На нефтезаводе продолжается проект «Эксперты экологии». Как работает современное нефтеперерабатывающее производство на этот раз посмотрели дети работников Омского НПЗ.

На Омском нефтезаводе продолжается реализация проекта «Эксперты экологии». В рамках программы социальных инвестиций «Родные города» на предприятие регулярно приезжают омичи, чтобы своими газами увидеть, как работает современное нефтеперерабатывающее производство. Очередная экскурсия отличалась от предыдущих и была приурочена к одной знаменательной дате.

Экскурсионный маршрут пролегал мимо крупных технологических мощностей завода. Отдельная остановка – в объединённой операторной, откуда ведётся процесс управления многими производственными объектами.

Пока автобус перемещался по огромной заводской территории, школьники слушали интереснейший рассказ о нефтепереработке и крупнейшем заводе в России. Ребята узнали, например, что переработка нефти существует более 100 лет и что на предприятии выпускают около 50 видов продукции. И ещё много интересных фактов из промышленной нефтехимии.

Ну и, конечно, самый главный объект этой экскурсии – юбилейный комплекс глубокой переработки мазута КТ-1/1. Гости узнали, что с пуском мощности в 1994 году глубина переработки нефти достигла 83%, что вывело ОНПЗ на мировой уровень. Увеличилось производство светлых нефтепродуктов, и по этому показателю завод занял лидирующие позиции в России. Сейчас глубина переработки сырья на Омском НПЗ составляет 91%, это один из лучших показателей в отрасли.

Несмотря на то что родители ребят уже по многу лет работают на нефтезаводе, большинство из детей побывали на предприятии впервые.

Семён Плечков, несколько лет проработавший на комплексе КТ-1/1, приехал сегодня на экскурсию вместе с пятилетним сыном Димой.

– Я специально сюда напросился, – говорит Семён. – Дома-то я ему рассказываю про свою работу, но насколько здесь всё интересно, он пока не представляет. А сегодня сам увидел, какие здесь расстояния большие, какие мощные установки. Я уже в третьем поколении здесь работаю. Надеюсь, сын подрастёт и тоже придёт на завод.

Http://www. omsk. aif. ru/society/1190574

Сначала 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.

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. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.

Вторичная 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.

Гидроочистку 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.

Http://otvet. mail. ru/question/197845554

Как работает нефтеперерабатывающий завод? Презентацию подготовили: Березина Юлия, Колесникова Валерия и Курнаков Кирилл. 9А класс

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.

Омский нефтеперерабатывающий завод – одно из мощнейших производств в стране. Объем переработки нефти достигает 21 млн тонн в год. На заводе работают 2826 человек. Вы скажете, что для крупнейшего НПЗ России это слишком мало. Но на это есть причина: производство на ОНПЗ максимально технологично и профессионалы требуются для обслуживания и контроля процессов.

В мыслях мелькали кадры огромных цехов, где нефть переливают из одного огромного резервуара в другой. И все это происходит в клубах густого пара. Еще мы ожидали почувствовать специфический запах бензина, и кто-то мысленно уже примерял на себя противогаз. НО В реальности процессы нефтепереработки выглядят совершенно по-другому. Воздух чистый, без резких запахов. Людей на территории мы практически не видели. Все таинственные преобразования скрыты внутри резервуаров, труб и нефтепроводов. У каждой установки есть точка обслуживания со специалистами, которые следят за процессами.

Вход на территорию НПЗ строго регулируется – без спецпропуска за КПП никто не пропустит. Несмотря на сравнительно короткое время посещения, прошли инструктаж по технике безопасности. На территории завода действуют строжайшие правила охраны труда, среди которых – обязательное наличие спецодежды. За каждой производственной цепочкой следит «мозг» Омского НПЗ – объединенная операторная. Все мы понимаем, что и сама нефть, и продукция выпускаемая Омским НПЗ, горюче – и взрывоопасная. Поэтому все процессы на заводе проходят со строжайшим соблюдением норм и правил промышленной и экологической безопасности. Как пример – объединенная операторная, главное предназначение которой, защитить персонал в случае аварийной ситуации. Ее дверь больше похожа на вход в банковский сейф, а все стены монолитные, толщиной 1,5 метра. В операторной уровень давления выше, чем снаружи. Это сделано для того, чтобы, в случае разгерметизации оборудования, вредоносные газы не попали внутрь.

Http://infourok. ru/prezentaciya-po-geografii-kak-rabotaet-neftepererabativayuschiy-zavod-uchaschiesya-klassa-kurnakov-k-berezina-yu-kolesnikova-v-2173698.html

В прошлых выпусках нашей рубрики мы уже рассказывали вам о пути башкирской нефти от скважины (когда я работал помощником бурильщика) до бензобака автомобиля (тогда меня временно поставили оператором АЗС). Сегодня мы расскажем про промежуточный этап, когда нефть превращается в топливо. Для этого я приехал в филиал ОАО АНК « Башнефть », на завод «Башнефть – УНПЗ ».

Представьте себе огромный перекресток, по которому туда-сюда ездят сотни автомобилей. На посту стоит регулировщик, который направляет все эти потоки так, что-бы всем было хорошо и комфортно. Примерно то же самое делает на заводе оператор товарный, им я сегодня и работаю.

Задача товарного оператора – правильно распределить отгрузку готового нефтепродукта по потребителям. Что-то трубопроводным транспортом, что-то – железной дорогой или водным транспортом. Условно говоря, это заключительный этап нефтепереработки.

На мониторе горит схема труб, резервуаров и задвижек, совсем как в компьютерной игре. Сейчас начальник ставит задачу перегнать содержимое одного резервуара в другой. Неопытному человек все сразу понятно – там же прямой путь, открыл задвижку, да и все дело. Но профессионалы возразят – не получится так, по-другому это делается. И мой новый босс, начальник товарной группы товарного производства Зуфар Габитов, показывает мне правильное решение этой задачки.

– Физику в школе изучал? Чтобы что-то пошло, трубе нужен насос, а он вот тут. Открываем эту задвижку, другую закрываем и вот что получается, – говорит он.

Посмотрите на видео сами – по технологии получается, что нефтепродукт делает несколько больших крюков и только после попадает в нужную трубу. Так что короткий путь – не всегда лучший!

Такие логические задачи операторы товарные решают целый день и каждую минуту. Поэтому это единственная из знакомых мне специальностей, у которых официально нет обеда. Но и на работу они приходят на восемь часов, а не на девять, как все мы. Перекусывать же они ходят в соседнюю комнатку, когда есть свободные 10-15 минут. Кстати, с собой ничего приносить не нужно – обеды им привозят централизованно! Перекусил – и снова решать головоломки.

Современные технологии позволяют управлять многими механизмами на расстоянии, операторы могут закрыть любую задвижку и выключить любой насос простым кликом компьютерной мыши. Это так же просто, как папку на рабочем столе открыть. Но если, к примеру, мороз на улице, операция очень ответственная или произошел отказ автоматики, то нужно это сделать вручную. Тогда товарный оператор покидает уютную комнату и бежит к вентилям. Тут тоже есть два варианта: для штатных ситуаций предусмотрена кнопка включения: нажал и все само заработало, а в непредвиденной ситуации можно и вручную все открыть или закрыть, только последние годы такой необходимости никогда не было. Около вентилей в разные стороны идет несколько труб. В зависимости от того, открыт вентиль или нет, нефтепродукты уходят в одну или другую сторону.

– Когда будешь включать насос, обязательно наушники надень, а то рев такой будет, – советует мой коллега, оператор товарный четвертого разряда Азамат Байрамгулов.

Азамат, несмотря на свой возраст – а ему всего 24, очень уверен в себе, хорошо разбирается в своем деле. После школы его родители-педагоги настаивали, чтобы он, золотой медалист физико-математического лицея, пошел в авиационный университет, а он тайком сдал документы еще и в нефтяной. И прошел. Говорит, что мечтал работать по этой специальности еще со школьной скамьи, и очень рад, что сделал такой выбор. Сейчас он успевает работать и учиться в аспирантуре института проблем транспортировки энергоресурсов, увлекается горными лыжами, путешествиями. Он очень толковый парень, реалист и знает, чего хочет. Я уверен, когда-нибудь станет министром промышленности. Ну или директором завода, вот проверим лет через двадцать.

Я щелкаю переключателем. Все получилось, нефтепродукты пошли, куда положено. А гул и вправду сильный, без защиты ушей быстро оглохнуть можно.

В отличие от всех моих прошлых трудовых десантов, в этот раз пришлось гораздо больше думать головой, чем делать что-то руками. Этим профессия и интересна!

Попасть на территорию завода без специального разрешения не удастся и экскурсии школьников здесь редко проходят. Иначе детям обязательно показали бы старейший насос, который работает еще на пару. Судя по табличке, он американского производства, судя по внешнему виду – очень старый, лет шестьдесят ему, как минимум. Но он еще в рабочем состоянии и при необходимости может послужить предприятию. А само здание, где он установлен – старейшее из сохранившихся, построено оно еще в конце тридцатых годов прошлого века, ровесник всей нефтепереработки республики, которая в этом году отмечает свой 75-летний юбилей.

Http://www. samara. kp. ru/daily/26159/3047013/

Http://www. kompravda. eu/daily/26159/3047013/?share. target. id=6029113&share. target. class=12

Http://www. kp. by/daily/26159/3047013/

Http://www. kp. md/daily/26159/3047013/?share. target. id=731456&share. target. class=4

[:RU]Компания «Башнефть» ведёт добычу нефти на территории Башкортостана, Татарстана, Оренбургской области, Ненецкого и Ханты-Мансийского округов. Нефтеперерабатывающий комплекс«Башнефти» суммарной мощностью более 24 млн тонн в год включает три производственные площадки — «Башнефть-Уфанефтехим», «Башнефть-УНПЗ» и «Башнефть-Новойл» – на территории которых работают десятки технологических установок, в том числе производящие высококачественное топливо стандартов Евро-4 и Евро-5. В общероссийском объёме производства бензина доля «Башнефти» превышает 12%.

Предприятие топливного профиля — перерабатывает углеводородное сырья с получением различных нефтепродуктов, в основном моторных топлив. Установленная мощность переработки по сырью: 7,5 млн тонн в год.

Технологическая схема завода обеспечивает комплексную глубокую переработку нефти с широким использованием высокоэффективных термических, каталитических и гидрогенизационных процессов.

Завод выпускает автомобильные топлива — бензин и дизель, соответствующие стандартам Евро-4 и Евро-5, другие нефтепродукты, а также сжиженные газы.

Сырье, поступающее на завод для переработки — нефть, добываемая в Башкирии (около 40%) и в Западной Сибири (около 50%), а также газовый конденсат (10%). Ежедневно «Башнефть-УНПЗ» получает 17-18 тыс. тонн нефти.

Сначала сырая нефть поступает на комплекс первичной переработки ЭЛОУ-АВТ. В блоке ЭЛОУ из сырой нефти с помощью электродигидрации выводят соли, примеси и остатки воды. Дальше в блоке АВТ нефть нагревают до испарения и разделяют на фракции, которые отправляются на установки вторичной переработки. Установка ЭЛОУ-АВТ-6 может перерабатывать более 6 миллионов тонн нефти в год, из которых на выходе, помимо бензиновых и дизельных фракций, получается около 2 млн. тонн газойля, поступающего на комплекс каталитического крекинга.

В 1995 году взамен морально и физически изношенных установок был введён комплекс каталитического крекинга Г-43-107М/1, который позволил увеличить глубину переработки нефти и выпуск высокооктановых бензинов.

Здесь из газойля вырабатывают порядка 50% бензиновых фракций. Помимо этого здесь получают сжиженные газы и вторичные газойлевые фракции, которые являются компонентами при производстве дизельных топлив и топочных мазутов.

После каталитического крекинга в бензине еще присутствует немного серы, что соответствует только нормам Евро-3.

Чтобы получить автобензин, соответствующего стандартам Евро-5, на территории «Башнефть-УНПЗ» была построена установка гидроочистки бензина каталитического крекинга для удаления сернистых соединений.

В перспективе на этой производственной площадке планируется строительство установки замедленного коксования (третьей в уфимском нефтеперерабатывающем комплексе «Башнефти»), с пуском которой глубина переработки нефти на заводе достигнет 95%.

Компоненты бензина с разных установок поступают в резервуарный парк для смешения, а затем готовый товарный бензин, соответствующий ГОСТу, на наливных эстакадах разливают по железнодорожным цистернам и отправляют потребителям.

«Башнефть-Новойл» — один из крупнейших в России производителей высококачественных нефтепродуктов.

Завод выпускает автомобильные бензины, топлива для реактивных двигателей, дизельные малосернистые топлива, мазуты М-40 и М-100, высококачественные масла для автомобильного транспорта, гидравлических систем, различные добавки и присадки, все виды битумов.

Нефть на завод поступает с месторождений Западной Сибири и Башкирии.

Запуск УПВ в 2014 году позволяет «Башнефти» производить 100 процентов бензина и дизельного топлива в соответствии со стандартом Евро-5.

Мощность этой установки — 420 тонн/сут. (153 тыс. тонн в год), что делает ее в настоящее время самой мощной установкой не только в России, но и в Европе!

Установка позволяет полностью обеспечить потребности в водороде всех установок Уфимского нефтеперерабатывающего комплекса, вырабатывающих компоненты моторных топлив с ультранизким содержанием серы по стандартам Евро-4 и Евро-5. Кроме того, в результате процесса производства водорода обеспечивается дополнительная выработка вторичных энергоресурсов, что приведет к сокращению затрат на их приобретение.

Установленная мощность переработки нефтяного сырья на «Башнефть-Новойл»: 7,1 млн тонн в год.

В общероссийском объёме производства масел доля «Башнефть-Новойл» составляет 7%

«Башнефть-Уфанефтехим» — один из крупнейших и наиболее технологичных НПЗ России, специализируется на переработке нескольких видов углеводородного сырья (западносибирской нефти, смеси арланских высокосернистых нефтей, газового конденсата) с получением различных марок топлива и продуктов нефтехимии.

Завод производит почти 60 наименований продукции, среди них — бензины, дизтопливо, мазут, авиационное топливо, сжиженные газы, ароматические углеводороды.

В состав «Башнефть-Уфанефтехим» входят топливное, газокаталитическое, товарное, сервисное производства, а также производство ароматических углеводородов. На предприятии эксплуатируются несколько десятков технологических установок, в том числе практически все установки, обеспечивающие высокий показатель глубины переработки нефтяного сырья (замедленное коксование, гидрокрекинг, каталитический крекинг, деасфальтизация, висбрекинг, производство битума).

На сегодня это самая технически совершенная установка подобного рода в России и на всем постсоветском пространстве. Она предназначена для переработки тяжелых углеводородных остатков с получением компонентов светлых нефтепродуктов.

Номинальная мощность установки — 1,6 млн тонн в год по первичному сырью. Все производственные процессы на установке автоматизированы и роботизированы. В результате пуска УЗК глубина переработки на предприятии выросла до 95-96% в зависимости от загрузки завода. Это соответствует лучшим мировым показателям.

По уровню выбросов вредных веществ, печи установки замедленного коксования удовлетворяют не только российским требованиям, но и европейским, международным экологическим стандартам.

Процесс замедленного коксования тяжелых нефтяных остатков происходит при температуре 495°С. Сырьем для установки служат остаточные углеводороды, полученные после процесса висбрекинга: гудрон и асфальтеновые фракции углеводородов.

На выходе образуется около 30% твердого кокса (используется как топливо в металлургии, например), а так же «легкий» и «тяжелый» газойли коксования, которые в дальнейшем подвергаются переработке с получением светлых нефтепродуктов.

Благодарю ОАО АНК «Башнефть» и отдельно Руслана Юсупова за организацию фотосъемки!

Понравилось? Мне важно ваше мнение о том, что я делаю и что пишу. Ваш комментарий — лучшая оценка моей работы. Давайте общаться больше!

Http://terraoko. com/?p=83025

Http://www. kp. kg/daily/26159/3047013/

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

Нефтеперерабатывающая отрасль является важнейшим звеном нефтяного комплекса России, определяющим эффективность использования углеводородного сырья, обеспечивающего потребность страны в моторных топливах, смазочных маслах и других нефтепродуктах, без которых невозможно функционирование государственной инфраструктуры, и гарантирующим экономическую и стратегическую безопасность государства. Жизнедеятельность экономических регионов практически полностью зависит от нормального обеспечения их моторными топливами и другими нефтепродуктами.

Глубина переработки нефти на предприятиях России составляет около 70%, тогда как в развитых странах Запада она достигает 80-95%, что объясняется низкой долей углубляющих процессов на отечественных заводах, не превышающей 13% от объема переработки нефти (против 55% – на заводах США). Вследствие этого, на российских заводах ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как производство топочного мазута составляет более 30% от объема перерабатываемой нефти. Качество нефтепродуктов далеко не в полной мере отвечает современным требованиям, особенно по экологическим характеристикам.

· улучшить экологические и эксплуатационные характеристики моторных топлив за счет широкого освоения процессов, обеспечивающих производство высокооктановых «экологически чистых» компонентов автобензинов, а также облагораживания средних нефтяных дистиллятов, в том числе полученных деструктивными процессами переработки остатков с выработкой глубоко очищенного дизельного топлива.

Решение указанных задач возможно лишь на базе коренной модернизации отечественных НПЗ (реконструкция действующих установок, строительство новых, современных установок по переработки нефти), что требует весьма значительных инвестиций. При этом следует учитывать, что нефтеперерабатывающие заводы имеют самый высокий уровень износа основных производственных фондов – 80% против 60-70% в других отраслях ТЭК.

Источником средств для модернизации нефтеперерабатывающих заводов может явиться экспорт нефтепродуктов (вместо существующего в настоящее время экспорта сырой нефти). Это окажется возможным лишь при широком развитии топлив, отвечающих современным требованиям, на отечественных НПЗ. Для обеспечения такого производства потребуется осуществление ряда мер, к числу которых должны относиться как экономические (стимулирование производства «экологически чистой» продукции, что сделает невыгодным выработку моторных топлив, не отвечающих современным требованиям), так и организационные[1].

Основные месторождения нефти и газа размещаются в Тимано-Печорской провинции. Границами ее являются на западе Тиманский кряж, на востоке и северо-востоке – Северный и Полярный Урал с его продолжением хребтом Пай-Хой, на севере – Печорское море, на юге – погруженная часть Тиманского кряжа и поднятие Полюдова камня (рис. 1). Наличие крупных глубоких впадин Предуральского прогиба, а также не менее крупных внутриплатформенных впадин обусловливает высокие перспективы нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции.

В геологическом построении Печорской депрессии участвуют отложения палеозоя и мезозоя. Однако благоприятные условия геологического развития Тимано-Печорской провинции для образования углеводородов были в палеозойское время. Это подтверждается открытием залежей нефти и газа только в палеозойских отложениях. В мезозое залежи нефти и газа не установлены.

За все прошедшее время геологоразведочные работы в Тимано-Печорской провинции были проведены только в южной ее части. В северной части проводились в основном геологопоисковые работы и параметрическое бурение, в результате чего открыто только одно нефтяное месторождение (Усинское) и два газовых. В южной части провинции, на западном борту Печорской депрессии известны Западно-Тэбукское и Джъерское нефтяные месторождения, а также газонефтяные Нижне – и Верхне-Омринское. В центральной части депрессии на Мичаюском валу расположены пять нефтяных месторождений – Лемьюское, Мичаюское, Северо-Савиноборское, Восточно-Савиноборское и Пашнинское. В Верхне-Печорской впадине на широте Савиноборских месторождений открыто крупное Вуктыльское газрконденсатное месторождение. Залежи газа и конденсата приурочены здесь к верхне-пермским отложениям. На восточном склоне Тиманского кряжа находится одиннадцать газовых и газоконденсатных мелких месторождений. Кроме того, на этом склоне имеются три нефтяных месторождения – Ярегское, Чибьюское и Верхне-Чутинское.

Следует отметить, что основные нефтяные залежи области приурочены к отложениям верхнего и среднего девона. Небольшие залежи нефти разведаны в силурийских (Западный Тэбук) и в пермских отложениях (Пашнинское и Исаковское месторождения), а также в каменноугольной системе (Усинское месторождение).

Нефти Коми АССР, Характеристика которых приведена в справочник содержат меньше серы, чем основные нефти Волго-Уральской области, такие как туймазинская и ромашкинская. Так, содержание серы в западнотэбукской и джъерской нефтях составляет 0,70%, в войвожской и нижнеомринской – 0,22-0,47% и только в ярегской содержание серы – 1%, в то время как в туймазинской и ромашкинской нефтях – 1,5-1,7%. б

В бензиновых фракциях основных нефтей содержание ароматических углеводородов несколько выше, чем в аналогичных фракциях ромашкинской нефти. Дистилляты, выкипающие до 180°С, являются благоприятным сырьем для каталитического риформинга, так как содержат значительное количество нафтеновых углеводородов (30-40%). Из отдельных нефтей рассматриваемого района могут быть получены после гидроочистки осветительные керосины, а также дизельные летние топлива и топочные мазуты различных марок. Из западнотэбукской и джъерской нефтей можно получить 20-18% базовых дистиллятных и остаточных масел с индексом вязкости 84-86. Ярегская нефть является благоприятным сырьем для битума.

Согласно технологической классификации, основные нефти Коми АССР по содержанию серы в нефтях и нефтепродуктах относятся ко II классу, по потенциальному содержанию топлив – к типу Т1 и лишь ярегская – к типу Т3. В зависимости от потенциального содержания в них базовых дистиллятных и остаточных масел эти нефти относятся к группе М3 и. по качеству базовых масел – к подгруппе И2, по содержанию парафина – к видам П1, П2, П3.

По технологической индексации нефть обозначают по классу (содержание серы), типу (содержание фракций до 350 0 С), группе (потенциальная массовая доля базовых масел), подгруппе (индекс вязкости базовых масел) и виду (содержание парафина). Таким образом, западнотэбукская нефть имеет следующий шифр технологической характеристики: 2.1.3.2.2.

Разгонка (ИТК) западнотэбукской нефти в аппарате АРН-2 представлена на рисунке 1. и в таблице 2.

Бензиновые фракции могут быть использованы как компонент товарного бензина, подвергаться вторичной разгонке для получения узких фракций и дальше идти на установку каталитического риформинга или являться сырьем пиролиза. Современные автомобильные и авиационные бензины должны удовлетворять ряду требований, обеспечивающих экономичную и надежную работу двигателей, и требованиям эксплуатации:

· иметь хорошую испаряемость, позволяющую получить однородную топливовоздушную смесь оптимального состава при любых температурах;

· иметь групповой углеводородный состав, обеспечивающий устойчивый, антидетонационный процесс сгорания на всех режимах работы двигателя;

· не изменять своего состава и свойств при длительном хранении и не оказывать вредного влияния на детали топливной системы, резервуары, резинотехнические изделия и др.

Таблица 5. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 0 С

* в скобках приведены значения показателей для ТС – 1 первого сорта, отличные от значений высшего сорта

Керосиновые фракции могут быть использоваться как топливо для реактивных и тракторных карбюраторных двигателей, для освещения. Реактивные топлива должны обладать следующими основными свойствами:

· высокой полнотой и теплотой сгорания, предопределяющие дальность полета самолета;

· хорошими прокачиваемостью и низкотемпературными свойствами для обеспечения подачи топлива в камеру сгорания;

· низкой склонностью к образованию отложений, характеризуемой высокой термической и термоокислительной стабильностью;

· хорошей совместимостью с материалами: низкие противокоррозионные свойства по отношению к металлам и отсутствие воздействия на резиновые технические изделия;

· хорошими противоизносными свойствами, обуславливающие небольшое изнашивание деталей топливной аппаратуры;

· антистатическими свойствами, препятствующими накоплению зарядов статического электричества, что обеспечивает пожаробезопасность при заправке летательных аппаратов [6].

Дизельные фракции могут быть использованы как топливо для дизельных двигателей. Основные эксплуатационные показатели дизельных топлив являются:

· цетановое число, определяющее высокие мощности и экономические показатели работы двигателя;

· фракционный состав, определяющий полноту сгорания, дымность и токсичность отработанных дымовых газов;

· вязкость и плотность, обеспечивающие нормальную подачу топлива, распыление в камере сгорания и работоспособность системы фильтрования;

· низкотемпературные свойства, определяющие функционирование системы питания при отрицательных температурах окружающей среды и условия хранения топлива;

· степень чистоты, характеризующая надежность работы фильтров грубой очистки и цилиндропоршневой группы двигателя;

· температура вспышки, определяющая условия безопасности применения топлива в дизелях;

· наличие сернистых соединений, непредельных углеводородов и металлов, характеризующие нагарообразование коррозию и износ [6].

Примечание. Для топлив марок Л, 3 Д: содержание сероводорода, водорастворимых

Кислот и щелочей, механических примесей и воды – отсутствие, испытание на медной

Приведенные свойства фракций показывают, что из фракций, получаемых атмосферной перегонкой могут быть получены следующие продукты:

Приемлемый вариант переработки с выработкой авиакеросина – отгонка от нефти фракций НК-150, 150-240 и 240-350. Но так как требуется получить максимальный выход именно моторных топлив, целесообразно отказаться от получения авиакеросина с тем, чтобы расширить фонд бензина и дизельного топлива. Т. о. фракции, отбираемые от нефти в атмосферной колонне – НК-180 и 180-350.

Характеристика мазутов, остатков, сыРья для деструктивных процессов

Вакуумные дистилляты (вакуумные газойли) выкипают в пределах 350-500°С и используются как сырье каталитического крекинга и гидрокрекинга; на нефтеперерабатывающих заводах масляного профиля получают несколько (два-три) вакуумных дистиллятов, используемые для выработки базовых масел.

Гудрон – остаток вакуумной перегонки, выкипает при температуре выше 500°С, используется как сырье установок термического и каталитического крекинга, коксования, производства битума и масел.

Таблица 12. Характеристика вакуумного газойля (сырья для каталитического крекинга)

Поскольку, темой данного курсового проекта является разработка варианта комплексной переработки западнотэбукской нефти с максимальным выходом моторных топлив, то мазут данной нефти необходимо подвергнуть вакуумной перегонке на установке ВТ и получить вакуумный дистиллят и гудрон. А уже их направлять на процессы деструктивной переработки (каталитический крекинг, коксование, гидрокрекинг и др.). Проанализировав вышесказанное, можно придти к выводу, что фракцию 350-500°С нефти необходимо отправить на каталитический крекинг. В процессе получаются высокооктановый компонент бензина, легкий газойль, который можно использовать как компонент дизельного топлива или как сырье установки гидрокрекинга, что позволит практически весь легкий газойль превратить в бензин. Также на этой установке получают тяжелый газойль, который можно использовать как котельное топливо или как сырье установок гидрокрекинга или коксования. Гудрон, полученный из западнотэбукской нефти на установке АВТ, для получения дополнительных количеств бензина можно отправить в качестве сырья установки замедленного коксования, висбрекинга или каталитического крекинга (после деасфальтизации).

· обладать высокой пропускной способностью и минимальным числом единичных технологических установок с использованием комбинированных систем;

· осуществлять комплексную переработку нефти с минимальной долей отходов; обеспечить высокое качество получаемых продуктов при максимальной рентабельности;

· использовать безотходную технологию с учетом экологических требований.

Переработка нефти на НПЗ осуществляется с помощью различных технологических процессов, которые условно могут быть разделены на следующие группы:

· процессы производства битумов, пластичных смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода;

В зависимости от ассортимента получаемой продукции, сочетания технологических производств, характера схемы переработки нефтеперерабатывающие заводы делят на

При выборе поточной схемы завода, определяющей его структуру, т. е. входящие в его состав технологические установки, учитывают целый ряд факторов. Основные из них следующие:

· потребность в тех или иных нефтепродуктах в крупных районах их потребления; в настоящее время районы сооружения отечественных НПЗ соответствуют районам максимального потребления нефтепродуктов, что сокращает расходы на их транспортирование

· оптимального соотношение производимых нефтепродуктов – бензина, реактивного, дизельного, котельного топлива;

· потребность нефтехимической промышленности в отдельных видах сырья или полупродуктов;

· наличие или отсутствие других доступных энергетических ресурсов, позволяющих обеспечить минимальное использование нефти в качестве котельного топлива;

· качество перерабатываемой нефти, обусловливающее долю гидрогенизационных процессов, возможность производства битумов и т. д.;

· гибкость отдельных процессов, позволяющая при необходимости изменять ассортимент получаемых продуктов [7].

Как уже отмечалось, физико-химические свойства нефтей и составляющих их фракций оказывают влияние на выбор ассортимента и технологию получения нефтепродуктов. При определении направления переработки нефти стремятся по возможности максимально полезно использовать индивидуальные природные особенности их химического состава.

Так, на рисунке 1.2. представлен топливный вариант глубокой переработки западнотэбукской нефти.

Сырая нефть поступает на установку ЭлОУ-АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка с установкой электрообессоливания и обезвоживания нефти), где происходит её разделение на следующие фракции: НК-85, 85-120, 120-180, 180-350, 350-500 и остаток – гудрон. Газы после первичной переработки направляются на ГФУ предельных газов для разделения на индивидуальные углеводороды; фракция до 85 0 С – на установку изомеризации Penex, на которой получается изомеризат с ИОЧ около 90 пунктов. Фракции 85-120 и 120-180 направляются на установку риформинга бензина по технологии Octanizing, которая характеризуется повышенным выходом, октановым числом риформата и повышенным выходом водорода. Раздельное направление фракций на установки риформинга необходимо для более эффективного управления процессом риформинга. Кроме того, имеются сведения, что при таком подходе снижается содержание бензола в риформате без уменьшения ИОЧ. Дизельная фракция 180-350°С подается на гидроочистку для снижения содержания серы. Температура застывания этой фракции составляет -18°С, т. е. для получения летнего ДТ депарафинизация не требуется. Для получения зимнего ДТ необходима депарафинизация фракции. Для этого выберем установку депарафинизации Parex, как наиболее распространенную и эффективную. Фракция вакуумного газойля (350-500°С) направляется на установку каталитического крекинга FCC с предварительной гидроочисткой сырья для увеличения выхода бензина. Остаток >500°С поступает на установку каталитического крекинга RCC с деасфальтизацией и гидроочисткой сырья. Бензин с этих установок используют как компонент высокооктанового автобензина, легкий газойль каталитического крекинга используются как сырье гидрокрекинга по технологии Shevron, что позволяет получить дополнительное количества бензина. Этот бензин поступает на установку вторичной перегонки бензина. Тяжелый газойль каталитического крекинга и асфальт с блока деасфальтизации установки RCC поступают на установку замедленного коксования. Выбор именно это этой схемы переработки гудрона обусловлен его высокой коксуемостью (23,8%), из-за чего его невозможно подвергнуть гидрокрекингу или каталитическому крекингу без предварительной деасфальтизации. Кроме того, приоритетным является получение максимального количества моторных топлив, что исключает применение висбрекинга (низкий выход и качество светлых дистиллятов).

Газы с каталитического крекинга и коксования идут на ГФУ непредельных газов для разделения на фракции С3, С4, С1-С2 + сероводород. Пропан-пропиленовая фракция поступает на установку алкилирования изобутана с образованием высокооктановой бензиновой фракции. Выделяющийся пропан является товарным продуктом. Бутан-бутиленовая фракция поступает на установку фтористоводородного алкилирования по технологии Phillips Petroleum, где получается высокооктановый компонент автобензина. Выбор установки обусловлен отсутствием в продуктах тяжелого алкилата, повышенным октановым числом и выходом алкилата. Выделяющийся н-бутан является товарным продуктом.

На установку ГФУ предельных газов поступают газы различных процессов – АВТ, гидроочистки, риформинга, изомеризации, гидрокрекинга, где они разделяются на сухой газ, пропан, бутан и изобутан. Сухой газ после очистки от сероводорода используют как бытовой газ или топливо для заводских печей. Пропан и бутан являются товарными продуктами и используются как газовое топливо для ДВС, изобутан подается на установку фтористоводородного алкилирования.

Поскольку в схеме завода присутствует две установки и два блока гидроочистки (на установках каталитического крекинга), образуется значительное количество отгона гидроочисток. Отгоны гидроочисток разделяются на бензиновую, дизельную и вакуумную фракции, которые перерабатываются по схеме переработки соответствующих прямогонных фракций.

Присутствие гидрокрекинга и четырех гидроочисток, при наличии установок риформинга, не вызывает необходимость в отдельной установке по производству водорода. Далее это будет подтверждено расчетом.

Для выделения сероводорода из газов различных процессов может быть использовано поглощение растворами этаноламинов. В связи с тем, что переработке подвергается нефть с содержанием серы 0,7%, необходимо строительство отдельной установки для утилизации сероводорода, работающей по процессу Клауса.

Использование такой схемы вызвано необходимостью получения максимального выхода моторных топлив. Используя оптимальный подбор мощностей отдельных установок возможно достижение благоприятных соотношений выходов автобензина и дизельного топлива при обеспечении высокого качества последних.

Назначение процесса: разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования как товарных нефтепродуктов.

В основе процесса лежит перегонка – физическое разделение нефти на составные части, именуемые фракциями.

Сырая нефть поступает в электодегидраторы установки ЭЛОУ, где проводится обезвоживание и обессоливание с применением деэмульгатора. Затем обессоленная и обезвоженная нефть подается на перегонку в атмосферную колонну. Отметим, что для перегонки средних нефтей, к которым относится западнотэбукской нефть, (высокий выход фракций до 350°С, повышенное содержание растворенных газов и бензиновых фракций) целесообразно применять установки АТ двухкратного испарения. Предпочтительной является схема с предварительной ректификационной колонной частичного отбензинивания нефти и последующей перегонкой остатка в сложной атмосферной колонне. В первой атмосферной колонне происходит отбензинивание нефти с целью уменьшения нагрузки технологических печей по парам. Уходящие сверху этой колонны углеводородный газ частично конденсируют (фракция 28-85) и охлаждают. Во второй атмосферной колонне происходит разделение отбензиненной нефти на бензиновые фракции НК-180°С, дизельную фракцию 180-350°С и остаток, разделяющийся в вакуумной колонне на вакуумный газойль 350-500°С и гудрон >500°С. В третьей атмосферной колонне (вторичной перегонки бензина) происходит разделение фракции НК-180 на фракции НК-85, 85-120 и 120-180. Также в сырье этой колонны подаются бензин-отгоны установок гидроочистки.

На современных НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти, определяют мощность завода в целом и от работы этих установок зависит качество и выход компонентов топлив, а также сырья для вторичных процессов. Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн. т/год, наиболее распространены установки единичной мощности 6-8 млн. т/год.

Учитывая то обстоятельство, что по заданию мощность завода по переработке западнотэбукской нефти составляет 15 млн. т/год, для нормальной работы необходимо построить две установки первичной перегонки мощностью 8 млн. т/год каждая.

В таблицах 1.12. – 1.15 представлены материальные балансы блоков этих установок и сводный материальный баланс процесса из расчета, что число рабочих дней в году 340 [8]. Выход отдельных фракций в % масс. взят на основании разгонки ИТК западнотэбукской нефти [2].

Http://knowledge. allbest. ru/manufacture/3c0b65625a2bc79a4c53b88521216c37_0.html

Поделиться ссылкой: