего заданному классу герметичности метода не будет обнаружено течи. Для удобства эксплуатации оборудования, ускорения сроков ремонта и замены пришедших в негодность узлов и механизмов подавляющее большинство этих деталей, узлов и аппаратов объединены в стандарты. Различают государственные (ГОСТы), отраслевые (ОСТы) стандарты и стандарты предприятий (СТП). По этим нормативным документам можно выбрать конструкцию обечайки, днища, люка, штуцера, контактных тарелок колонн, прокладок фланцевых соединений, болтов, гаек и т. д. Например, по ГОСТ для цилиндрических сосудов можно выбрать емкость с номинальным объемом (под номинальным понимают внутреннюю емкость сосуда без учета открывающихся крышек, люков и штуцеров) до 200 м 3 из нормального ряда: 0,100 0,125 0,160 0,200 0,250 5,000 6,300 8,000 10,00 12,50 16,00 20,00 25,00 32,00 100,0 125,0 160,0 200,0 ГОСТ устанавливает внутренний диаметр цилиндрических сосудов и аппаратов, изготовленных из стальных листов или поковок. Этот ряд выглядит следующим образом: Типы, основные размеры корпусов сварных емкостных аппаратов определяются по ГОСТ Вертикальные стальные цилиндрические аппараты с перемешивающими устройствами регламентированы ГОСТ Для упорядочения выбора и проведения расчетов отдельных элементов конструкций устанавливается ряд условных значений давления, температуры, диаметров. Например, условные избыточные давления теплоносителя в рубашке аппарата с мешалкой выбираются из ряда 0,3; 0,6; 1,0; 1,6; 2,5; 3,2; 4,0; 6,4 МПа. Стандартное оборудование следует выбирать, например, при проектировании узлов и деталей аппарата с механическим перемешивающим устройством привод перемешивающего устройства, люки и люки-лазы, опоры, крепежные элементы и др. 15

16 При проектировании специализированного оборудования, работающего в особых условиях (агрессивных, взрывоопасных средах), а также в условиях экстремальных давлений и температур, необходимо пользоваться отраслевыми стандартами. Контрольные вопросы 1. Каковы состав и свойства нефти? 2. В чем суть физического и химического методов переработки нефти? 3. Приведите общую классификацию химического оборудования. 4. Какие требования предъявляются к промышленному оборудованию? 5. В каком случае целесообразно проводить процесс в периодическом режиме, а в каком случае в непрерывном? 6. Какова последовательность расчета аппарата? С какой целью составляют уравнения материального и теплового балансов? 7. В чем основная особенность работы аппарата под давлением? 8. В чем суть гидравлических испытаний оборудования и испытаний на герметичность? 9. Каковы основные требования Ростехнадзора к оборудованию, работающему под давлением? 10. Зачем разработаны стандарты на оборудование и почему при проектировании оборудования целесообразно выбирать стандартные узлы и механизмы?

Http://docplayer. ru/31288139-Oborudovanie-neftepererabatyvayushchego-proizvodstva. html

13. Мощность комплекса по производству масел (в расчете на товарные масла) определяется заданием на проектирование и составляет обычно 3–5% (масс.) от общей мощности завода по нефти. Наиболее распространенная схема производства масел из парафинистых нефтей приведена на рис. 2.3. Сырьем комплекса являются узкие дистиллятные фракции, получаемые при вакуумной перегонке мазута, и гудрон. Узкие фракции получают на комбинированных атмосферно-вакуумных трубчатых установках (АВТ) или отдельно стоящих вакуумных установках. Как показала практика,-на отдельно стоящих вакуумных установках удается получить масляные фракции более высокого качества.

14. Для повышения эксплуатационных свойств смазочных масел к ним добавляют различные присадки. Большинство сортов смазочных масел наряду с базовыми компонентами (очищенными нефтяными фракциями) содержит различные присадки. В зависимости от заданного ассортимента масел при составлении материального баланса определяют ассортимент и количество присадок, необходимых для приготовления товарной продукции. Получаемые со стороны присадки к маслам и поверхностно-активные вещества, необходимые для получения битумов, при составлении приходной части баланса, учитываются в балансе сверх 100%.

15. На заводах с неглубокой переработкой нефти потребность в водороде для гидрогенизацирнных процессов удается, как правило, обеспечить за счет водородсодержащего газа риформинга. На предприятиях с глубокой переработкой нефти наблюдается нехватка водорода, поэтому следует предусматривать специальные установки по его производству.

16. На каждой из установок НПЗ имеют место потери, величина которых оговорена нормами технологического проектирования. В нормах указана также величина безвозвратных потерь на НПЗ в зависимости от его мощности и профиля переработки,

Разница между общей величиной потерь по всем установкам НПЗ и величиной безвозвратных потерь соответствует количеству ловушечного нефтепродукта, возвращаемого с очистных сооружений для повторной переработки. В составе завода целесообразно предусматривать установку для разделения ловушечного продукта на светлые и темные нефтепродукты. За последнее время в практике многих НПЗ принято направлять ловушечный продукт в мазут, что не приводит к ухудшению качества мазута.

Переработка нефти на современных НПЗ осуществляется по различным схемам с получением комплекса топливных и химических продуктов. На НПЗ и НХЗ самостоятельные технологические объекты, вырабатывающие из сырья какой-либо один или несколько видов товарной продукции, обычно принято называть установками. Организационная структура предприятий предусматривает объединение нескольких установок в цеха или (при бесцеховой структуре) в производства. На крупных предприятиях существует несколько производств (например, газокаталитическое производство, производства масел, присадок и т. д.). Разработка проекта технологической установки представляет собой один из основных видов проектной работы при создании нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов.

В 1950–70-х годах для отечественной нефтепереработки было характерно строительство предприятий на базе типовых проектов. Перечень наиболее распространенных типовых установок, построенных на отечественных НПЗ. Применение типовых проектов позволило сократить стоимость проектирования, ускорить и удешевить строительство. Однако, как показала практика, во многих случаях типовые установки, запроектированные на какой-либо определенный вид сырья, при его изменении значительно ухудшали работу. На этих установках не удавалось получить при заданной производительности продукцию необходимого качества.

Особенно сильно отражалось изменение качества сырья, на работе типовых установок первичной перегонки нефти и газофракционирования. Типовые установки А-12/1, А-12/2 были рассчитаны на переработку туймазинской нефти с содержанием светлых до 45% (масс.). При переработке на этих установках нефтей с более высоким содержанием светлых не обеспечивается необходимая четкость ректификации, в дистиллятных погонах содержится большое количество фракций из соседних погонов, а в мазут из-за ухудшения погоноразделительной способности колонны попадает до 10% светлых.

Неудачным был опыт освоения типовых газофракционирующих (ГФУ) и абсорбционных газофракционирующих (АГФУ) установок. Для каждого Завода характерен свой, индивидуальный набор первичных и вторичных процессов, а следовательно, индивидуальное сочетание компонентов в газах, поступающих на ГФУ. Это разнообразив не удалось учесть в типовых проектах ГФУ. На большинстве типовых ГФУ и АГФУ так и не были достигнуты проектные показатели по отбору и чистоте пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций. Проектирование и строительство типовых ГФУ было прекращено в 1964 г. Начиная с этого периода, для каждого НПЗ создаются индивидуальные проекты установок по сбору и переработке газов.

Высокие требования к качеству сырья предъявляются установками, на которых осуществляются вторичные процессы. Так, для установок каталитического риформинга очень важно содержание в сырье нафтеновых углеводородов, поскольку при повышенном содержании нафтенов нарушается нормальная работа реакторного блока. Для сырья, в котором содержится много нафтенов, разрабатываются индивидуальные проекты установок каталитического риформинга.

Начиная с 2000 г. широкое распространение получило строительство на НПЗ установок повторного применения. Проекты этих установок первоначально разрабатываются для какого-либо определенного предприятия, являющегося заказчиком проекта и осуществляющего финансирование проектных работ. Затем проект может быть повторно применен для другого предприятия, причем при необходимости осуществляется корректировка проекта. Корректировку повторно применяемого проекта проводит институт — автор первого проекта установки, либо институт– генеральный проектировщик того завода, на котором намечается строительство повторно применяемой установки.

Как показала практика, повторно применяемый проект должен корректироваться и привязываться к новым условиям институтом — автором первого проекта установки. При этом обеспечивается более полный учет опыта эксплуатации аналогичных производств, более тщательно исправляются недоработки первоначального проекта. Поскольку при эксплуатации согласование технологических регламентов, рационализаторских предложений и всевозможных изменений в схеме установок поручается институту– автору процесса, целесообразно нормативно определить, что повторное применение прогрессивных проектов нефтеперерабатывающих и нефтехимических установок должно, как правило, производиться автором первоначального проекта.

3.2 ИСХОДНЫЕ МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ

В состав исходных материалов, необходимых для проектирования технологической установки, входят: исходные данные по процессу; утвержденное задание на проектирование; технические условия проектирования.

Исходные данные по процессу. Основным документом для разработки проекта нового производственного процесса является технологический регламент, состав и объем которого определены эталоном, утвержденным в 1996 г. Ответственным за составление и выдачу технологического регламента является ведущий научно-исследовательский институт по данному процессу, который при необходимости привлекает к составлению регламента другие организации. В составлении регламента на договорных началах с НИИ может участвовать проектная организация, которая ставит и уточняет требования к регламенту в соответствии с эталоном, прорабатывает инженерные решения, подлежащие отражению в регламенте.

Технологический регламент, составленный научно-исследовательским институтом, согласовывается проектной организацией и утверждается министерством или ведомством, ответственным за внедрение процесса.

Регламент для проектирования производственных процессов содержит следующие сведения:

1) литературные данные о процессе и сведения об аналогичных производствах за рубежом; обзор научно-исследовательских работ по отдельным стадиям процесса; описание технологических схем опытных и полузаводских установок, на которых отрабатывался процесс, а также изложение результатов, полученных на этих установках;

2) техническую характеристику исходного сырья, основных продуктов и вспомогательных материалов (включая воду, сжатый воздух и азот для технологических целей); области применения основных продуктов;

3) физико-химические константы и свойства исходных, промежуточных и конечных продуктов;

4) химизм процесса по стадиям, физико-химические основы процесса; принципиальная технологическая схема производства, приводимая в графическом виде с кратким описанием;

5) рабочие технологические параметры (давление, температура, объемная или линейная скорость, степень насыщения и т. п.) по каждому узлу; условия приготовления и регенерации реагентов и катализаторов;

6) материальной баланс производства, который представляется в виде таблиц по стадиям процесса;

7) техническая характеристика побочных продуктов и отходов; направление их утилизации;

8) математическое описание технологических процессов и аппаратов;

9) рекомендации по конструированию основного технологического оборудования и защите строительных конструкций от разрушающего воздействия новых продуктов;

10) рекомендации для проектирования системы автоматизации процесса; 11) рекомендации по осуществлению аналитического контроля;

12) методы и технологические параметры очистки химически и механически загрязненных сточных вод, обезвреживания газовых выбросов и ликвидации вредных отходов;

13) мероприятия по технике безопасности, промышленной санитарии и противопожарной профилактике;

14) патентный формуляр, определяющий патентную чистоту процесса в РФ и в промышленно развитых странах;

15) экономическое обоснование процесса, включающее прогнозы потребности в товарном продукте и обеспеченности производства сырьем на перспективу.

При выполнении обосновывающих материалов к генеральной схеме развития целесообразно иметь технологический регламент, который в этом случае можно представлять в сокращенном объеме. Вопрос о том, какие разделы регламента могут быть исключены или сокращены должен решаться совместно научно-исследовательским и проектным институтами.

Энергетика является одной из наукоёмких, динамично развивающихся и стратегически важных отраслей нашей промышленности. От того, насколько рационально будет осуществлено энергоснабжение любого промышленного объекта, с соблюдением современных стандартов надёжности и качества энергоснабжения, настолько успешным будет выпуск предприятием продукции, соответствующей международным стандартам качества, а также освоение в производстве новых типов, моделей товара. В первой главе курсовой работы произведён анализ, а также раскрыты особенности технологической схемы нефтеперерабатывающего завода. Схема развития и размещения нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности выполняется по поручению Министерство энергетики РФ головным проектным институтом с привлечением других проектных институтов. Схема составляется на период 10 – 15 лет, согласовывается с Госпланом РФ и утверждается Министерством энергетики РФ. Через каждые пять лет схема уточняется на новый пятнадцатилетний период и утверждается заново. Во второй главе автором рассмотрен разработка технологической части проекта НПЗ и НХЗ. Эта глава охватывала такие вопросы, как современные схемы переработки нефти и производства нефтехимической продукции, исходные данные для разработки технологической части проекта и составление материальных балансов производства и схем материальных потоков завода. В третьей главе было рассмотрено проектирование технологической части установок и цехов. Переработка нефти на современных НПЗ осуществляется по различным схемам с получением комплекса топливных и химических продуктов. На НПЗ и НХЗ самостоятельные технологические объекты, вырабатывающие из сырья какой-либо один или несколько видов товарной продукции, обычно принято называть установками.

1. Барсуков А. Н. Федоров А. А. Справочник по электроснабжению и электрооборудованию. М.: Энергоатомиздат, 1987.

2. Большман Я. М., Крупович В. И., Самовер М. Л. Справочник по проектированию электроснабжения, линий электропередач и сетей. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергия, 1975. – 696 с.

3. Голубев М. Л. Расчёт токов короткого замыкания в электросетях 0,4-35 кВ. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергия, 1980. – 88 с.

4. Князевский Б. А., Липкин Б. Ю. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для вузов. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Высш. шк., 1986. – 400 с.

5. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учеб. пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

6. Томилев Ю. Ф., Никулин Л. Г., Селедков М. С. Электроснабжение промышленных предприятий: Методические указания к курсовому проектированию. – Архангельск; РИО АЛТИ, 1986. – 36 с.

7. Фёдоров А. А. Каменева В. В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энергия, 1979.

8. Фёдоров А. А., Старкова Л. Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по электроснабжению промышленных предприятий. Учеб. пособие для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 368 с.

9. Электротехнический справочник. В 3 т./ Под общ. ред. И. Н. Орлова и др. – 7-е изд., испр. и доп. – М.:Энергоатомиздат, 1985

Http://stud. wiki/manufacture/3c0b65625a2ad79a4d43b88421216d37_1.html

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

1938-1941 гг. Введены в строй асфальто-вакуумный цех, спеццех для выработки высокооктанового компонента авиабензина, вторая крекинг-установка. Уровень производства бензина вырос в 2 раза.

1941-1945 гг. Великая Отечественная война. Завод продолжал работать на полную мощность в условиях прифронтового города. Освоен ассортимент нефтепродуктов, имеющих оборонное значение.

1946-1950 гг. Модернизируются установки, увеличивается выпуск и расширяется ассортимент продукции. Завод становится лидером отечественной нефтепереработки.

1951-1955 гг. Первый этап реконструкции. В марте 1952 года завод переименован в Московский нефтеперерабатывающий завод. Внедрена технологическая схема подготовки нефти к переработке. Построена первая в СССР электрообессоливающая установка с шаровыми электродегидраторами.

1956-1958 гг. Второй этап реконструкции. Начало комплексной автоматизации процессов. Развитие нефтехимии. Ввод первой в СССР установки карбамидной депарафинизации дизельного топлива, опытной установки по производству полипропилена.

24.04.1958 г. Решение Совета Министров СССР «О реконструкции МНПЗ и доведении его мощности до 5 млн тонн нефти в год». Впервые в Союзе введена в эксплуатацию печь беспламенного горения. За ее внедрение авторскому коллективу присуждена Ленинская премия.

1959-1965 гг. Третий этап реконструкции. Введен в строй магистральный нефтепровод Горький – Рязань – Москва с пропускной способностью до 7 млн тонн нефти в год. Приняты в эксплуатацию 19 новых объектов, в том числе первое в стране производство полипропилена, каталитический риформинг бензина, установка термического риформинга бензина, установка производства серы, установка адсорбционной очистки жидких парафинов, установка гидроочистки дизельного топлива Л-24/5.

13.05.1966 г. За выдающиеся успехи в труде и вклад в развитие отечественной нефтепереработки Московский нефтеперерабатывающий завод награжден орденом Трудового Красного Знамени.

1967-1970 гг. Введены в строй: первый в СССР цех по переработке полипропилена, эстакада для налива битума дорожных и строительных марок в автогудронаторы, блок предварительной гидроочистки сырья для установки 35/5, установка стабилизации бензина термического крекинга, новая ремонтно-механическая база. Освоены 12 новых технологических процессов, 32 вида новой продукции.

1970-1975 гг. Вступил в строй нефтепровод Ухта – Ярославль – Москва. Построены комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ-6, опытное производство треххлористого титана и термостабилизатора «Фенозан». Освоено производство неэтилированного бензина АИ-93.

06.04.1972 г. Постановление Совета Министров СССР «О реконструкции и расширении завода и доведении его мощности до 12 млн тонн нефти в год».

1970-1980 гг. Модернизирована установка АВТ-3. Внедрена автоматизированная система управления установкой ЭЛОУ-АВТ-6. Впервые в отрасли освоен процесс окисления битума с выносной секции сепарации.

1981-1982 гг. Возводится парк резервуаров емкостью 10, 30, 50 тыс. куб. м. Освоена станция смешения бензинов. Введены: установка утилизации углеводородных газов; объекты очистных сооружений (флотационная установка очистки сточных вод, фильтровальная станция, нефтеотделитель, трехсекционная ловушка). Построены и переданы Люблинской станции аэрации биологические очистные сооружения мощностью 150 тыс. куб. м/сут. сточных вод.

1985 г. В ознаменование 40-летия победы в Великой Отечественной войне и за выдающиеся заслуги в обеспечении войск горюче-смазочными материалами ордена Трудового Красного Знамени Московский нефтеперерабатывающий завод награжден орденом Отечественной войны I степени.

1986-1988 гг. Вступили в строй установки каталитического риформинга ЛЧ-35-11/1000 и гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24-2000.

1991-1996 гг. Внедрено производство дорожного и строительного битумов – 750 тыс. т/год. Построены крупные технологические объекты: комплекс по производству полипропилена с автоматизированной системой управления (100 тыс. т/год); производство МТБЭ – кислородосодержащей добавки к бензинам (дочернее предприятие ОАО «Коримос»); автоматизированный терминал по наливу бензина и дизельного топлива в автоцистерны. Впервые в мировой практике нефтепереработки применена принципиально новая система создания вакуума в вакуумных блоках АВТ-3 и ЭЛОУ-АВТ-6 на основе вакуумного гидроциркуляционного агрегата вместо пароэжекторных неэкономичных систем. Происходит акционирование завода, зарегистрировано ОАО «Московский нефтеперерабатывающий завод».

1997 г. Пущены в эксплуатацию новая факельная установка; установка олигомеризации бутан-бутиленовой фракции. Основные фонды обновлены на 25%. Вредные выбросы в атмосферу снижены в 2 раза.

1997-2001 гг. В апреле 1998 года в реестр акционеров Московского НПЗ вносят Центральную топливную компанию, в активы которой передан пакет 38% акций ОАО «Московский НПЗ», находящихся в городской собственности. Построена сливная эстакада для светлых нефтепродуктов. Смонтирован блок моющих присадок. Введено производство ткани и мешков из полипропилена. Выполнена модернизация установок Г-43-107 и ЭЛОУ-АВТ-6.

2001-2003 гг. Переход под управление МНК/ЦТК. Продолжение модернизации оборудования ЭЛОУ-АВТ-6 и Г-43-107. Реконструирована установка гидроочистки дизельного топлива 24-5. Заменена система противоаварийной защиты на Г-43-107. Получен сертификат соответствия и допуск Госстандарта к производству и применению автобензинов с экологическими свойствами, соответствующими европейским нормам Евро-3.

2008-2013 гг. До 2008 года предприятием управляла компания Sibir Energy совместно с правительством Москвы. В мае 2008 года «Газпром нефть» и структуры, подконтрольные Sibir Energy, зарегистрировали совместное предприятие – Moscow NPZ Holdings B. V. В 2010 году на заводе началась реализация масштабной программы реконструкции и модернизации. В начале 2011 года «Газпром нефть» приобрела 100% компании Sibir Energy, став основным акционером завода. В октябре 2011 года, в рамках интеграции предприятия в структуру группы «Газпром нефть» на общем собрании акционеров ОАО «Московский НПЗ» было принято решение о переименовании завода в «Газпромнефть – Московский НПЗ».

2020 гг. В планах окончание реализации масштабной программы реконструкции и модернизации завода. Существенное снижение вредных выбросов в атмосферу, значительное сокращение санитарно-защитной зоны вокруг предприятия. Доведение глубины переработки нефти до 94%.

· Установка по производству битумов путем окисления гудрона с блоком по производству композиционных материалов на основе битума

· Установка атмосферно-вакуумная комбинированная с электрообессоливанием (ЭЛОУ-АВТ – 6)

· Газофракционирующая установка ГФУ-2 с парком емкостей высокого давления

· Электрообессоливающая установка с тремя сферическими электродегидраторами (ЭЛОУ-2)

· Установка получения технического водорода из углеводородных газов с предварительной их гидроочисткой от сернистых соединений и двухступенчатой очисткой от окиси углерода

· Комбинированная установка сероочистки газов, регенерации раствора

· Установка очистки сернисто-щелочных стоков и технологического конденсата

· Факельная установка и установка сбора углеводородных газов и паров (установка утилизации)

· Комбинированная установка по облагораживанию топлив КТД-200/720 секция 100 – получение TAME с блоком подготовки сырья

· Участок резервуарного парка сырой нефти, мазута и вакуумного газойля

· Участок резервуарного парка бензина, реактивного и дизельного топлива

· Участок автоматизированного смешения бензинов и котельных топлив

· Лаборатория мониторинга процессов и улучшения качества продукции

· Установка химводоочистки с блоком получения обессоленной воды (ХВО с БПОВ)

· Участок сетей и насосных станций свежего водоснабжения и канализации.

1976-1980 гг. Введена автоматизированная система управления установкой ЭЛОУ-АВТ-6.

1999-2001 гг. Выполнена модернизация оборудования на установке ЭЛОУ-АВТ-6 с заменой вакуумсоздающей системы, заменой насосов, электродвигателей, трансформаторов, заменой горелок печей и внутренних устройств колонны, монтажом распределительной системы управления технологическим процессом (РСУТП).

2004 г. Замена насосного оборудования на установках АВТ-6 (замена 3-х насосов с монтажом системы ПАЗ), внедрение распределенной системы управления установки АВТ-6.

2005 г. На установке первичной перегонки нефти ЭЛОУ-АВТ-6 во время капитального ремонта в июне 2005 года завершена программа по замене насосного оборудования. Замена морально устаревшего, изношенного и отработавшего назначенный ресурс насосного оборудования проводилась в пять этапов, начиная с 2001 года. В общей сложности было демонтировано и установлено 68 единиц насосного оборудования импортного и отечественного производства.

Проектная мощность комбинированной установки трехкратного испарения нефти ЭЛОУ-АВТ-6 – 6 млн. тонн в год, на сегодняшний день установка перерабатывает 990 м 3 нефти в час, т. е. порядка 7 млн. тонн в год.

Из сырой нефти, поступающей на установку по трубопроводу из товарно-сырьевого цеха, на блоке ЭЛОУ удаляются хлористые соли, вода и механические примеси.

Обессоленная и обезвоженная нефть по схеме прямого питания поступает на атмосферную часть установки, где отбираются светлые фракции НК-350°C, а мазут подается на вакуумный блок для получения фракций 350-420°C, 420-500°C и гудрона.

Отбираемая на АТ фракция НК-120°C направляется на блок стабилизации и вторичной перегонки с целью получения фракций НК-62°C, 62-85°C и 85-120°C, а также головной фракции и сухого газа.

Предусмотрена возможность переработки совместно с сырой нефтью газового конденсата (широкой фракции) в соотношении не более 8:1.

Для более четкого разделения компонентов используется процесс ректификации – перегонка с противоточным взаимодействием восходящего потока (паровой фазы) и низходящего (жидкой фазы). Контактирование паров и жидкости происходит в ректификационных колоннах на специальных устройствах – тарелках при избыточном (выше атмосферного) давлении.

Наименование оборудования (тип, наименование аппарата, назначение и т. д.)

Воздушный холодильник дополнительного верхнего циркуляционного орошения К-10

Воздушный холодильник соленой воды (исп. 2 секции, 4 секции исп. под охлаждение фр. 290-350С)

Для увеличения эффективности обессоливания – обезвоживания сырой нефти во всасывающую линию насосов Н-1/1,2,3 подается деэмульгатор – поверхностно-активное вещество неионогенного типа, способствующее ослаблению защитной пленки эмульсии типа «вода в нефти».

Нефть насосами Н-1/1,2,3 двумя потоками прокачивается через трубное пространство сырьевых теплообменников.

Нагрев нефти до требуемой температуры происходит за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны К-10 в Т-1/1, фракции 350-420°C из К-11 в Т-3 и первого циркуляционного орошения К-2 (с 15-ой тарелки) в Т-2.

Нагрев нефти до требуемой температуры происходит за счет тепла гудрона с низа колонны К-10 в Т-7/1 и второго циркуляционного орошения колонны К-2 (с 25-ой тарелки) в Т-4/1. При работе установки без вакуумного блока нагрев нефти в теплообменниках Т-1/1 и Т-7/1 происходит за счет тепла мазута с низа колонны К-2, а теплообменник Т-3 выключается из схемы.

Расход нефти контролируется приборами поз. FIRCAL 0975, 0976 и регулируется воздействием на клапан с коррекцией по уровню К-1 поз. LIRC 1009. При снижении расхода до минимального значения срабатывает сигнализация. Для усреднения температуры нефти эти потоки объединяются, а затем 4-мя параллельными потоками нефть поступает в электродегидраторы I-ой ступени Э-1/1, Э-2/1, Э-3/1, Э-4/1.

Для равномерного распределения нефти между электродегидраторами на линиях установлены расходомеры поз. FIR 0005ч0008 на I-ой ступени и поз. FIR 0005Aч0008A на II-ой ступени.

При необходимости, для ремонта электродегидраторов во время работы установки, существует схема отключения любого электродегидратора без снижения производительности установки.

Электродегидраторы представляют собой горизонтальные цилиндрические емкости, работающие в определенном диапазоне температур, контролируемых прибором поз. TIR 0371, и давлений. Давление в потоках на выходе из электродегидраторов регулируется клапанами поз. PIRC 1160, 1162.

Частично обессоленная и обезвоженная нефть из верхней части электродегидраторов Э-1/1, Э-2/1, Э-3/1, Э-4/1 направляется в соответствующие электродегидраторы II-ой ступени Э-1/2, Э-2/2, Э-3/2, Э-4/2.

Для растворения и последующего вывода солей в электродегидраторы I-ой и II-ой ступеней в линию подачи нефти насосом Н-31/1,2 подается речная вода в смеси с технологической водой барометрического ящика из емкости Е-20, расход которой контролируется прибором поз. FIR 0950. Расход воды в электродегидраторы регулируется по поз. FIR 0001ч0004 и FIR 0009 ч0012. Уровень воды в Е-20 регулируется клапаном поз. LIRCAH 1000, установленным на линии подачи речной воды в емкость.

Все электродегидраторы оборудованы предохранительными клапанами, сброс от которых через коллектор направляется в колонну К-1.

В случае необходимости, электродегидраторы можно освободить от нефти выдавливанием водой по технологической схеме или по байпасу предохранительных клапанов непосредственно в К-1.

Подготовленная для переработки нефть выводится двумя параллельными потоками из Э-1/2, Э-2/2 – I-й поток, из Э-3/2, Э-4/2 – II-ой поток.

При появлении воздушной подушки в одном из электродегидраторов срабатывают сигнализация и блокировка поз. LISAL 0077ч0084 с отключением соответствующего электродегидратора по электрической части.

Солесодержащая вода из электродегидраторов I-ой и II-ой ступеней сбрасывается через клапаны поз. LIRC 1001 ч 1008 в отстойник Е-18.

Увлеченная из электродегидраторов солесодержащей водой нефть отстаивается и собирается в отстойнике Е-18, с верхней части которого через воздушный холодильник Т-45 поступает во всасывающий трубопровод сырьевых насосов Н-1/1,2,3.

Уровень раздела фаз «вода-нефть» Е-18 поз. LIRC 1032 контролируется и корректируется расходом нефти из Е-18 (поз. FQIRC 0042).

Снизу емкости Е-18 через регулирующий клапан поз. PIRC 1150 солесодержащая вода c температурой, контролируемой прибором поз. TIR 0256 проходит теплообменник Т-44А, где отдает тепло промывной воде от Н-31/1,2, а затем, охлаждаясь в 2-х секциях Т-44 аппарата воздушного охлаждения (АВО), выводится с установки на очистные сооружения с температурой контролируемой прибором поз. TIR 0257.

Для защиты оборудования от коррозии и уменьшения кислотности нефти из емкостей Е-8, Е-9 насосами Н-38/1,2 подается раствор щелочи в линию обессоленной нефти до теплообменников Т-8 и Т-6/1.

В Т-8 нефть нагревается за счет тепла верхнего циркуляционного орошения (ВЦО) колонны К-10, подаваемого насосами Н-24/1,2 по трубному пучку.

Нагрев нефти в Т-7/2, Т-7/3 и Т-7/4 происходит за счет тепла гудрона, подаваемого насосами Н-27/1,2 по трубному пучку с низа колонны К-10.

Нагрев нефти в Т-1/2 происходит за счет тепла среднего циркуляционного орошения (СЦО) колонны К-10, подаваемого насосами Н-25/1,2 по трубному пучку.

В Т-6/2, Т-6/1 нефть нагревается за счет тепла фр. 290-350°C, которая подается насосами Н-20/1,2 по трубному пучку с 38-ой тарелки К-2 после рибойлера Т-20.

В Т-5/1 и Т-5/2 нагрев нефти происходит за счет тепла третьего циркуляционного орошения колонны К-2 (с 35-ой тарелки), которое подается насосом Н-15/1,2 по трубному пучку.

В Т-4/2 нагрев нефти происходит за счет тепла второго циркуляционного орошения в К-2, которое подается насосами Н-23/1,2 (с 25 тарелки К-2) по трубному пучку.

Нагрев нефти в Т-10/2 и Т-10/1 происходит за счет тепла фракции 420-500°C (с 14-ой тарелки) колонны К-10, которая подается из Е-12 насосами Н-26/1,2 по трубному пучку.

При работе установки без вакуумного блока нагрев обессоленной нефти в теплообменниках Т-7/2, Т-1/2, Т-7/3, Т-7/4, Т-10/1, Т-10/2 происходит за счет тепла мазута, подаваемого с низа колонны К-2, насосами Н-21/1,2,3 в трубный пучок, при этом теплообменники Т-8 и Т-3 исключаются из схемы.

Предусмотрена возможность подачи обессоленной нефти после ЭЛОУ на 7-ую тарелку К-1 в качестве дополнительного орошения для поддержания заданной температуры верха К-1.

Сверху колонны К-1 паровая фаза с температурой контролируемой прибором поз. TIRC 0264 выводится в воздушные конденсаторы Т-15/1-4. Бензин из Т-15/1-4 и балансовый избыток бензина К-2 поступает в водяной холодильник Т-15А и затем направляется в емкость Е-1. Емкость Е-1 является емкостью полного заполнения.

Температура после Т-15А контролируется и регулируется прибором поз. TIRC 0389, воздействием на клапан, установленный на линии оборотной воды из Т-15А.

Температура верха К-1 регулируется подачей острого орошения от насоса Н-5/1,2 клапаном поз. FIRC 0955, забираемого из емкости Е-1, расход которого определяется заданием температуры конца кипения бензина.

Из емкости Е-1 выделившаяся вода, через регулирующий клапан поз. LIRC 1010 направляется в барометрический ящик. Избыток бензина из Е-1 перетекает в емкость Е-6.

Сверху емкости Е-6 углеводородный газ сдувается в емкость Е-23 через клапан поз. PIRC 1155, с помощью которого регулируется давление в К-1.

Обеспечение теплового режима К-1 осуществляется циркуляцией горячей струи через печь П-1/1. Подача горячей струи в печь П-1/1 осуществляется насосом Н-7/1,2 через регулирующие клапаны поз. FIRC 2450ч2453. При понижении расхода горячей струи до минимального значения срабатывает сигнализация поз. FIRAL 0013. Температура горячей струи на выходе из печи П-1/1 контролируется прибором поз. TIRC 2400 и корректируется расходом топливного газа на форсунки П-1/1 поз. FIRC 2473. Температура дымовых газов на перевале печи П-1/1 контролируется и регистрируется прибором поз. TIRAH 2401. При достижении верхнего предела срабатывает сигнализация. Разрежение дымовых газов в печи П-1/1 регулируется и контролируется пневмоприводами шиберов поз. PIRC 2338, 2341 и контролируется по поз. PIR 2339, 2340.

Предусмотрена подача перегретого водяного пара в колонну К-1. Расход пара регулируется клапаном поз. FIRC 0951.

Частично отбензиненная нефть из нижней части колонны К-1 забирается насосами Н-3/1,2,3 (два рабочих, один – резервный) и направляется в змеевики печей П-1/2 и П-1/3. Давление в змеевиках печей контролируется приборами поз. PIR 2314ч2317, PIR 2318ч2321.

При понижении расхода отбензиненной нефти до минимального значения, срабатывает сигнализация поз. FIRAL 0014.

Температура отбензиненной нефти на выходе из печей П-1/2 и П-1/3, контролируемая приборами поз. TIRC 2403 и TIRC 2411, соответственно, корректируется расходом топливного газа на форсунки П-1/2 (поз. FIRC 2472), в П-1/3 (поз. FIRC 2471). Температура дымовых газов на перевалах печей П-1/2,3 регистрируется приборами поз. TIRAH 2402, 2404, соответственно. При достижении верхнего предела срабатывает сигнализация. Разрежение дымовых газов в печах контролируется приборами поз. PIR 23422345 (П-1/2) и поз. PIR 23462349 (П-1/3).

Частично отбензиненная нефть проходит последовательно через регулирующие клапаны поз. FIRC 2454ч2461 конвекционную и радиантную зоны печей П-1/2, П-1/3 и поступает двумя потоками в атмосферную колонну К-2 на 46-ю тарелку.

В целях наиболее полного извлечения светлых нефтепродуктов в нижнюю часть колонны К-2 под 50-ю тарелку подается перегретый водяной пар через регулирующий клапан поз. FIRC 0958.

В конвекционных зонах печей П-1/2,3 для перегрева водяного пара занято по одному ряду труб. Имеется возможность подачи части перегретого пара из пароперегревателя печи П-3 в колонны К-1, К-2, К-6, К-7, К-9 и из пароперегревателей печей П-1/2, П-1/3 в колонну К-10, т. е. предусмотрено перераспределение пара между пароперегревателями печей П-1/2,3 и П-3 с целью регулирования температуры пара.

Температура перегретого пара из П-1/2,3 контролируется приборами поз. TIR 2424, TIR 2422, соответственно.

Из колонны К-2 по шлемовой линии газопаровая смесь поступает в воздушные холодильники Т-17/1-5, затем в водяной холодильник Т-17/6, где конденсируется и собирается в Е-3. Температура в Е-3 контролируется прибором поз. TIR 0388. Давление в К-2 контролируется прибором поз. PIR 0736.

Контроль за pH среды в шлемовых линиях К-1 и К-2 осуществляется поточными pH-метрами поз. QIR 7 и поз. QIR 9, установленными на линиях сброса технологической воды из емкости Е-1 и Е-3 в барометрический ящик.

Часть бензина из емкости Е-3 насосами Н-4/1,2 подается в шлем колонны К-2 через регулирующий клапан поз. FIRC 0953 в качестве острого орошения, а избыток откачивается через регулирующий клапан поз. FIRC 0954 и водяной холодильник Т-15А в емкость бензина Е-1 и далее в Е-6. Технологическая вода из Е-3 через регулирующий клапан поз. LIRC 1012 поступает в барометрический ящик.

Уровень бензина в ёмкости Е-3 контролируется прибором поз. LIRC 1014 и корректируется расходом бензина от насоса Н-4/1,2 в ёмкость Е-6.

Возможно направление балансового избытка бензина колонны К-2 в колонну вторичной перегонки бензина К-3.

Температура верха колонны К-2 контролируется прибором поз. TIRC 0274 и корректируется подачей острого орошения. Расход орошения контролируется прибором поз. FIRC 0953.

Отвод тепла из колонны К-2 осуществляется 3-мя циркуляционными орошениями.

I-ое циркуляционное орошение (I ЦО) забирается с 15-ой тарелки атмосферной колонны К-2 насосами Н-22/1,2, прокачивается через сырьевой теплообменник Т-2, где отдает тепло первому сырьевому потоку сырой нефти, далее через воздушный холодильник Т-30/1,2, затем подается в колонну К-2 на 14-ю тарелку двумя потоками (под отбор фракции 120-180°C). Расход I-го циркуляционного орошения регулируется клапаном поз. FIRCAL 0956.

II-ое циркуляционное орошение колонны К-2 забирается с 25-ой тарелки насосами Н-23/1,2, прокачивается через теплообменники Т-4/2,1, где отдает тепло 2-му потоку обессоленной нефти и 2-му сырьевому потоку сырой нефти, соответственно. Далее проходит через воздушный холодильник Т-32, возвращается с двумя потоками на 24-ю тарелку колонны К-2 (под отбор фракции 150-250°C).

Предусмотрена возможность подачи II ЦО на 26-ю тарелку колонны К-2.

Расход II ЦО регулируется клапаном поз. FIRCAL 0957. При минимальном значении расхода II ЦО срабатывает сигнализация.

III-е ЦО колонны К-2 забирается с 35-ой тарелки и прокачивается насосами Н-15/1,2 через теплообменники Т-5/2,1, где отдает тепло II-ому сырьевому потоку обессоленной нефти. Далее III-е ЦО поступает в теплообменник Т-31 для нагрева утилизационной воды, далее охлаждается в воздушном холодильнике Т-46 и направляется на 34-ю тарелку колонны К-2 (под отбор фр. 240-290°C).Предусмотрена возможность использовать холодильник Т-46 для охлаждения фр. 290-350°C.

Расход циркуляционного орошения регулируется клапаном поз. FIRC 0989. При минимальном значении давления в напорном трубопроводе Н-15/1,2 срабатывает сигнализация поз. PIRAL 0732, 0732А соответственно.

Из атмосферной колонны К-2 осуществляется отбор следующих фракций в виде боковых погонов:

Фракции 120-180°C, 150-250°C и 240-290°C поступают в соответствующие отпарные колонны: К-6, К-7, К-9.

Фракция 290-350°C отбирается непосредственно из колонны К-2 двумя потоками с 38-ой тарелки, затем соединяется в один поток и насосом Н-20/1,2 подается в рибойлер Т-20 колонны К-4. Далее фракция 290-350°C проходит через теплообменник Т-6/2, где отдает тепло первому потоку обессоленной нефти, прокачивается через теплообменник Т-6/1, где отдает тепло второму потоку обессоленной нефти, через теплообменник Т-42, подогревая жидкое топливо, поступающее к печам. Далее фракция 290-350°C параллельными потоками охлаждается в воздушных холодильниках Т-9/2,1 и Т-46 (если Т-46 подключён по фракции 290-350°C.) затем, в Т-44 (3,4,5,6 секции) и выводится с установки. Температура фр. 290-350°C с установки контролируется прибором поз. TIR 0028. Расход фр. 290-350°C регулируется клапаном поз. FIRCAL 0973, и при минимальном значении расхода срабатывает сигнализация. Уровень жидкости в кармане 38-й тарелки измеряется и регистрируется прибором поз. LIR 23.

При пуске, остановке вакуумного блока можно направить часть фр. 290-350°C после Т-44 на всас насосов Н-24/1,2, Н-25/1,2.

Фракция 120-180°C по линии перетока через регулирующий клапан поз. LIRC 1015 выводится с 11-ой или 13-ой тарелок колонны К-2 (в зависимости от задания по качеству фракции) на 1-ю тарелку К-6.

Проектом предусмотрена возможность подачи перегретого водяного пара через регулирующий клапан поз. FIRC 0959 вниз К-6 для отпарки фракций с температурой кипения ниже 120°C.

Температура низа колонны К-6 контролируется прибором поз. TIR 0390. Давление – по колонне К-2 прибором поз. PIR 0736. Легкие фракции и водяной пар возвращаются в колонну К-2 по линии возврата паров с верха колонны К-6 под 10-ю тарелку. С нижней части колонны К-6 отбирается фр. 120-180°C, которая насосами Н-12/1,2 прокачивается через воздушный холодильник Т-28, водяной холодильник Т-26 и выводится с установки с температурой, контролируемой прибором поз. TIR 0015. Расход фр. 120-180 0 C регулируется клапаном поз. FIRC 0962. Заданный уровень бензина в колонне К-6 контролируется прибором поз. LIRC 1015 и поддерживается клапаном, установленном на перетоке из колонны К-2 в колонну К-6.

С 21-ой и 23-ей (в зависимости от задания по качеству фракции) тарелок колонны К-2 через регулирующий клапан поз. LIRC 1016 выводится фр. 150-250°C на 1-ю тарелку колонны К-7. В нижнюю часть колонны К-7 подается перегретый водяной пар с целью поддержания заданной температуры вспышки фр. 150-250°C. Количество перегретого пара регулируется клапаном поз. FIRC 0960. Температура низа колонны К-7 контролируется прибором поз. TIR 0661. С верхней части колонны К-7 по линии возврата паров легкие фракции и водяной пар возвращаются в колонну К-2 под 20-ю тарелку. Заданный уровень в К-7 поддерживается клапаном на перетоке поз. LIRC 1016.

С низа колонны К-7 фр. 150-250°C забирается насосом Н-18 (Н-19/2), прокачивается через теплообменник Т-27, где нагревает утилизационную воду, затем проходит воздушный холодильник Т-33, водяной холодильник Т-29. Далее фр. 150-250°C поступает в электроразделители ЭР-2 и ЭР-3, после которых выводится с установки. Расход фр. 150-250°C регулируется клапаном поз. FIRC 0964 и контролируется прибором поз. FIR 0999.

С 31-ой или 33-ей тарелок колонны К-2 (в зависимости от задания по качеству фракции) через регулирующий клапан поз. LIRC 1017 фр. 240-290°C выводится на 1-ю тарелку отпарной колонны К-9. Температура низа колонны К-9 регистрируется прибором поз. TIR 0392.

Вниз колонны К-9 через регулирующий клапан поз. FIRC 0961 подается перегретый водяной пар для получения фракции с заданной температурой вспышки.

Отпаренные легкие фракции и водяной пар с верха колонны К-9 возвращаются в колонну К-2 под 30-ю тарелку.

С низа колонны К-9 насосом Н-19/1,2 фр. 240-290°C подается в теплообменники Т-12 и Т-11, где отдает тепло нестабильному бензину, поступающему в колонну К-8, а затем после охлаждения в воздушном холодильнике Т-34 выводится с установки с температурой, контролируемой прибором поз. TIR 0017. Расход фр. 240-290°C с установки регулируется клапаном поз. FIRCAL 0963, при минимальном значении расхода срабатывает сигнализация.

На установке предусмотрено защелачивание фракций НК-62°C и фр. 150-250°C в электроразделителях (ЭР) – горизонтальных аппаратах, оборудованных электродами.

Процесс защелачивания и электрообезвоживания проходит при постоянном токе. В ЭР – 1,2 раствор щелочи подается насосами Н-33/1,2 из емкостей Е – 8,9.

Процесс защелачивания фр. 150-250°C и НК-62°C происходит в следующей последовательности: фр. 150-250°C поступает в инжектор И-2 (фр. НК-62°C – в И-1), увлекая за собой щелочной раствор, часть которого поступает из электроразделителя ЭР-2 (в случае фр. НК-62°C – из ЭР-1), перемешивается с ним и в смеси поступает в электроразделитель ЭР-2 (НК-62°C в ЭР-1) под слой жидкости.

Нефтепродукт равномерно распределяется по всему горизонтальному сечению аппарата. Далее поток нефтепродукта перемещается вертикально вверх, собирается со всей площади горизонтального сечения аппарата в верхний коллектор и выводится из аппарата через штуцер.

Уровень щелочи (воды) должен находиться несколько ниже коллектора ввода сырья. При вертикальном движении с небольшой скоростью нефтепродукт, разделенный на потоки между параллельными пластинчатыми элементами положительного и отрицательного (заземленного) электродов, подвергается по всей высоте пластин электрода воздействию электрического поля постоянного тока. В результате воздействия электрического тока из нефтепродукта выделяется вода и механические загрязнения, оседающие в нижней части аппарата. Электроразделители могут работать как отстойники без подачи щелочи, воды и включения электрического тока.

Щелочь в процессе очистки отрабатывается до концентрации не ниже 2%, после чего полностью удаляется из электроразделителя и заменяется свежей. Уровень раздела фаз «нефтепродукт-щелочь (вода)» в ЭР-2 и ЭР-1 контролируется приборами поз. LAHL 0087 и поз. LAHL 0090, соответственно.

При достижении максимального или минимального значений уровня раздела фаз в ЭР – 1,3,2 срабатывает сигнализация поз. LAHL 0090, LIRCAHL 1028, LAHL 0087.

Предельное использование щелочи в электроразделителе не должно превышать 10 суток, после чего щелочь, независимо от концентрации, заменяется свежей.

После защелачивания фр. 150-250°C подвергается водной промывке в электроразделителе ЭР-3 путем непрерывной подачи промывной воды в электроразделитель через насадочное устройство насосами Н-33/1,2 (фр. НК-62°C не промывается водой). Вода по уровню через регулирующий клапан поз. LIRCAHL 1028 автоматически выводится из аппарата.

Для промывки фр. 150-250°C используется речная вода, предварительно отфильтрованная от механических примесей. Использование оборотной и отработанной технической воды не допускается.

Фракция 150-250°C, отвечающая требованиям ГОСТ по кислотности и содержанию сероводорода, защелачиванию и водной промывке не подвергается.

При появлении в электроразделителях воздушной подушки срабатывает сигнализация с одновременной блокировкой по отключению соответствующего электроразделителя по электрической части поз. LASL 0089,0086,0088.

Допускается проведение водной промывки в ЭР-3 без защелачивания для уменьшения стойкости эмульсии.

Остаток атмосферной перегонки (мазут) из кубовой части колонны К-2 подается насосами Н-21/1,2,3 (два в работе, один – резерв) на вакуумный блок через регулирующие клапаны поз. FIRCAL 2462ч2467, которые поддерживают заданный уровень в К-2, контролируемый прибором поз LIRCSAL 1013А. При минимальном значении уровня в К-2 срабатывает сигнализация поз. LIRCSAL 1013А, LIRSAL 1013/1. При работе установки без блока ВТ уровень К-2 регулируется клапаном поз. LIRCSAL 1013А, установленным на линии откачки мазута с установки.

Температура мазута на выходе из печи П-3 контролируется и регистрируется прибором поз. TIR 2409/2, регулируется прибором поз. TIRC 2409/1 и корректируется расходом топливного газа к печи П-3 клапаном поз. FIRC 2470.

Предусмотрена возможность подачи мазута с установки АТ-ВБ непосредственно в змеевики печи П-3.

В целях уменьшения коксования в змеевиках печи и увеличения доли отгона в каждый поток мазута перед радиантной зоной через регулирующие клапаны поз. FIRC 2486ч2491 подается перегретый водяной пар.

Давление в потоках печи П-3 контролируется и регистрируется приборами поз. PIR 2322ч2327. Температура перегретого пара контролируется прибором поз. TIR 2423. Температура дымовых газов на перевале печи П-3 контролируется и регистрируется приборами поз. TIR 2078ч2086, 2088ч2093. При достижении максимального значения срабатывает сигнализация поз. TIRAH 2087; TIRAH 2410. Разрежение в печи контролируется по приборам поз. PIRAL 2360-2363. При минимальном значении разрежения срабатывает сигнализация.

Выходящие с верха вакуумной колонны К-10 газы и пары воды преимущественно конденсируются в конденсаторах Т-35/1,2,3. Температура верха колонны К–10 контролируется прибором поз. TIRАН 1111/1 (TIR 1111/2). Для создания остаточного давления в верхней части колонны К-10, контролируемого прибором поз. PIR 0825, в схему включены два гидроциркуляционных агрегата Г-1/1,2. Газы разложения и несконденсировавшиеся пары из Т-35/1,2,3 поступают в Г-1/1,2, где создается разрежение за счет циркуляции рабочей жидкости, осуществляемой насосами Н-35/1,2,3 (два – в работе, один в резерве). В качестве рабочей жидкости могут использоваться фр. 350-420?С, фр. 420-500?С, фр. до 350?С, фр. 290-350?С. Циркулирующая жидкость от Н-35/1,2,3 в Г-1/1,2 подается через фильтры.

Конденсат из Т-35/1,2,3 направляется в емкость Е-15, а затем в барометрический ящик, где смешивается с технологической водой из Е-1, Е-3, Е-6.

После Г-1/1,2 насыщенная газожидкостная смесь поступает в сепараторы Е-35/1,2, где происходит разделение жидкой и газообразной фаз.

Сепараторы Е-35/1,2, соединенные между собой по газовой и жидкой фазам, имеют одинаковый уровень рабочей жидкости. Каждый сепаратор имеет по три датчика контроля уровня поз. LIRC 2615-1,2; LIRSAHL 2617-1,2; LIRSAH 2618-1,2.

При минимальном уровне в сепараторах Е-35/1,2 поз. LIRSAHL 2617-1,2 срабатывает сигнализация, а при дальнейшем понижении уровня поз. LIRSAHL 2617-1,2 срабатывает блокировка на останов насосов Н-35/1,2,3, Н-36/1,2.

При максимальном уровне в сепараторах Е-35/1,2 поз. LIRSAHL 2617-1,2, LIRSAH 2618-1,2 срабатывает сигнализация. При дальнейшем увеличении уровня поз. LIRSAHL 2617-1,2, LIRSAH 2618-1,2 закрывается электрозадвижка №1 на линии подпитки циркулирующей флегмы (фр. до 350?С, фр. 290-350?С, фр. 350-420?С, фр. 420-500?С). Уровень рабочей жидкости в Е-35/1,2 поддерживается регулирующим клапаном поз. LIRC 2615-1,2, установленным на линии откачки циркулирующей флегмы из Е-35/1,2 насосами Н-36/1,2 с установки. Температура в Е-35/1,2 контролируется поз. TIRAH 101.

На Е-35/1,2 предусмотрен аварийный перелив рабочей жидкости через гидрозатвор в заглубленную емкость Е-11.

Газы разложения из Е-35/1,2 направляются на сжигание в П-3, где для этой цели предназначены 4 форсунки. Предусмотрена возможность сбрасывать газы разложения на факел.

Сконденсированная вода из отстойной зоны сепараторов Е-35/1,2 по уровню раздела фаз поз. LIRC 2619-1,2 через клапан-регулятор сливается в барометрическую емкость. При минимальных уровнях в Е-35/1,2 срабатывает сигнализация поз. LSAL 2-1,2-2.

Рабочая жидкость из сепараторов Е-35/1,2 прокачивается через межтрубное пространство теплообменников Т-13/1,2, где охлаждается оборотной водой и поступает на прием циркуляционных насосов Н-35/1,2,3. Газовая фаза с верха Т-13/1,2 может быть направлена в Е-35/1,2.

Избыток циркулирующей флегмы из Е-35/1,2 по уровню LIRC 2615-1,2 откачивается насосом Н-36/1,2 с установки (при использовании в качестве циркулирующей флегмы фр. до 350?С вывод с установки осуществляется через фильтры Ф-3/1,2).

Фильтр Ф-3/1 предназначен для очистки от механических примесей, Ф-3/2 для обезвоживания. По мере накопления вода из Ф-3/2 через регулирующий клапан поз. LV 0974/1 сбрасывается в барометрическую емкость. При поступлении в Ф-3/2 нефтепродукта клапан – отсекатель LVS 0974/2 от поз. LСASL 0974-1 закрывается.

Недостаток количества жидкости в барометрическом ящике (поз. LIR 1023) восполняют ХОВ цеха №15 или оборотной водой из цеха №16.

Далее из барометрического ящика смесь воды и нефтепродукта поступает в отстойник Е-34, где происходит их разделение. Нефтепродукт насосом Н-40/1 (Н-40/3) откачивается в линию сырой нефти через клапан поз. LIRC 18, регулирующий уровень нефтепродукта в Е-34.

Технологическая вода из емкости Е-34 насосом Н-40/2 (Н-40/3) направляется в емкость Е-20 на смешение с речной водой. Уровень воды в Е-34 регулируется прибором поз. LIRC 19, управляющим клапаном, установленным на линии нагнетания от Н-40/2 (Н-40/3).

С 4-ой тарелки колонны К-10 отбирается верхнее циркуляционное орошение (ВЦО) с температурой, контролируемой прибором поз. TIRAL 0592 и насосами Н-24/1,2 прокачивается по трубному пучку сырьевого теплообменника Т-8, где отдает тепло первому потоку обессоленной нефти, выходящего с блока ЭЛОУ. Далее ВЦО прокачивается через воздушный холодильник Т-36/1,2 и подается на 2-ю тарелку колонны К-10 через регулирующий клапан поз. FIRCAL 0978. При минимальном расходе ВЦО срабатывает сигнализация.

Для снижения остаточного давления в верхней части колонны К-10 (над 2-й тарелкой) установлен слой насадки фирмы «Ваку-Пак». Для орошения используется часть ВЦО после Т-36 /1,2. Другая часть ВЦО направляется в Т-37 для дополнительного охлаждения и подачи в качестве дополнительного верхнего циркуляционного орошения (ДВЦО) через клапан-регулятор поз. FIRCAH 0980 в коллектор-распределитель над слоем насадки колонны К-10.

Избыток фр. до 350°C после Т-36/1,2 можно подать через регулирующий клапан поз. FIRC 0974 в линию некондиционного продукта, в линию фр. 290-350°C с установки, в линию гудрона с установки, в качестве подпитки Е-35/1,2, а также вывести в резервуары дизельного топлива цеха №8 или направить в линию вывода фр. 195-270°С с установки Г-43-107 на установку Л-24/5.

Предусмотрена возможность направить СЦО в Т-37 (при условии перевода потока ДВЦО по байпасу Т-37). При выводе блока ВТ на режим предусмотрен прогрев линии СЦО колонны К-10 по перемычке, минуя Т-1/1,2.

Отпаренные легкие фракции и водяной пар с верха колонны К-11 направляются под 8-ю тарелку колонны К-10. Температура низа колонны К-11 регистрируется прибором поз. TIR 0631.

С низа колонны К-11 фр. 350-420°C поступает на всас насосов Н-30/1,2, прокачивается через теплообменник Т-3, где отдает тепло I-му потоку сырой нефти и, охлаждаясь в воздушном холодильнике Т-38, через регулирующий клапан поз. FIRCAL 0984 выводится с установки. Контроль за температурой фр. 350-420°C после Т-38 осуществляется прибором поз. TIRAH 0034

Http://otherreferats. allbest. ru/manufacture/00633910_0.html

В 2012 году действуют в соответствии с изменениями, вносимыми в 212-ФЗ законами, принятыми в 2011 году (основные изменения внес 379-ФЗ от 03.12.2011[20]) следующие тарифы страховых взносов:

В 2012 году действуют в соответствии с изменениями, вносимыми в 212-ФЗ законами, принятыми в 2011 году (основные изменения внес 379-ФЗ от 03.12.2011) следующие тарифы страховых взносов:

1. Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости продукции на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях утверждена приказом Министерством топлива и энергетики Российской Федерации от 17 ноября 1998 года № 371.

2. Экономика предприятия : Учебник / A. A. Прохоренко, И. Г. Беркович, М. Н. Беркович; Самар. гос. техн. ун-т, Поволжский ин-т бизнеса. – Самара, 2007. – 243 с.

3. Экономическое обоснование курсовых и дипломных проектов: Метод, указ., СамГТУ. Сост. Б. А. Колотилин. А. А. Терешин. Самара. 2000. 16с.4. Экономика предприятия: Учебник / А. А. Прохоренко, И. Г. Беркович, М. Н. Беркович; Самар. гос. техн. ун-т, Поволжский ин-т бизнеса. – Самара, 2007. – 152 с.5. Экономическая оценка инвестиций : Учебник / М. Н. Беркович, И. Г. Беркович; Самар. гос. техн. ун-т, Поволжский ин-т бизнеса. – Самара, 2007. – 152 с.6. Методы очистки топлив и масел: Учебное пособие / И. А. Агафонов, Н. Н. Томина, А. А. Пимерзин; Самарский гос. Техн. Ун-т, Самара, 2005, 178 с.

2. Какие виды имущества промышленного предприятия относятся к основных фондам?

7. Какие виды имущества промышленного предприятия относятся к оборотным средства?

9. Порядок формирования калькуляции себестоимости продукции технологической установки.

10. Какие виды издержек промышленного предприятия относятся к условно-переменным?

11. Какие виды издержек промышленного предприятия относятся к условно-постоянным?

18. Учет фактора времени при оценке эффективности инвестиций. Что такое дисконтирование?

20. Дать определение чистой (текущей) дисконтированной стоимости проекта и показать порядок его определения.

21. Дать определение коэффициенту рентабельности инвестиций и показать порядок его определения.

22. Дать определение показателю внутренней рентабельности инвестиций и пояснить порядок его определения.

23. Дать определение показателю срока окупаемости вложений и пояснить порядок его определения.

24. Особенности определения эффективности инвестиций пв реконструкцию и модернизацию технологического объекта.

Экономическое обоснование дипломных проектов: Метод указ. к курс. и дипломным проектам для студентов ХТФ V-VI курсов дневной и вечерней форм обучения специальностей 240401 (250100), 240403 (250400)

[3] СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. http://www. proektant. by/forum/index. php? topic=2158.0; http://www. nadzor-info. ru/blog_post. php? p=849#

[8] Экономическая оценка инвестиций : Учебник / М. Н. Беркович, И. Г. Беркович; Самар. гос. техн. ун-т, Поволжский ин-т бизнеса. – Самара, 2007. – 152 с.

[9] Кремер Н. Ш. Путко Б. А. Тришин И. М. Математика для экономистов: От Арифметики до Эконометрики. М.: Высшее образование, 2007. – 646 с.

[10] Наращенная сумма Qt По простым процентам при P = const опреде­ляется по формуле (1.4) и не зависит от числа N начислений.

[11] Экономическая оценка инвестиций: Учеб. пособ./ М. Н. Беркович, И. Г. Беркович; Самар. гос. техн. ун-т, Поволжский институт бизнеса. Самара, 2004. – 137 с.

[12] Яковлев Д. А. и др. Модернизация процесса каталитического риформинга с целью повышения выхода ароматических углеводородов.// Нефтегазовое дело.-2006.

[13] Гаранин Д. И. Каталитический риформинг бензиновых фракций. Научная работа.-Краснодар. 1996.-89 с.

[15] Сулимов А. Д. Каталитический риформинг бензинов. Ид 2-е перераб, и доп., М., Химия, 1973. – 152 с.

[16]Российский рынок автомобильного бензина и дизельного топлива в 2007 году

[19] Расчет и уплата страховых пенсионных взносов в 2012 году. Новые ставки страховых взносов. Изменения тарифов страховых взносов для работодателей. file:///D:/%D0%AD%D1%82%D0%BE%20%D0%B8%D0%BD%D1%82%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%81%D0%BD%D0%BE/%D0%A1%D1%82%D1%80%D0%B0%D1%85%D0%BE%D0%B2%D1%8B%D0%B5%20%D0%B2%D0%B7%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%8B. htm

[20] Федеральный закон от 03.12.2011 г. № 379-ФЗ 3 декабря 2011 года N 379-ФЗ

Http://lektsia. com/8×2880.html

В 2012 году действуют в соответствии с изменениями, вносимыми в 212-ФЗ законами, принятыми в 2011 году (основные изменения внес 379-ФЗ от 03.12.2011[20]) следующие тарифы страховых взносов:

В 2012 году действуют в соответствии с изменениями, вносимыми в 212-ФЗ законами, принятыми в 2011 году (основные изменения внес 379-ФЗ от 03.12.2011) следующие тарифы страховых взносов:

1. Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости продукции на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях утверждена приказом Министерством топлива и энергетики Российской Федерации от 17 ноября 1998 года № 371.

2. Экономика предприятия : Учебник / A. A. Прохоренко, И. Г. Беркович, М. Н. Беркович; Самар. гос. техн. ун-т, Поволжский ин-т бизнеса. – Самара, 2007. – 243 с.

3. Экономическое обоснование курсовых и дипломных проектов: Метод, указ., СамГТУ. Сост. Б. А. Колотилин. А. А. Терешин. Самара. 2000. 16с.4. Экономика предприятия: Учебник / А. А. Прохоренко, И. Г. Беркович, М. Н. Беркович; Самар. гос. техн. ун-т, Поволжский ин-т бизнеса. – Самара, 2007. – 152 с.5. Экономическая оценка инвестиций : Учебник / М. Н. Беркович, И. Г. Беркович; Самар. гос. техн. ун-т, Поволжский ин-т бизнеса. – Самара, 2007. – 152 с.6. Методы очистки топлив и масел: Учебное пособие / И. А. Агафонов, Н. Н. Томина, А. А. Пимерзин; Самарский гос. Техн. Ун-т, Самара, 2005, 178 с.

2. Какие виды имущества промышленного предприятия относятся к основных фондам?

7. Какие виды имущества промышленного предприятия относятся к оборотным средства?

9. Порядок формирования калькуляции себестоимости продукции технологической установки.

10. Какие виды издержек промышленного предприятия относятся к условно-переменным?

11. Какие виды издержек промышленного предприятия относятся к условно-постоянным?

18. Учет фактора времени при оценке эффективности инвестиций. Что такое дисконтирование?

20. Дать определение чистой (текущей) дисконтированной стоимости проекта и показать порядок его определения.

21. Дать определение коэффициенту рентабельности инвестиций и показать порядок его определения.

22. Дать определение показателю внутренней рентабельности инвестиций и пояснить порядок его определения.

23. Дать определение показателю срока окупаемости вложений и пояснить порядок его определения.

24. Особенности определения эффективности инвестиций пв реконструкцию и модернизацию технологического объекта.

Экономическое обоснование дипломных проектов: Метод указ. к курс. и дипломным проектам для студентов ХТФ V-VI курсов дневной и вечерней форм обучения специальностей 240401 (250100), 240403 (250400)

[3] СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы. http://www. proektant. by/forum/index. php? topic=2158.0; http://www. nadzor-info. ru/blog_post. php? p=849#

[8] Экономическая оценка инвестиций : Учебник / М. Н. Беркович, И. Г. Беркович; Самар. гос. техн. ун-т, Поволжский ин-т бизнеса. – Самара, 2007. – 152 с.

[9] Кремер Н. Ш. Путко Б. А. Тришин И. М. Математика для экономистов: От Арифметики до Эконометрики. М.: Высшее образование, 2007. – 646 с.

[10] Наращенная сумма Qt По простым процентам при P = const опреде­ляется по формуле (1.4) и не зависит от числа N начислений.

[11] Экономическая оценка инвестиций: Учеб. пособ./ М. Н. Беркович, И. Г. Беркович; Самар. гос. техн. ун-т, Поволжский институт бизнеса. Самара, 2004. – 137 с.

[12] Яковлев Д. А. и др. Модернизация процесса каталитического риформинга с целью повышения выхода ароматических углеводородов.// Нефтегазовое дело.-2006.

[13] Гаранин Д. И. Каталитический риформинг бензиновых фракций. Научная работа.-Краснодар. 1996.-89 с.

[15] Сулимов А. Д. Каталитический риформинг бензинов. Ид 2-е перераб, и доп., М., Химия, 1973. – 152 с.

[16]Российский рынок автомобильного бензина и дизельного топлива в 2007 году

[19] Расчет и уплата страховых пенсионных взносов в 2012 году. Новые ставки страховых взносов. Изменения тарифов страховых взносов для работодателей. file:///D:/%D0%AD%D1%82%D0%BE%20%D0%B8%D0%BD%D1%82%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%81%D0%BD%D0%BE/%D0%A1%D1%82%D1%80%D0%B0%D1%85%D0%BE%D0%B2%D1%8B%D0%B5%20%D0%B2%D0%B7%D0%BD%D0%BE%D1%81%D1%8B. htm

[20] Федеральный закон от 03.12.2011 г. № 379-ФЗ 3 декабря 2011 года N 379-ФЗ

Http://megalektsii. ru/s12633t7.html

Вы можете выбрать любой удобный для Вас способ оплаты/доставки заказанного товара. Предоплата — доставка на следующий день после поступления денежных средств на наш расчетный счет;

По договору отсрочки платежа — доставка на следующий день при подтверждении заказа до 15:00 часов текущего дня. Оплата товара после его получения в течение 5 календарных дней

Наличными — доставка на следующий день при подтверждении заказа до 15:00 часов текущего дня. Оплата после получения товара.

Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический. Вторичная переработка — крекингВторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).

Структура производственного процесса. Производственный процесс — это совокупность взаимосвязанных действий людей, средств труда и природы, необходимых для изготовления продукции. Основными элементами производственного процесса являются процесс труда как сознательная деятельность человека, предметы и средства труда.

Это ресурсные составляющие производственного процесса, которые требуют определенного расходования средств. Наряду с этим во многих производствах используются природные процессы (биологические, химические процессы в аграрных и аграрно-промышленных производствах, сушение, охлаждение деталей после термической обработки и т. п.). Природные процессы требуют затрат времени, а ресурсы расходуются только в случае их искусственной интенсификации этих процессов.

Главной составляющей производственного процесса является технологический процесс — совокупность действий по изменению и определению состояния предметов труда. На предприятиях осуществляются разнообразные производственные процессы. Их делят по нескольким признакам: назначению, протеканию во времени, степени автоматизации.

Технологические процессы в зависимости от своего назначения и условий производства могут иметь различные виды и формы. Вид технологического процесса определяется числом изделий, охватываемых процессом (одно изделие, группа однотипных или разнотипных или разнотипных изделий).

В соответствии с ГОСТ 3 1109—82 технологические процессы подразделяют на единичные, унифицированные, типовые, групповые, перспективные, рабочие, проектные, временные и стандартные.

Единичный технологический процесс — это технологический процесс изготовления изделия одного наименования, типоразмера и исполнения независимо от типа производства. Разработка такого процесса характерна для оригинальных изделий, не имеющих общих признаков с изделиями, ранее изготовленными на предприятии.

Унифицированный технологический процесс — это технологический процесс, относящийся к группе деталей, характеризующихся общностью конструктивных и технологических признаков. Унифицированные технологические процессы подразделяются на типовые и групповые и находят широкое применение во всех видах серийного производства.

Типовой технологический процесс — это технологический процесс изготовления группы деталей с общими конструктивными и технологическими признаками, характеризуется общностью содержания и последовательности большинства технологических операций для группы таких деталей и используется как информационная основа при разработке рабочего технологического процесса.

Групповой технологический процесс — это технологический процесс изготовления группы деталей с разными конструктивными, но общими технологическими признаками.

В соответствии с этим определением групповой технологический процесс представляет собой процесс обработки деталей различной конфигурации, состоящий из комплекса групповых технологических операций, выполняемых на специализированных рабочих местах в последовательности технологического маршрута изготовления определенной группы деталей (ГОСТ 14.316—75). Групповые процессы, применяемые в промышленности, разрабатывают на конструктивно и технологически сходные детали для всех типов производства, не только на уровне предприятия.

Перспективный технологический процесс — это технологический процесс, соответствующий современным достижениям науки и техники, методы и средства осуществления, которого полностью или частично предстоит освоить на предприятии.

Рабочий технологический процесс — это технологический процесс, выполняемый по рабочей технологической документации, разрабатывается только на уровне предприятия и применяется для изготовления конкретной детали.

Проектный технологический процесс выполняется по предварительному проекту технологической документации.

Временный технологический процесс применяется на предприятии в течение ограниченного периода времени из-за отсутствия

A. Производственный процесс простого продукта – прямой производственный процесс – путем последовательной обработки одного и того же сырья получают готовый продукт или полуфабрикат (деталь).

B. Производственный процесс сложного продукта, который является сочетанием прямых производственных процессов:

I. Синтетический – продукт получается путем соединения различного сырья.

Ii. Аналитический – путем обработки одного и того же сырья получают несколько продуктов.

A. Непрерывный – когда между разными операциями отсутствуют перерывы и остановка агрегата производится только в случае ремонта.

B. Дискретный – где наблюдаются перерывы ни только между отдельными циклами производства, но и внутри цикла – для определения конкурентного качества, для загрузки оборудования и так далее.

A. Основной, в ходе выполнения которого изготавливают готовую продукцию.

B. Вспомогательный – изготовление продукции, необходимой для основного процесса: изготовление нестандартных инструментов и запасных частей для ремонта оборудования, производство некоторых видов энергии.

C. Обслуживающий – транспортировка, складирование, погрузочно-разгрузочные работы.

Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов. Подробнее см. Виртуальный НПЗ

Чтобы охарактеризовать деятельность НПЗ существует Классификация производственных процессов нефтеперерабатывающих предприятий:

6 Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу)

Профили НПЗНа сегодняшний день грани между профилями стираются, предприятия становятся более универсальными. Например: Наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный продукт.

В отечественной нефтеперерабатывающей промышленности выделяют три типа профиля нефтеперерабатывающего завода, в зависимости от схемы переработки нефти: 1. Топливный 2. Топливно-масляный 3. Топливно-нефтехимический

Топливный профильНа НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.

Набор установок включает в себя: обязательно – перегонку нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг, изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.

Топливно-масляный профильНа НПЗ топливно-масляного профиля помимо различных видов топлив и углеродных материалов производятся смазочные материалы: нефтяные масла, смазки, твердые парафины и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.

Примеры: Омский нефтеперерабатывающий завод, Ярославнефтеоргсинтез, Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез и т. д.

Топливно-нефтехимический профильНа НПЗ топливно-нефтехимического профиля помимо различных видов топлива и углеродных материалов производится нефтехимическая продукция: полимеры, реагенты и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции (пиролиз, производство полиэтилена, полипропилена, полистирола, риформинг направленный на производство индивидуальных ароматических углеводородов и т. д.).

Подготовка сырьяСначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки. В нефти остаётся не более 3—4 мг/л солей и около 0,1 % воды. Затем нефть поступает на первичную перегонку.

Первичная переработка — перегонка. Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 350 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С), реактивное топливо (180—240 °С) и дизельное топливо (240—350 °С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века его выбрасывали, как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используют пять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты (см. на видео перегонка нефти ). Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.

Вторичная переработка — крекингВторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).

В 1891 году инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %. Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.

Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.

ГидроочисткаГидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. Один из наиболее важных процессов в нефтепереработке.

Задача процесса — очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.

Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280—340°C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции, содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.

Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу)Установка Клауса активно применяется на нефтеперерабатывающих предприятиях для переработки сероводорода с установок гидрогенизации и установок аминной очистки газов для получения серы.

Формирование готовой продукцииБензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава. Также этот процесс называется компаундирование или блендинг.

Историческая справкаПервый российский нефтеперерабатывающий завод был основан братьями Чумеловыми на реке Ухта в 1745. Завод производил осветительный керосин и смазочные масла.

На организацию процесса, его структуру оказывают значительное влияние специфика производства, характер выпускаемой продукции.

Производственный процесс представляет собой совокупность взаимосвязанных трудовых и естественных процессов, направленных на преобразование предметов труда в продукт труда (продукцию) и предполагает наличие средств труда, предметов труда и рабочей силы.

Под трудовым процессом понимается изменение природы и местоположения предмета труда, совершаемое при непосредственном участии человека или под его контролем в автоматизированном производстве. Основой любого производственного процесса является целенаправленная деятельность людей — труд.

Изменения предмета труда, происходящие без участия человека, называются естественными.

Всякий производственный процесс требует рациональной организации, что предполагает правильное число определяющих его стадий, их последовательность, соотношения и взаимосвязи. Рационально организованный производственный процесс должен обеспечивать непрерывность, пропорциональность всех его частей и ритмичность выпуска продукции.

Каждая из таких стадий представляет собой частичный производственный процесс, в результате которого решается часть задачи по производству готовой продукции. Она характеризуется однородностью и завершенностью работ.

Производственная операция — это часть процесса, характеризующаяся несменяемостью орудия труда, предметов труда и рабочего места.

Операции расчленяются на элементы, приемы (по трудовому признаку) или на переходы (по технологическому признаку).

Прием как часть элемента — определенное, вполне законченное действие исполнителя.

Переход — это часть операции, при выполнении которой остаются неизменными или технологический режим, или орудия труда, или обрабатываемая поверхность. Первый признак может использоваться при расчленении на переходы процессов всех видов, остальные два признака — только при расчленении процессов обработки.

Прием можно разделить на действия (взять, переместить и др.) и движения (протянуть руку, отнять руку и др.).

Производственные процессы классифицируются исходя из набора признаков, присущих конкретному производственному процессу

§ Вспомогательные (создающие необходимые предпосылки для нормального хода основных процессов).

§ Ручные (осуществляемые рабочим без применения средств механизации и источников энергии).

§ Ручные-механизированные (с применением механизированного ручного инструмента, имеющего привод от какого-либо источника энергии).

§ Машинно-ручные (осуществляются с помощью машин, причем рабочий орган машины перемещается к предмету труда или предмет труда к рабочему органу вручную, с приложением усилий).

§ Машинные (предмет труда изменяется исполнительными органами машины; при этом исполнительный механизм перемещается относительно предмета труда автоматически, а его пуск и остановку производит рабочий без приложения сколько-нибудь значительного физического усилия).

§ Автоматизированные (у которых основные работы по изготовлению продукции автоматизированы полностью, а вспомогательные — полностью или частично; функции рабочего сводятся к наблюдению и контролю за работой машин).

§ Аппаратурные (протекают, как правило, при высоких температурах и давлениях в герметизированных системах аппаратов или в печах под воздействием тепловой, химической, электрической или гравитационной энергии).

§ Механические (в которых под воздействием механических усилий происходит то или иное изменение формы, размеров, состояния и положения предмета труда).

§ Физико-химические (при которых изменяется внутренняя структура предмета труда, его качество под воздействием химической, тепловой, электрической энергии или энергии радиоактивного распада).

§ Прерывные (технология которых требует периодических остановок). Бывают:

– циклическими (характеризуются частой повторяемостью при незначительной длительности цикла);

– периодическими (отличаются малой повторяемостью на протяжении суток).

§ Непрерывные (характеризуются постоянной обработкой предмета труда на данном рабочем месте, непрерывным поступлением сырья и материалов в реакционную или рабочую зону аппаратов и непрерывным отводом продуктов реакции или переработки)

Технологические процессы могут быть классифицированы по разным признакам. Согласно ГОСТ 3.1109-82, технологический процесс может быть отнесен к методам обработки формообразования и сборки. Поэтому технологические процессы можно классифицировать по отдельным технологическим методам выполнения: литье, обработка давлением, резание, поверхностно-пластическое деформирование, термообработка, электрофизическая и электрохимическая обработка, нанесение покрытий, пригонка и образование соединений при сборке и др.

По степени унификации (количество изделий, охватываемых процессом) технологические процессы делят на единичные и унифицированные.

При единичном технологическом процессе происходит изготовление или ремонт изделия одного наименования, типоразмера и исполнения независимо от типа производства. Такие процессы разрабатываются для оригинальных изделий.

При унифицированном технологическом процессе (типовом и групповом) изготавливают группы изделий с общими конструктивными и технологическими признаками.

При типовом технологическом процессе изготавливают группы изделий с общими конструктивными и технологическими признаками. Типовой технологический процесс состоит из типовых технологических операций, характеризуемых единством содержания и последовательности технологического процесса для группы изделий с общими конструктивными и технологическим признаками. Например, валы — это класс цилиндрических деталей, у которых длина больше чем в два раза превышает диаметр.

Групповой технологический процесс — это процесс изготовления группы изделий с разными конструктивными, но общими технологическими признаками.

В групповой технологический процесс входят групповые операции совместного изготовления группы изделий с разными конструктивными, но общими технологическими признаками. Групповые операции расположены в последовательности технологического маршрута изготовления этой группы изделий.

Группирование деталей разной конфигурации может производиться по преобладающим видам обработки (определяемых общностью обрабатываемых поверхностей), единству технологического оснащения и общности наладки станка. Групповая технологическая операция выполняется на специализированных рабочих местах, предназначенных для изготовления или ремонта одного изделия или группы изделий при одной наладке и отдельных поднала-док (для разных деталей группы) в течение длительного периода времени.

Наладка — это подготовка технологического оборудования и технологической оснастки к выполнению технологической операции. Например, устанавливается приспособление, переключается скорость или подача, настраивается заданная температура и т. д.

Подналадка — это дополнительные регулировки технологического оборудования и (или) технологической оснастки при выполнении технологической операции для восстановления достигнутых при наладке значений параметров.

По уровню достижений науки и техники различают перспективные и рабочие технологические процессы.

Перспективный процесс соответствует современным достижениям науки и техники, методы и средства осуществления которого полностью или частично предстоит освоить на предприятии.

Рабочий процесс выполняется по рабочей (имеющейся на предприятии) технологической и (или) конструкторской документации.

По стадии разработки, состоянию технологической подготовки производства (ТПП) и стандартизации технологические процессы подразделяются на проектные, временные и стандартные.

Проектный процесс выполняется по предварительному проекту технологической документации и разрабатывается для проверки способов изготовления деталей, которые нужно поставить на производство в перспективе.

Временный процесс применяется на предприятии в течение ограниченного промежутка времени из-за отсутствия надлежащего оборудования или в связи с аварией до замены на более современный.

По содержанию операций перемещения заготовок различают комплексный и некомплексный технологические процессы.

Комплексный процесс кроме технологических операций содержит комплекс операций погрузки-разгрузки, перемещения, контроля и очистки обрабатываемых заготовок по ходу технологического процесса. Комплексные технологические процессы применяются на стоматических линиях.

Некомплексный процесс включает в основном технологические шерации.

По детализации описания технологические процессы бывают з маршрутным, маршрутно-операционным и операционным описанием.

Маршрутное описание технологического процесса — это сокращенное описание всех технологических операций в маршрутной карте в последовательности их выполнения без указания переходов и технологических режимов.

Маршрутно-операционное описание технологического процесса — это сокращенное описание технологических операций в маршрутной карте в последовательности их выполнения с полным описанием отдельных операций в других технологических документах.

Операционное описание технологического процесса — это полное описание всех технологических операций в последовательности их выполнения с указанием переходов и технологических режимов.

Прямая перегонка нефти схема перегонки нефти переработка нефти перегонка перегонка нефти видео

Http://k-oo. top/equipment_work/786

Поделиться ссылкой: