Комбинированная установка переработки нефти

Производство индивидуальных ароматических углеводородов (бензола и толуола).

Данное производство осуществляют на установке Л Г-35-8/ЗООБ, сырьем которой служит фракция 62-105°С. В отличие от установки каталитического риформинга, работающей на по­лучение высокооктановых компонентов автобензина, это производство имеет в своем составе дополнительные блоки, имеющие специфическое назначение: блок селективного гидрирования непредельных углеводо­родов (догидрирования), блок экстракции с регенерацией растворителя и блок ректификации экстракта на индивидуальные ароматические угле­водороды.

Селективное гидрирование непредельных углеводородов. В составе уста­новки ароматизации имеется отдельный блок, основной частью которо­го является реактор догидрирования, заполненный алюмоплатиновым катализатором с низким содержанием платины АН-10, АП-15 или ГО-1. Назначение этого блока — гидрирование непредельных углеводородов в составе ароматизированного катализата (обычно до 1,5%). Температура гидрирования 180-22СГС, объемная скорость 5-7 ч

‘, давление 1,4-2,0 МПа. При нормальной работе блока гидрируются только олефино-вые углеводороды, концентрация ароматических углеводородов в катализате остается неизменной. При этом разность температуры на входе в реактор и выходе из него не должна превышать 6- !0°С, в противном слу­чае это будет свидетельствовать о снижении селективности гидрирова­ния. Обычно это наблюдается в конце цикла работы катализатора. Характеристика катализаторов селективного гидрирования приведена в табл.

Http://xn--90afyi. xn--p1ai/?page=static&section=29

Комбинированная установка, состоящая из хроматографа и масс-спектрометра с устройством для сепарации газа-носителя.  [46]

Комбинированная установка ГК-6 , разрабатываемая Гипроазнефтью совместно с Гроз-НИИ, включает процессы атмосферной перегонки нефти, вторичной перегонки бензина на узкие фракции для каталитического риформинга, деструктивно-вакуумную перегонку гудрона, каталитический крекинг фракций 350 – 500 первичного и вторичного происхождения, первичную фракционировку газов и стабилизацию бензина.  [47]

Комбинированная установка ГК-3 предназначена для глубокой переработки 3 млн т нефти в год.  [48]

Комбинированная установка ГК-3 включает процессы: первичной и вторичной перегонки, вакуумной перегонки мазута, каталитического крекинга, вакуумного газойля и висбрекинга.  [49]

Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ-35 ( секция 500 сероочистки и демеркаптанизации фракций С3 – С4, С5 и С6 – 70 С) имеет в своем составе блок очистки фракции Сз-Сд от сероводорода раствором МЭА и блок демеркаптанизации фракций С3 – С4, С5 и С6 – 70 С. Также имеется блок обезвреживания сернисто-щелочных стоков и узел приготовления катализаторного комплекса. Регенерация насыщенного раствора МЭА производится в любом регенераторе на действующих установках ( блоках) сероочистки или гидроочистки.  [50]

Комбинированная установка ГК-3 включает процессы: первичной и вторичной перегонки, вакуумной перегонки мазута, каталитического крекинга, вакуумного газойля и висбрекинга.  [51]

Комбинированная установка ЛК-бу включает процесс электрообессоливания, первичной переработки нефти ( ЭЛОУ АВТ), каталитический риформинг с гидроочисткой бензина, керосина, дизельного топлива, газофракционирование.  [52]

Комбинированная установка КТ-2 включает блоки глубокой вакуумной перегонки мазута с отбором вакуумного дистиллята с концом кипения 540 С, легкого гидрокрекинга-гидроочистки – сырья крекинга, абсорбции и газофракционирования. Материальный баланс установки ( см. табл. 7.4) показывает выработку широкого ассортимента продуктов.  [53]

Комбинированная установка Г-39 / 40 объеденяет по сырью процесс депарафинизации рафината и обезмасливания гача, с использованием растворителя МЭГ: толуол.  [54]

Комбинированная установка KT-I состоит из блоков вакуумной р и-гонки мазута ( мощностью 4 млн. т), гидроочистки вакуумного газойля ( мощностью 2 млн. т), каталитического крекинга вакуумного газойля ( мощностью 2 или.  [55]

Моечные комбинированные установки сочетают в себе устройства для струйной мойки низа шасси и механизированной щеточной установки для обмывания наружных частей кузова.  [56]

Комбинированная установка модели 3141 служит для механизированной смазки узлов автомобилей, заправки их двигателей маслом, водой, накачивания шин воздухом, прокачки гидропривода тормозов. Установка состоит из трех баков для масел и смазок с пневматическими насосами, пяти самонаматывающихся шлангов с пистолетами, три из них соединены с баками, четвертый через редуктор соединен с воздушной магистралью, пятый – с водопроводом. Элементы установки могут быть разобщены и работать индивидуально.  [57]

Комбинированная установка КМ-1 была построена на Дро-гобыческом НПЗ.  [58]

Комбинированные установки тушения пожаров используют тогда, когда применение газовых составов более эффективно при одновременной подаче других средств тушения или включении устройств, ограничивающих проемы, через которые может происходить утечка газовых составов.  [59]

Http://www. ngpedia. ru/id549524p4.html

Все возрастающая мощность строящихся и проектируемых нефтеперерабатывающих заводов требует комплектования их минимальным числом технологических установок, что снижает капиталовложения, сокращает строительства заводов. Решение этой задачи достигается как повышением производительности технологических установок, так и комбинированием процессов на одной установке. Трудности при эксплуатации и ремонте таких установок были успешно продлены. Накопленный опыт и современный уровень развития автоматики, телемеханики, дистанционного управления и регулирования технологических процессов позволяет расширить область применения комбинированных установок и сделать их надежными в работе. Основное внимание было уделено созданию прямой перегонки других процессов переработки нефти. Возможны различные комбинации процессов на одной установке: АВТ, ЭЛОУ-АВТ, АВТ – вторичная перегонка нефти – каталитический крекинг вакуумного газойля – деструктивная перегонка гудрона; первичная перегонка нефти – коксование мазута в кипящем слое кокса и т. д.

Атмосферно-вакуумные установки: Вакуумные трубчаты установки обычно сооружают в едином комплексе с атмосферной ступенью перегонки нефтей. Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие преимущества: сокращение коммуникационных линий; меньшее число промежуточных емкостей; компактность; удобство обслуживания; возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков, сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат; большая производительность труда.

Назначение процесса – разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции.

Сырьем – является обессоленная и обезвоженная нефть, полученная на установках и блоках ЭЛОУ.

1) углеводородный газ – выводится с установок в газообразном и жидком (“головка стабилизации”) виде, направляется для дальнейшей переработки на газофракционирующие установки; используется как топливо нефтезаводских печей;

2) бензиновая фракция – выкипает в пределах 50-1800С, используется как компонент товарного автобензина; сырье установок каталитического риформинга и пиролиза; подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций;

3) керосиновая фракция – выкипает в пределах 120-3150С, используется как топливо для реактивных и тракторных карбюраторных двигателей, для оснащения; как сырье установок гидроочистки;

4) дизельная фракция (атмосферный газойль) – выкипает в пределах 180-3600С, используется как топливо для дизельных двигателей и сырье установок гидроочистки;

5) мазут – остаток атмосферной перегонки – выкипает выше 3500С, применяется как котельное топливо или сырье для установок гидроочистки и термического крекинга;

6) вакуумные дистилляты (вакуумный газойль) – выкипают в пределах 350-5000С, используется как сырье каталитического крекинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов;

7) гудрон – остаток атмосферно-вакуумной перегонки нефти, выкипает при температуре выше 5000С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования производства битума и масел.

Описание установки: Обессоленная и обезвоженная нефть проходит ряд теплообменников, где нагревается за счет тепла отходящих продуктов, после чего поступает в отбензинивающую колонну. В этой колонне из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе и собирается в емкости, откуда подается в стабилизатор. В емкости выделяется также газ, направляемый на дальнейшую переработку. Полуотбензиненная нефть с низа отбензинивающей колонны направляется через трубчатую печь в атмосферную колонну. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в отбензинивающую колонну, сообщая дополнительное количество тепла, необходимое для ректификации. В основной атмосферной колонне нефть разделяется на несколько фракций. С верха колонны в паровой фазе уходит тяжелый бензин, который конденсируется в холодильнике-конденсаторе, а затем поступает в стабилизатор. В качестве боковых погонов выводится керосиновая и дизельная фракции, которые первоначально подаются в секции отпарной колонны. В отпарной колонне из боковых погонов удаляются в присутствии водяного пара легкие фракции. Затем керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки. С низа атмосферной колонны выходит мазут, который через печь подается в колонну вакуумной перегонки, где разделяется на вакуумные дистилляты и гудрон. С верха этой колонны с помощью пароэжекторного насоса отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумные дистилляты и гудрон через теплообменники подогрева нефти и холодильники уходят с установки. Для снижения температуры низа и более полного извлечения дистиллятных фракций в атмосферную и вакуумную колонны подается водяной пар. Избыточное тепло в этих колоннах снимается циркулирующими орошениями. В стабилизационной колонне получают с верха “головку стабилизации” – сжиженный углеводородный газ, а с низа – стабильный бензин, не содержащий углеводородов С3-С4.

Установка АВТ и вакуумной перегонки бензина. Описание установки: Из испарителя пары бензина и растворенные в нефти газы, направляются в испарительную секцию основной атмосферной колонны. Туда же поступает и полуотбензиненная нефть после нагрева в трубчатой печи. Тепло циркуляционных орошений, организованных в трех сечениях основной колонны, используется для нагрева нефти. Острое орошение подается наверх колонны. Боковые погоны из основной колонны ректифицируется в трехсекционной отпарной колонне. Мазут из основной колонны после нагрева в печи подается в вакуумную колонну. В этой колонне отбирается широкая (350-4900С) фракция, а также имеется три промежуточных циркуляционных орошения. Блок вторичной перегонки широкой бензиновой фракции состоит из трех ректификационных колонн, в каждой из них по 60 тарелок. Перед вторичной перегонкой широкая бензиновая фракция поступает в стабилизационную колонну, а газообразные углеводороды – в абсорбер. Абсорбентом служит стабильный бензин, который затем подвергают защелачиванию и вторичной перегонке на узкие фракции: до 62, 62-85, 85-120, 120-140 и остаток выше 1400С. Третья колонна вторичной перегонки снабжена отпарной колонной. Фракция 140-2400С, как и бензиновая подвергается защелачиванию и сушке.

Отбор светлых составляет 44,7%, в том числе бензина 11,5%, керосина 10,5% и дизельных топлив 22,7%. Для предотвращения сероводородной коррозии в шлемовые линии подается газообразный аммиак.

Установки ЭЛОУ-АВТ: Описание установки: Подогретая в теплообменниках сырая нефть с температурой 120-1400С в дегидраторах подвергается термохимическому электрообезвоживанию и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная таким образом нефть дополнительно подогревается в других теплообменниках и с температурой 2200С поступает в отбензинивающую колонну. Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина. Остаток снизу колонны подается в печь, где нагревается до 3300С, и поступает в основную атмосферную колонну. Часть нефти из печи возвращается в отбензинивающую колонну в качестве горячей струи. Сверху атмосферной колонны отбирается тяжелый бензин, а сбоку через отпарные колонны фракции 140-240, 240-300 и 300-3500С. Мазут снизу колонны подается в печь, где нагревается до 4200С, и поступает в вакуумную колонну, работающую при остаточном давлении 60 мм рт. ст. Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары сверху вакуумной колонны поступают в барометрический конденсатор, несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором. Боковыми погонами вакуумной колонны являются фракции 350-5000С, остатком является фракция выше 5000С – гудрон. Бензины, получаемые из отбензинивающей и основной атмосферной колонн, смешивают и отводят в стабилизатор. Газ из сепараторов подается, в абсорбер, орошаемый стабильным бензином. Сухой газ сбрасывается к форсункам печей. Головной продукт стабилизации направляется на газофракционирующие установки. Стабильный бензин подвергается защелачиванию.

Способы создания вакуума: Вакуум в колоннах создается с помощью вакуум-насосов или пароструйных эжекторов. Вакуум – насосов по принципу действия аналогичны компрессорам. Существуют поршневые, ротационные и водокольцевые вакуум-насосы.

Принцип работы пароструйных эжекторов – использование кинетической энергии водяного пара. Струя пара с большой скоростью вытекает из сопла, захватывает отсасываемую газожидкостную смесь и вместе с ней выбрасывается в атмосферу. Чтобы создать небольшой вакуум (до 90КПа), используют одноступенчатые эжекторы. Если требуется более глубокий вакуум, применяют многоступенчатые пароэжекторные агрегаты, снабженные промежуточными конденсаторами. В конденсаторах рабочий пар и газы, выходящие из предыдущей ступени, охлаждаются и конденсируются. Эжекторами и вакуум-насосами из вакуумных колонн отсасываются газы разложения, водяной пар, подаваемый в колонны для улучшения ректификации, а также воздух, попавший аппаратуру вследствие ее недостаточной герметичности. Основным аппаратом, применяемым для конденсации, является барометрический конденсатор смешения. Он представляет собой цилиндрический аппарат с каскадными ситчатыми тарелками, под нижнюю из которых поступают пары с верха вакуумной колонны. Охлаждающая вода подается на верхнюю тарелку. Сконденсировавшиеся нефтяные пары и вода сливаются по трубе в барометрический колодец, а газ с верха барометрического конденсатора отсасывается паровыми эжекторами или вакуум-насосами. Существенный недостаток такой схемы состоит в том, что при непосредственном смешении с нефтяными парами охлаждающая вода сильно загрязняется сероводородом и нефтепродуктами. Экспериментально установлено, что в воде конденсаторов содержится до 5% от получаемой на АВТ дизельной фракции. Вода, загрязненная нефтепродуктами, попадает затем в сточные воды завода, загрязняя почву и водоемы.

По другой схеме, опасность загрязнения воды устранена. Пары с верха вакуумной колонны поступают в поверхностный конденсатор, где конденсируется основная часть водяных паров и унесенных нефтяных фракций. В качестве поверхностного конденсатора применяются кожухотрубчатые теплообменники с плавающей головкой или аппараты воздушного охлаждения. Затем конденсат и пары поступают в газосепаратор, из которого не конденсировавшиеся пары отсасываются эжекторами. Конденсат по барометрической трубе поступает в отстойник-сепаратор. Сюда также подаются паровые конденсаты из межступенчатых конденсаторов эжектора. Вода из отстойника сбрасывается в канализацию, а нефтепродукт, отделенный от воды, возвращается в линию дизельной фракции. Выхлопные газы из эжектора сжигаются в трубчатой печи. На всех действующих АВТ система с использованием конденсаторов смешения заменяется системой с поверхностными конденсаторами. Современные схемы создания и вакуума обеспечивает поддержание в колоннах установок АВТ остаточное давление 5-9 кПа. Такими способами создается вакуум в колоннах комбинированных установок. Помимо вышеизложенных достоинств, комбинированные установки имеют и недостатки. К ним относится жесткость связей между отдельными процессами.

Нарушения в работе одной секции могут влиять на всю установку, расстраивая другие технологические процессы. Комбинированную установку сложнее, чем обычную, остановить на ремонт и затем вывести на режим. Но несмотря на эти недостатки в современной нефтеперерабатывающей промышленности старается первые комбинированные установки производства масел, позволяющие из мазута получить 4 сорта высококачественных базовых масел, на базе которых можно приготовить моторные и индустриальные масла 12 наименований. Строятся высокопроизводительные комбинированные установки производства этилена и пропилена, включающие процессы пиролиза, получения ароматических углеводородов, бутадиена, циклопентадиена, полимерных материалов, сырья для производства технического углерода.

Http://studbooks. net/623919/tovarovedenie/kombinirovannye_ustanovki

Изобретение относится к комбинированной установке переработки нефти ЭЛОУ-АВТК/Б, которая включает блок термической конверсии и блок фракционирования, оснащенный линиями подачи подготовленной нефти, вывода газа и нафты и дизельной фракции, соединенный линией подачи паров с блоком термической конверсии. При этом установка также включает электрообессоливающую установку, примыкающую к линии подачи подготовленной нефти и оснащенную линией ввода неподготовленной нефти, а блок фракционирования оснащен линией вывода мазута, на которой размещен блок вакуумного фракционирования, оснащенный линией вывода остатка, соединенный линией вывода легкой фракции с линией подачи паров и линией вывода тяжелого газойля с блоком термической конверсии, при этом блок термической конверсии соединен с блоком фракционирования линией подачи циркулирующей фракции, а линией вывода остатка – с линией вывода остатка вакуумного фракционирования, на которой размещен битумный блок. Технический результат предлагаемого изобретения заключается в упрощении установки, позволяющей получить битум в качестве остаточного продукта. 2 з. п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к установкам переработки нефти для получения битума и углеводородных фракций в качестве сырья для последующей вторичной переработки и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.

Известна установка первичной переработки нефти [Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. Под ред. Б. И. Бондаренко. М.: РГУ, 2003 г., с. 14], которую используют для получения из подготовленной нефти остатка, тяжелых газойлей и светлых дистиллятных фракций, направляемых затем на вторичную переработку. Установка включает блок рекуперационных теплообменников, блок атмосферной ректификации и блок вакуумной ректификации.

Недостатком известной установки является низкий выход светлых дистиллятных фракций, соответствующий их потенциальному содержанию в нефти. Установка также не предусматривает получение битума.

Наиболее близким по технической сущности является способ переработки нефти, позволяющий получить высокий выход светлых фракций, существенно превышающий их потенциальное содержание в нефти [RU 2510642, опубл. 10.04.2014 г., МПК C10G 67/04, C10G 65/14, C10G 67/16], который осуществляют на установке, включающей блоки (установку) переработки нефти для выработки дистиллятных фракций, в состав которых входят блоки фракционирования, термической конверсии, деасфальтизации и гидроконверсии, при этом блок фракционирования оснащен линиями подачи подготовленной нефти, вывода газа и нафты и дизельной фракции, соединен линиями подачи паров с блоком термической конверсии и с блоком гидроконверсии, которые расположены, соответственно, на линиях вывода тяжелого газойля из блока фракционирования и остатка из блока деасфальтизации, который расположен на линии вывода остатка из блока фракционирования.

Недостатками данной установки являются сложность и высокая металлоемкость из-за оснащения установки блоками деасфальтизации и гидроконверсии, низкое качество остатка гидроконверсии, выводимого с установки, который представляет собой не товарное низкокачественное высокосернистое топливо.

Задача изобретения – упрощение и снижение металлоемкости установки, а также получение битума в качестве остаточного продукта.

Техническим результатом является: упрощение и снижение металлоемкости установки за счет исключения из состава установки блоков деасфальтизации и гидроконверсии, а также получение битума в качестве остаточного продукта за счет оснащения блока фракционирования линией вывода мазута, на которой размещен блок вакуумного фракционирования, соединенный линией вывода легкой фракции с линией подачи паров, а также соединения блока термической конверсии линией вывода остатка с линией вывода остатка вакуумного фракционирования, на которой размещен битумный блок.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной установке переработки нефти, включающей блок термической конверсии и блок фракционирования, оснащенный линиями подачи подготовленной нефти, вывода газа и нафты и дизельной фракции, соединенный линией подачи паров с блоком термической конверсии, особенностью является то, что блок фракционирования оснащен линией вывода мазута, на которой размещен блок вакуумного фракционирования, оснащенный линией вывода остатка, соединенный линией вывода легкой фракции с линией подачи паров и линией вывода тяжелого газойля с блоком термической конверсии, при этом блок термической конверсии соединен с блоком фракционирования линией подачи циркулирующей фракции, а линией вывода остатка – с линией вывода остатка вакуумного фракционирования, на которой размещен битумный блок.

Установка также включает электрообессоливающую установку (ЭЛОУ), примыкающую к линии подачи подготовленной нефти и оснащенную линией ввода неподготовленной нефти.

Блок фракционирования может дополнительно включать колонну предварительного отбензинивания нефти, что позволяет вывести легкую нафту на переработку отдельным потоком. Линия вывода нафты может быть соединена линиями подачи по меньшей мере ее части с линиями вывода легкой нафты и/или дизельной фракции и/или с блоком термической конверсии.

Предлагаемая установка является комбинированной, поскольку ее блоки не только неразрывно связаны по тепловым и материальным потокам, но и определяют ассортимент получаемой продукции, в связи с чем представляется целесообразным отразить в наименовании установки – ЭЛОУ-АВТК/Б – наличие всех образующих ее блоков (электрообессоливания, атмосферного и вакуумного фракционирования, термической конверсии и битумного).

В предлагаемой установке соединение блока вакуумного фракционирования линией вывода легкой фракции с линией подачи паров позволяет удалить из мазута газы разложения и легкие фракции, за счет чего повысить глубину отбора тяжелого газойля и улучшить качество битума.

Соединение блока термической конверсии линией вывода остатка, представляющего собой высокоароматизированную пластифицирующую добавку, с линией вывода остатка вакуумного фракционирования также позволяет повысить качество битума.

Оснащение блоков установки линиями подачи (рециркуляции) технологических потоков – паров термической конверсии, легкой и циркулирующей фракций – позволяет исключить из состава установки блоки деасфальтизации и гидроконверсии при сохранении высокого отбора светлых фракций, за счет чего упростить установку и снизить ее металлоемкость.

Блок термической конверсии может включать оборудование, например, согласно [RU 2500789, опубл. 10.12.2013 г., МПК C10G 9/36]. Битумный блок может быть выполнен, например, в соответствии с [RU 2400520, опубл. 27.09.2010 г., МПК С10С 3/04], а установка электрообессоливания – согласно [Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. Под ред. Б. И. Бондаренко. М.: РГУ, 2003 г., с. 8].

Установка включает блоки фракционирования 1, вакуумного фракционирования 2, термической конверсии 3 и битумный блок 4 и оснащена линиями ввода подготовленной нефти 5 и воздуха 6, вывода газа 7, нафты 8, дизельной фракций 9, битума 10, а также технологическими линиями 11-17.

При работе установки подготовленную нефть по линии 5 подают в блок 1, где разделяют на газ, нафту и дизельную фракцию, выводимые по линиям 7, 8 и 9, соответственно, а также мазут, подаваемый по линии 11 в блок 2, из которого по линии 12 легкую фракцию направляют в линию 13 подачи паров, тяжелый газойль по линии 14 – в блок 3, а остаток выводят по линии 15. Тяжелый газойль в блоке 3 подвергают термической конверсии совместно с циркулирующей фракцией, подаваемой по линии 16, с получением паров, подаваемых по линии 13 в блок 1, и остатка, подаваемого по линии 17 в линию 15. Полученное битумное сырье окисляют в блоке 4 воздухом, подаваемым по линии 6, а битум выводят по линии 10.

При расположении на линии 5 отбензинивающей колонны 18 по линии 19 выводят легкую нафту. При необходимости по меньшей мере часть нафты подают по линиям 20-22, подают, соответственно, в линии 9 и/или 19 и/или в блок 3 (показано пунктиром). Установка может дополнительно включать установку электрообессоливания 23, примыкающую к линии 5, оснащенную линией 24 ввода неподготовленной нефти.

Предлагаемая установка более проста и менее металлоемка, позволяет получать высококачественный битум и может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности.

1. Комбинированная установка переработки нефти ЭЛОУ-АВТК/Б, включающая блок термической конверсии и блок фракционирования, оснащенный линиями подачи подготовленной нефти, вывода газа и нафты и дизельной фракции, соединенный линией подачи паров с блоком термической конверсии, отличающаяся тем, что включает электрообессоливающую установку, примыкающую к линии подачи подготовленной нефти и оснащенную линией ввода неподготовленной нефти, а блок фракционирования оснащен линией вывода мазута, на которой размещен блок вакуумного фракционирования, оснащенный линией вывода остатка, соединенный линией вывода легкой фракции с линией подачи паров и линией вывода тяжелого газойля с блоком термической конверсии, при этом блок термической конверсии соединен с блоком фракционирования линией подачи циркулирующей фракции, а линией вывода остатка – с линией вывода остатка вакуумного фракционирования, на которой размещен битумный блок.

2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что перед блоком фракционирования на линии подачи подготовленной нефти расположено устройство отбензинивания нефти, оснащенное линией вывода легкой нафты.

3. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что линия вывода нафты соединена линиями подачи по меньшей мере ее части с линиями вывода легкой нафты и/или дизельной фракции и/или с блоком термической конверсии.

Http://www. findpatent. ru/patent/261/2616975.html

Подготовленная на ЭЛОУ нефть после удаления солей и воды поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятные фракции, мазут и гудрон. Полученные фракции и остаток, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ на товарные н/п, поэтому для их облагораживания, а также углубления переработки нефти продукты, полученные на установках АТ и АВТ, используются в качестве сырья вторичных (деструктивных) процессов.

Технология первичной перегонки нефти имеет целый ряд принципиальных особенностей, обусловленных природой сырья и требованиями к получаемым продуктам. Нефть как сырье для перегонки обладает следующими свойствами:

– невысокую термическую стабильность тяжелых фракций и остатков, содержащих значительное количество сложных малолетучих смолистоасфальтеновых и серо-, азот – и металлоорганических соединений, резко ухудшающих эксплуатационные свойства н/п и затрудняющих последующую их переработку. Поскольку температура термической стабильности тяжелых фракций примерно соответствует температурной границе деления нефти между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, первичную перегонку нефти до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, а перегонку мазута в вакууме. Также этот выбор обусловлен не только термической стабильностью тяжелых фракций нефти, но и технико-экономическими показателями процесса разделения в целом. В некоторых случаях температурная граница деления нефти определяется требованиями к качеству остатка, так, например, при перегонке нефти с получением котельного топлива температурная граница деления проходит около 300 0 С, т. е. примерно половина фракции дизельного топлива отбирается с мазутом для получения котельного топлива.

В последние годы для расширения ресурсов дизельного топлива, а также сырья каталитического крекинга – наиболее важного и освоенного процесса, углубляющего переработку нефти – на установках АТ и АВТ осуществляется все более глубокий отбор дизельной фракции и вакуумного газойля соответственно, а для получения котельного топлива заданной вязкости используется процесс висбрекинга тяжелого остатка вакуумной перегонки. Таким образом, вопрос обоснования и выбора температурной границы деления нефти зависит от вариантов технологических схем переработки мазута и вариантов переработки нефти в целом. Обычно перегонку нефти и мазута ведут соответственно при атмосферном давлении и в вакууме при максимальной (без крекинга) температуре нагрева сырья с отпариванием легких фракций водяных паром. Сложный состав остатков перегонки требует также организации четкого отделения от них дистиллятных фракций, в том числе и высокоэффективной сепарации фаз при однократном испарении сырья. Для этого устанавливают отбойные элементы, что и позволяет избежать уноса капель паровым потоком.

Рис. Принципиальные схемы атмосферной колонны для перегонки нефти (а) и вакуумной колонны для перегон­ки мазута (б):

1 — секция питания; 2 сепарационная секция; 3 сложная колонна; 4—боковые отпарные секции; 5—нижняя отпарная секция;

I—нефть; II — дистиллятные фракции; III – водяной пар; IV – затемненный продукт; V – мазут; VI – гудрон; VII – вода;

Нефть, нагретая в печи, поступает в секцию питания 1 сложной ко­лонны 3, где происходит однократное ее испарение с отделением в сепарационной секции 2 паров дистиллятной фракции от мазута. Пары, поднимаясь из секции питания навстречу флегме орошения, разделяются ректификацией на целевые фракции, а из мазута за счет отпаривания водяным паром в нижней отпарной секции 5 выделяются легкокипящие фракции. Отпаривание легкокипящих фракций боковых погонов производят в боковых отпарных секциях (колоннах) 4 водяным паром или «глухим» подогревом. Орошение в сложной колонне 3 создается конденсацией паров в верху колонны и в промежуточных ее сечениях. Аналогичным образом организуется и процесс разделения мазута в вакуумной колонне.

Эффективная сепарация фаз в секции питания сложной колонны достигается установкой специальных сепараторов жидкости и промывкой потока паров стекающей жидкостью. Для этого режим работы колонны подбирают таким образом, чтобы с нижней сепарационной секции сложной колонны в нижнюю отпарную секцию стекала флегма Fn, количество которой обусловлено определенным избытком однократного испарения. Если принять расход избытка однократного испарения равным Fn = (0,05-0,07)F, то доля отгона сырья должна быть на величину Fn больше отбора дистиллятной фракции.

При правильной организации промывки отбойников и сепарации фаз после однократного испарения тяжелая дистиллятная фракция содержит незначительное количество смолистоасфальтеновых, сернистых и металлоорганических соединений.

Используемые в промышленности ректификационные колонны позволяют обеспечить требуемую степень разделения дистиллятных фракций при оптимальных затратах тепла, необходимого для таких энергоемких процессов, как первичная перегонка нефти и мазута.

Технологические схемы установок первичной перегонки нефти обычно выбираются для определенного варианта переработки нефти:

При неглубокой переработке нефти по топливному варианту перегонка ее осуществляется на установках АТ (атмосферных трубчатках); при глубокой переработке – на установках АВТ (атмосферно-вакуумных трубчатках) топливного варианта и при переработке по масляному варианту – на установках АВТ масляного варианта.

В зависимости от варианта переработки нефти получают различный ассортимент топливных и масляных фракций, а на установках АТ при неглубоком топливном варианте получают компоненты моторных топлив и в остатке мазут (котельное топливо).

По глубокому топливному варианту на атмосферном блоке получа­ют бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут подвергают дальнейшей переработке на блоках вакуумной перегонки с выделением широкой дистиллятной фракции и гудрона с последующим их крекиро­ванием.

При топливно-масляном варианте переработки нефти и наличии на заводе установок каталитического крекинга и АВТ большой единичной мощности целесообразно использование комбинированной технологи­ческой схемы установки первичной перегонки нефти, обеспечивающей одновременное или раздельное получение из нефти наряду с топливны­ми фракциями широкой и узких масляных фракций. Принципиальные технологические схемы таких установок приведены на рис.

По данной схеме переработка нефти осуществляется в три ступени: атмосферная перегонка с получением топливных фракций и мазута, ва­куумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона и вакуумная перегонка смеси мазута и гудрона, или с получе­нием широкой масляной фракции и утяжеленного остатка, используемого для производства гудрона.

Рис. 2. Принципиальные схемы установок первичной перегонки нефти по топливному ва­рианту неглубокой переработки АТ (а), топливному варианту глубокой переработки АВТ (б) и топливно-масляному варианту (в):

Бензин; V—водяной пар; VI—керосин; VII—легкое дизельное топливо; VIII—тяжелое дизельное топливо; IX мазут; X—неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздающую систему; XI широкая масляная фракция; XII гудрон; XIII легкий масляный дистиллят; XIV—средний масляный дистиллят; XV тяжелый масляный дистиллят.

Применение двух ступеней вакуумной перегонки с одновременным или раздельным получением широкой и узких масляных фракций придает установкам АВТ значительную технологическую гибкость.

Установка АВТ, комбинированная с обезвоживанием и обессоливанием нефти, с двухступенчатой вакуумной перегонкой показана на рис. 3.

1 электродегидратор; 2 — колонна стабилизации; 3—атмосферная колонна;

4 – отпарная сек­ция; 5—вакуумная колонна I ступени; 6—вакуумная колонна II ступени;

1—нефть; II — легкий стабильный бензин; III—сжиженный газ; IV—углеводородный газ; V— тяжелый бензин; VI—водяной пар; VII—керосин; VIII – легкое дизельное топливо; IX—тяже­лое дизельное топливо; X—легкий вакуумный газойль; XI — неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздаюшую систему; XII легкий масляный дистиллят; XIII средний масляный дистиллят; XIV- тяжелый масляный дистиллят; XV гудрон (на деасфальтизацию); XVI— широ­кая масляная фракция; XVII—утяжеленный гудрон (асфальт).

В зависимости от состава нефти, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов уста­новок первичной перегонки нефти может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефтей получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержа­нию целевых компонентов): бензиновые н. к. — 140 (180) 0 С, керосиновые 140 (180)—240 °С, дизельные 240—350 0 С, вакуумный дистиллят (га­зойль) 350—490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350—400, 400—450 и 450—500 0 С, тяжелый остаток > 500 °С — гудрон.

Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава нефти, т. е. от потенциального содержания целевых фракций в нефтях. В качестве примера в табл. 8.1 приведены данные по выходу топливных и масляных фракций из ромашкинской и самотлорской нефтей, различающихся потенциальным содержанием топливных фракций — содержание фракций до 350 °С в этих нефтях составляет около 46 и 50 % (мае.) соответственно (табл. 8.1).

Рассмотрим направления использования продуктов первичной пе­регонки нефти и мазута.

Углеводородный газ состоит в основном из пропана и бутана. Пропан-бутановая фракция используется как сырье газофракционирующей установки для выделения из нее индивидуальных углеводородов, полу­чения бытового топлива. В зависимости от технологического режима и аппаратурного оформления первичной перегонки нефти пропан-бута-новая фракция может получаться в сжиженном или газообразном со­стоянии.

Бензиновая фракция н. к. -180 °С используется как сырье установки вторичной перегонки бензинов (вторичной ректификации).

Керосиновая фракция 120—240 0 С после очистки или облагоражива­ния используется как реактивное топливо; фракция 150—300 0 С – как осветительный керосин или компонент дизельного топлива.

Фракция дизельного топлива 180—350 °С после очистки используется в качестве дизельного топлива; возможно получение компонентов лег­кого (зимнего) и тяжелого (летнего) дизельного топлива соответствую­щего фракционного состава, например 180—240 и 240—350 °С. Фрак­ция 200—220 °С парафинистых нефтей используется как сырье для про­изводства жидких парафинов — основы для получения синтетических моющих средств.

Атмосферный газойль 330—360 °С — затемненный продукт, получает­ся на установке АВТ, работающей по топливному варианту; используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установки катали­тического крекинга.

Мазут — остаток первичной перегонки нефти; облегченный мазут (> 330 °С) может использоваться в качестве котельного топлива, утяже­ленный мазут (> 360 °С) – как сырье для последующей переработки на масляные фракции до гудрона. В настоящее время мазут может исполь­зоваться также как сырье установок каталитического крекинга или гид­рокрекинга (ранее применялся в качестве сырья установок термическо­го крекинга).

Широкая масляная фракция (вакуумный газойль) 350—500° или 350— 550 °С используется как сырье установки каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие масляные фракции 350—400, 400—450 и 450—500 0 С после со­ответствующей очистки от сернистых соединений, полициклических ароматических и нормальных парафиновых углеводородов используют­ся для производства смазочных масел.

Гудрон — остаток вакуумной перегонки мазута — подвергается даль­нейшей переработке с целью получения остаточных масел, кокса и (или) битума, а также котельного топлива путем снижения вязкости на установках висбрекинга.

В большинстве случаев атмосферная перегонка нефти и вакуумная перегонка мазута проводятся на одной установке АВТ, которая часто комбинируется с ЭЛОУ, а иногда и с блоком вторичной перегонки бен­зина. Типовые мощности отечественных установок первичной перера­ботки нефти 2, 3, 4, 6 млн т/год.

Ниже приводится описание работы комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ с секцией вторичной перегонки бензиновой фракции.

Установка рассчитана на переработку нестабильной нефти типа ромашкинской и отбор фракций н. к. — 62, 62—140, 140—180, 180—220 (240), 220 (240)-280, 280-350, 350-500 °С (остаток-гудрон). Исход­ное сырье, поступающее на установку, содержит 100—300 мг/л солей и до 2 % (мае.) воды. Содержание низкокипящих углеводородных газов в нефти достигает 2,5 % (мае.) на нефть. На установке принята двухсту­пенчатая схема электрообессоливания, позволяющая снизить содержа­ние солей до 3—5 мг/л и воды до 0,1 % (мае.). Технологическая схема установки предусматривает двукратное испарение нефти. Головные фракции из первой ректификационной колонны и основной ректифи­кационной колонны вследствие близкого фракционного состава полу­чаемых из них продуктов объединяются и совместно направляются на стабилизацию. Бензиновая фракция н. к. — 180 °С после стабилизации направляется на вторичную перегонку для выделения фракций н. к. — 62, 62—140 и 140—180 °С. Блок защелачивания предназначается для щелочной очистки фракций н. к. — 62 (компонент автобензина) и 140— 220 °С (компонент топлива ТС-1). Фракция 140—220 °С промывается водой, а затем осушается в электроразделителях.

Сырая нефть (рис. 8.17) прокачивается насосами двумя потоками через теплообменники, где нагревается до 160 °С за счет регенерации тепла горячих нефтепродуктов, и направляется двумя параллельными потоками в электродегидраторы 3. На прием сырьевых насосов подает­ся щелочной раствор и деэмульгатор. В электрическом поле высокого напряжения эмульсия разрушается и вода отделяется от нефти. Электродегидраторы рассчитаны на работу при 145—160 °С и давлении 1,4— 1,6 МПа. Обессоленная и обезвоженная нефть двумя потоками допол­нительно нагревается в теплообменниках до 210—250 °С и направляется в первую ректификационную колонну 6. С верха колонны головной погон в паровой фазе отводится в конденсаторы-холодильники воз­душного охлаждения и после доохлаждения в водяном холодильнике до 30—35 °С поступает в емкость 4. Тепловой режим в колонне б под­держивается «горячей» струей, поступающей из печи 75 с температу­рой 340 0 С.

1 — насосы; 2 —теплообменники; 3—электродегидраторы; 4 емкости; 5—конденсаторы-холо­дильники; 6 первая ректификационная колонна; 7—основная ректификационная колонна; 8 отпарные колонны; 9 фракционирующий абсорбер; 10— стабилизатор; 11, 12 — фракцио­нирующие колонны вторичной перегонки бензина; 13 вакуумная колонна; 14 — вакуумсоздающее устройство; 15—печи;

I—сырая нефть; II—обессоленная нефть; III— V—компоненты светлых нефтепродуктов; VI, VII узкие бензиновые фракции (н. к. — 62 °С и 85— 120 °С соответственно); VIII продукты разложения; IX дистилляты вакуумной колонны; X—острый водяной пар; XI—гудрон; XII бензольная фракция (62—85 °С); XIII тяжелая фракция бензина (выше 120 °С); XIV су­хой газ; XV жирный газ

Остаток первой ректификационной колонны 6 полуотбензиненная нефть — нагревается в печи атмосферного блока установки до 360 °С и поступает в основную ректификационную колонну 7, вверху которой поддерживается давление 0,15 МПа. В этой колонне применя­ются верхнее острое и два циркуляционных орошения. С верха колон­ны выходят пары фракции 85— 180°С и водяной пар, которые направ­ляются в конденсаторы-холодильники. Конденсат при 30—35 0 С пода­ется в емкость. Из основной ректификационной колонны 7 в виде бо­ковых погонов через соответствующие отпарные колонны 8 выводят фракции 180-220 °С (III), 220-280 °С (IV) и 280-350 0 C (V).

Фракции 85—180°С и 180—220 °С защелачивают. Фракции 220— 280 °С и 280—350 0 С после охлаждения до 60 °С направляют в резервуа­ры. Мазут (нижний продукт основной ректификационной колонны) подается в печь 75 вакуумного блока установки, где нагревается до 410 °С, и с этой температурой проходит в вакуумную колонну 13.

Получаемая в вакуумной колонне верхняя боковая фракция до 350 °С подается в основную ректификационную колонну 7. Из вакуум­ной колонны в виде бокового погона отводится фракция 350—500 0 С. В этой колонне обычно применяется одно промежуточное циркуляцион­ное орошение. Гудрон с низа вакуумной колонны прокачивается через теплообменники и холодильники и при 90 °С направляется в промежу­точные резервуары.

На установке применяются в основном аппараты воздушного ох­лаждения, что способствует сокращению расхода воды.

На установке предусмотрена возможность работы без блока вакуум­ной перегонки. В этом случае мазут с низа ректификационной колонны 7 прокачивается через теплообменники и холодильники, где охлаждает­ся до 90 °С, и направляется в резервуарный парк.

Широкая бензиновая фракция н. к. — 180 °С после нагрева до 170 °С поступает в абсорбер 9. После отделения в абсорбере сухих газов (XIV) нижний поток направляется в стабилизатор 10. В абсорбере и стабили­заторе поддерживается давление 1,2МПа. В стабилизаторе 10 нижний продукт абсорбера разделяется на два потока: верхний (до 85 °С) и ниж­ний (выше 85 °С). В колонне 77 верхний поток разделяется на узкие фракции VI (н. к. — 62 °С) и XII (62—85 °С). Нижний поток из стабили­затора направляется в колонну 72, в которой разделяется на фракцию VII (85—120 °С) и XIII (120—180 °С). Тепловой режим абсорбера регули­руется подачей флегмы, которая прокачивается через печь и в паровой фазе возвращается в низ абсорбера.

Установка может работать с выключенным блоком вторичной пере­гонки. В этом случае стабильный бензин с низа стабилизатора 10 на­правляется в теплообменник, откуда поток через холодильник поступа­ет на защелачивание и далее в резервуарный парк.

Для удаления следов воды фракцию 140—250 °С осушают в электроразделителях.

На 1т перерабатываемой нефти расходуется 3,5—4м 3 воды, 1,1 кг водяного пара, 27—33 кг топлива. На установке рационально использу­ется тепловая энергия вторичных источников. За счет утилизации тепла горячих потоков производится около 35 т/ч пара высокого давления. В начале установка была запроектирована без блока ЭЛОУ, в процессе эксплуатации она была дооборудована этим узлом. На ряде нефтепе­рерабатывающих заводов производительность установки в результате дооборудования дополнительными аппаратами и сооружениями пре­высила проектную — 6 млн т/год и достиглГ 7—8 млн т/год.

Материальный баланс установки производительностью 6 млн т/год (для нефти типа ромашкинской) характеризуется данными табл.

Полученные при первичной перегонке нефти продукты не являются товарными и направляются на облагораживание (гидроочистка, депарафинизация) или на дальнейшую переработку путем деструктивных вторичных процессов. Эти процессы обеспечивают получение ценных компонентов топлива и мономеров для нефтехимического синтеза, уг­лубление переработки нефти, а также более широкого ассортимента продукции НПЗ.

Ко вторичным деструктивным процессам относятся изомеризация, риформинг, термический и каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование, окисление гудрона в битумы. По масляному варианту со­ответствующие узкие фракции вакуумного газойля и гудрон направля­ются на последовательные процессы очистки и приготовления товар­ных масел.

Http://kursak. net/pervichnaya-peregonka-nefti-na-promyshlennyx-ustanovkax/

В управе района Капотня прошло открытое общественное обсуждение проекта строительства на Московском НПЗ современной комбинированной установки переработки нефти «Евро+». В мероприятии приняли участие представители муниципальных властей и жители районов Юго-Восточного округа столицы. Отвечая на вопросы, специалисты предприятия представили технические характеристики, планировочные решения, экономические и экологические преимущества установки «Евро+».

Строительство «Евро+» – один из ключевых проектов второго этапа комплексной модернизации Московского НПЗ, которую проводит компания «Газпром нефть». Запуск новой установки запланирован на вторую половину 2018 года. Установка «Евро+» позволит увеличить глубину переработки нефти до 85 процентов.

– При этом объем переработки достигнет 12 млн тонн. А снижение воздействия производства на атмосферный воздух составит 11,1 процентов на тонну переработанной нефти, – сообщили «Вечерней Москве» на предприятии.

Сейчас на территории Московского НПЗ продолжается подготовка к строительству. Строители заливают бетонное основание установки, идет доставка необходимого оборудования. Инвестиции в строительство составят около 100 млрд руб.

– Пул действующих установок так называемого «малого технологического кольца» нефтепереработки — относительно маломощный и возрастной. Реконструкция или мероприятия по операционным улучшениям для этих объектов будут уже малоэффективны, – рассказывает генеральный директор Московского НПЗ Аркадий Егизарьян. – Поэтому «Газпром нефть» приняла решение вывести их из эксплуатации всей группой, построив новый производственный объект, который примет на себя функции «малого кольца». «Евро+» позволит нарастить наши мощности по нефтепереработке, будет запущен новый блок по облагораживанию дизельного топлива с депарафинизацией, аналога которому на заводе сегодня нет. Вторая задача этого проекта — радикальный рост операционной эффективности. «Евро+» — комбинированная установка, то есть довольно компактная. Уже на этапе проектирования закладывались уникальные решения по энергоэффективности.

Завершив в 2020 году второй этап модернизации, «Газпром нефть» ставит задачу превратить Московский нефтеперерабатывающий завод в лучший НПЗ Европы по техническим и экологическим характеристикам. С 2011 по 2015 годы в проекты модернизации МНПЗ уже инвестировано около 75 млрд рублей. В итоге завод существенно снизил воздействие производства на окружающую среду. Так, например, поступление загрязняющих веществ в атмосферу было уменьшено на 36 процентов. В рамках второго этапа модернизации воздействие на окружающую среду будет сокращено еще на 50 процентов.

В работе «Евро+», аналогов которой в мире лишь единицы, будут применяться самые передовые технологии нефтепереработки. «Евро+» заменит пять действующих установок предыдущего поколения. Благодаря компактности установки и максимальному интегрированию потоков теплоносителей возрастет энергоэффективность производственных процессов. После запуска «Евро+» интервал между плановыми ремонтами увеличится с двух до четырех лет, что повысит надежность снабжения столичного региона качественным топливом высокого экологического класса Евро-5.

Http://vm. ru/news/2016/10/07/ustanovku-po-pererabotke-nefti-evro-predstavili-obshchestvennosti-335593.html

Московский НПЗ получил положительное заключение Главгосэкспертизы напроектную документацию нового производственного комплекса— комбинированной установки переработки нефти (КУПН). КУПН предназначена для первичной переработки сырой нефти, производства высокооктановых бензинов идизельных топлив стандарта Евро-5, атакже вакуумного газойля.

Московский НПЗ получил положительное заключение Главгосэкспертизы напроектную документацию нового производственного комплекса— комбинированной установки переработки нефти (КУПН). КУПН предназначена для первичной переработки сырой нефти, производства высокооктановых бензинов идизельных топлив стандарта Евро-5, атакже вакуумного газойля. Новая установка будет отвечать современным экологическим требованиям изаменит устаревшее оборудование. Об этом сообщили в пресс-центре "Газпром-нефти".

Всостав комбинированной установки войдут 5блоков основного оборудования: блок первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ 6, блок риформинга бензина, установка гидроочистки дизельного топлива сблоком изодепарафинизации, установка газофракционирования иблок регенерации амина. Годовая мощность блока первичной переработки нефти составит 6млн тонн. Производительность блоков риформинга бензина игидроочистки дизельного топлива составит 1и2млн тонн вгод соответственно.

Врезультате ввода КУПН вэксплуатацию годовой объем переработки нефти наМосковском НПЗ вырастет до12млн тонн, что соответствует установленной мощности завода. Строительство нового комплекса позволит повысить уровень энергоэффективности завода, увеличить межремонтный пробег оборудования с2до4лет иоптимизировать производственную территорию МНПЗ засчет вывода изэксплуатации ряда действующих установок предыдущего поколения. Это также обеспечит значительный экологический эффект: врезультате суммарный объем воздействия предприятия наатмосферу сократится на11,1%. Строительство установки должно начаться вконце 2015 года изавершиться в3квартале 2018года.

Переход МНПЗ навыпуск топлива стандарта "Евро-5" в2013 г. является определяющим фактором улучшения экологической ситуации. Внастоящее время выбросы автотранспорта формируют93% загрязнения атмосферы столичного региона. Использование топлива пятого экологического класса позволяет впять раз снизить выбросы соединений серы автомобильным транспортом посравнению с"Евро-4".

"Сначалом реализации проекта КУПН наМосковском НПЗ вактивную фазу вступает второй этап программы модернизации завода, направленный наувеличение глубины переработки нефти ивыхода светлых нефтепродуктов. Ввод комплекса вэксплуатацию позволит нам приблизиться кдостижению целей, определенных долгосрочной стратегией развития „Газпром нефти“ всегменте нефтепереработки. Более чем на40% увеличится объем производства светлых нефтепродуктов наМНПЗ, при этом эффективность переработки нефти возрастет почти на20%. Ввод установки позволит продолжить программу постоянного улучшения экологических показателей Московского НПЗ, проводимую впоследние годы нашей компанией",— подчеркнул заместитель генерального директора "Газпром нефти" пологистике, переработке исбыту Анатолий Чернер.

Http://oilcapital. ru/news/downstream/17-07-2015/gazprom-neft-postroit-na-moskovskom-npz-kombinirovannuyu-ustanovku-pererabotki-nefti-novogo-pokoleniya

Жидкофазная комбинированная установка глубокой переработки нефти. Жидкофазная комбинированная установка глубокой переработки нефти состоит из трех последовательно интегрированных между собой реакторов (установок) жидкофазной гидрогенизации (гидрокрекинга) для переработки нефти, вакуумного газойля, газойля коксования и других остатков нефтепереработки. Ключевая цель работы установки – увеличение глубины переработки нефти, удаление из нефти максимального количества серы, меркаптанов и прочих химических соединений, отрицательно сказывающихся на качестве конечных продуктов нефтепереработки. В первом реакторе 2 слоя катализатора: 1) в жидкофазном крекинге; 2) в газофазном крекинге. В жидкофазном гидрокрекинге создаются нанопузырьки газа для увеличения поверхности реакции крекинга. В газофазном крекинге катализаторы сферические для процесса восстановления. Продукты, полученные в первом реакторе, разделяются в ректификационной колонне в зависимости от того, какие углеводороды нужны на выходе(компоненты бензина, реактивное топливо или газойль). Керосиновую фракцию можно выделить как боковой погон или оставить вместе с газойлем в качестве остатка от перегонки. Остаток от перегонки снова смешивают с током водорода и запускают во второй реактор. Так как это вещество уже подвергалось гидрированию, крекингу и риформингу в первом реакторе, процесс во втором реакторе идет в более жестком режиме (более высокие температуры и давления). Как и продукты первой стадии, смесь, выходящая из второго реактора, отделяется от водорода и направляется на фракционирование. Обезвоженная нефть подается в первый реактор легкого гидрокрекинга со слоем катализатора, где получаем относительно небольшое количество светлых продуктов и малосернистый вакуумный газойль. Газойль подается во второй реактор, а легкие фракции преобразуется в светлые нефтепродукты, пройдя кавитационную ректификацию. Так как установки гидрокрекинга работают по типу установок гидроочистки, на каждом этапе переработки происходит процесс удаления серы в результате каталитической реакции серосодержащих соединений с водородом с образованием сероводорода (H2S). Процесс жидкофазной гидрогенизации сопровождает встречно-гидроструйная активация двухфазным потоком нефть-водород в среде смеси с катализатором. Ультрадисперсный катализатор широкой фракции, непрерывно восстанавливаемый. Установки работают в сверхкритическом флюиде смеси С2-С3 с избытком водорода и непрерывным восстановлением катализатора. В конвертор в реакторе газы подаются на пирите, либо сульфите меди при температуре 420°С. Сульфат меди перемещается в реактор отдуванием при температуре 450-500°С, где выделяется сера в виде пара. Сульфат меди возвращается в конвертер. В реакторе так же предусмотрен сепаратор, который поглощает газы водорода и углеводородов и возвращает в зону жидкофазной конверсии нефтяной смеси (низ реактора).

Размеры: 720 х 540 пикселей, формат: .jpg. Чтобы бесплатно скачать слайд для использования на уроке, щёлкните на изображении правой кнопкой мышки и нажмите «Сохранить изображение как. ». Скачать всю презентацию «ЗАО «Проматомстрой. ppt» можно в zip-архиве размером 1704 КБ.

«Загрязнения нефтью» – Биохимическая потребность в кислороде увеличивается. Степени загрязнения водоемов. При очистки бытовых стоков наилучшие результаты дает биологический метод. Легкие парафины обладают максимальной летучестью и растворимостью в воде. Тяжелые металлы. Биохимическая потребность в кислороде все еще мала. Берегите природу!!

«Проблемы переработки отходов» – Стекло. Рециклинг. Переработка. Переработка пластмассовой упаковки. Повторное использование бумаги уменьшает использование воды на 60%, энергии – на 40%. Отходы. Для получения 1 тонны бумаги расходуется около 17 деревьев. Компост и биогумус используется в городском озеленении. Экономический эффект рециклинга.

«Переработка нефти» – В основном деньги, заработанные за сырье, уходят за границу. Гудрон (>550ОС). Деньги проекта в основном остаются в России. Нижнекамск. Каталитический крекинг, 0,85 млн. т/г. (2006г.) Висбрекинг, 1,8 млн. т/г. (2003г.). Глубина переработки нефти до 75-85% масс. Не построено ни одного комплекса глубокой переработки нефти.

«Добыча нефти» – Скважинная аппаратура ЭГИС. «Ростовский Центр Трансфера Технологий». Аппаратура акустического воздействия серии ААВ-320. Актуальность проекта. Предложение инвестору. Введение и постановка проблемы. Рынок производимых вибраторов. Производители ультразвуковых вибраторов. Главное экономическое преимущество нашего гидровибратора.

«Нефть и газ» – Нефть: фракционная перегонка. Бензол. Промышленный выход бензина. Жидкие. Нефть Природный газ Попутный нефтяной газ Уголь и торф. Нефть: применение. Этилен. Природная смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов. Продукт первой стадии образования угля является торф. Метан. Природный газ состоит главным образом из метана.

«Процессы переработки нефти» – Завод по переработке нефти. Добыча и запасы нефти. Имеет специфический запах. Другие процессы переработки нефти. Плавучая бурильная установка на шельфе Охотского моря. Гидрокрекинг. Переработка нефти. Примерный состав нефти в саратовской области. Легко воспламеняется. Америка (15%). Нефть. Газолифтный – в скважину закачивают сжатый воздух, который выталкивает жидкость на поверхность.

Http://900igr. net/prezentacija/geografija/zao-promatomstroj-242908/zhidkofaznaja-kombinirovannaja-ustanovka-glubokoj-pererabotki-nefti-6.html

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

Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.

Описание принципиальной технологической схемы установки вакуумной перегонки мазута. Построение кривой ИТК мазута Северо-варьеганской нефти. Технологический расчёт и расчёт теплового баланса вакуумной колонны, расчёт её диаметра и высоты, числа тарелок.

Понятие каталитического риформинга. Влияние замены катализатора на увеличение мощности блока каталитического риформинга секции 200 на установке ЛК-6У Павлодарского нефтехимического завода после модернизации производства. Технологическая схема установки.

Назначение и область применения установки каталитического крекинга. Процессы, протекающие при переработке нефти. Технологический и конструктивный расчет реактора. Монтаж, ремонт и техническая эксплуатация изделия. Выбор приборов и средств автоматизации.

Технико-экономическая характеристика нефтехимического производства: сырье, продукты. Технологический процесс промышленной установки каталитического риформинга предприятия ОАО “Уфанефтехим”. Информационные системы и экологическая политика организации.

Общая схема и этапы переработки нефти. Процесс атмосферно-вакуумной перегонки. Реакторный блок каталитического крекинга. Установка каталитического риформинга, ее назначение. Очистка и переработка нефти, этапы данного процесса, его автоматизация.

Адиабатический реактор установки каталитического риформинга для превращения исходных бензиновых фракций. Принцип работы реактора риформинга. Приемка фундамента, оборудования и транспортировка. Расчет и выбор грузоподъемных средств и такелажной оснастки.

Выбор типа установки и его обоснование. Общие энергетические и материальные балансы. Расчёт узловых точек установки. Расчёт основного теплообменника. Расчёт блока очистки. Определение общих энергетических затрат установки. Расчёт процесса ректификации.

Характеристика вакуумных дистилляторов и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет основных аппаратов (реактора, колонны разделения продуктов крекинга, емкости орошения) установки каталитического крекинга.

Характеристика нефти, фракций и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива. Расчет теплообменников разогрева сырья, реакторного блока, сепараторов.

Http://otherreferats. allbest. ru/manufacture/00542227.html

На прошлой неделе в Москву было доставлена первая партия крупногабаритного оборудования для строящейся на Московском нефтеперерабатывающем заводе (МНПЗ) комбинированной установки переработки нефти, которая уже получила название «Евро+». Ее запуск намечен на 2018 год и позволит не только увеличить мощность завода по переработке сырой нефти, но и вывести из эксплуатации целый ряд устаревающих установок. Об этом сообщает газета «Вечерняя Москва».

Первая партия, состоящая из четырех единиц, была изготовлена «Ижорскими заводами» – одним из ведущих поставщиков оборудования для нужд российской нефтепереработки. Доставка по внутренним водным путям из Санкт-Петербурга в Москву заняла 21 сутки, за это время судно с оборудованием покрыло расстояние в 1367 км. Выгрузка была осуществлена на причале Беседы Московской области. Первая партия включает два реактора гидроочистки, реактор депарафинизации и горячий сепаратор, все – для блока облагораживания дизельной фракции.

Строительство комбинированной установки переработки нефти – очередной этап технологической модернизации Московского НПЗ. Предшествующие ему этапы предполагали ввод и модернизацию установок преимущественно бензинового пула, задача которых заключалась в обеспечении перехода на выпуск топлива высокого экологического класса (МНПЗ перешел на выпуск топлива «Евро-5» еще в 2013 году) и увеличение объемов производимых бензинов и дизельного топлива. Задача нового этапа – обновление части установок, а также увеличение операционной эффективности переработки с переходом на четырехлетний межремонтный пробег взамен действующего двухлетнего.

«Евро+» заменит ряд действующих установок. Это установка электрообессоливания нефти (ЭЛОУ-2, год ввода в эксплуатацию 1961), малая установка атмосферно-вакуумной перегонки (АВТ-3, 1967 год), малая установка каталитического риформинга (Л-35-11/300, 1967 год), установка четкой ректификации бензиновой фракции (22/4, 1977 год). В свою очередь «Евро+» будет состоять из блока ЭЛОУ-АВТ мощностью 6 млн тонн в год. Ввод его в эксплуатацию позволит увеличить суммарные мощности завода по переработке нефти примерно на 2 млн тонн в год. Гудрон и вакуумный дистиллят будут подаваться на существующие установки МНПЗ – висбрекинг, битумную и установку каталитического крекинга.

Бензиновая фракция на «Евро+» будет дополнительно разделяться на два потока (до ее ввода это делала старая установка 22/4). Более тяжелый – перерабатываться на новом блоке каталитического риформинга в составе комбинированной установки. Более легкий – подаваться на существующую установку изомеризации для производства высокооктанового компонента бензинов.

Прямогонная керосиновая фракция «Евро+» будет подаваться на существующие на заводе установки гидроочистки с получением товарного авиационного топлива высокого экологического класса.

«Евро+» также содержит блок облагораживания дизельного топлива. Он позволит получать дизельное топливо «Евро-5» с пониженным содержанием серы за счет секции гидроочистки, а также существенно снизить вовлечение керосина при производстве зимних марок дизельного топлива за счет секции депарафинизации.

«Применение комбинированных установок первичной переработки – явление не очень частое в российской нефтеперерабатывающей отрасли, – говорит руководитель Информационно-аналитического центра RUPEC Андрей Костин. – Причина, вероятно, в большом объеме единичных инвестиций в такие объекты, ведь фактически это – завод в заводе. Классический же сценарий модернизации предполагает точечный и постепенный ввод необходимых новых установок с выводом из эксплуатации старых. К неоспоримым преимуществам комбинированных установок можно отнести возможность «вписать» их в ограниченную территорию, а также низкие операционные издержки по сравнению с тем же набором отдельно стоящих установок».

Оба этих момента очень важны для МНПЗ. Разрабатывая несколько лет назад план модернизации, в «Газпром нефти», которая владеет заводом, прекрасно понимали специфику объекта: со всех сторон он окружен плотной городской застройкой, рекой и Московской кольцевой автодорогой. Поэтому застраивать новыми установками прилегающие территории, как это делают некоторые другие НПЗ страны, Московский нефтеперерабатывающий не может. При этом перечень намеченных к замене старых установок внушителен, и заменять их классическим образом «поустановочно» было бы невозможно по причине дефицита свободных площадей внутри периметра МНПЗ. В этом смысле комбинированная установка – лучший вариант.

Если посмотреть на традиционную компоновку нефтеперерабатывающих предприятий, где различные объекты вводились постепенно в течение многих лет, бросаются в глаза значительные разрывы между установками. К примеру, установка гидроочистки дизтоплива может отстоять на сотни метров от установки первичной переработки. При этом протяженность трубопроводов означает повышенные затраты на перекачку потоков жидкостей и газов от установки к установке. Напротив, комбинированная установка проектируется по сути как единый технологический объект, где избыточные коммуникации просто отсутствуют. Это один из важных компонентов энергоэффективности «Евро+».

Преимущество заключается и в интеграции тепловых потоков внутри «Евро+». Любой нефтеперерабатывающий завод всегда в одних точках технологической схемы производит тепло, а в других – потребляет. То есть часть потоков нужно охлаждать за счет внешнего теплоносителя, а часть – нагревать другим теплоносителем. При классическом варианте компоновки установок бывает довольно трудно увязать потоки теплоносителей так, чтобы то, что нужно нагреть, нагревалось за счет того, что нужно охладить. И хотя работа по оптимизации тепловых схем на российских НПЗ ведется, часто она сопряжена либо с непреодолимыми трудностями, либо в большим размером инвестиций. В итоге, тепло от горячих потоков полностью не используется, а для нагревания холодных потоков закупается пар от сторонних ТЭЦ или топливо для собственных котельных.

В комбинированной установке, которая проектируется единым технологическим узлом, есть возможность в максимальной степени интегрировать тепловые потоки. Это означает меньшее потребление внешнего тепла и топлива для нагревания, а также меньшее количество электроэнергии для работы перекачивающих теплоносители потоков.

Помимо энергетической эффективности ввод «Евро+» позволит в значительной мере улучшить экологические показатели МНПЗ. Так, установка будет использовать газовое топливо для работы технологических печей. За счет меньшего содержания серы, чем в жидком топливе, и более полного сгорания удастся снизить удельный объем выбросов оксида серы, сажи и оксида углерода. Кроме того, меньшее вовлечение внешнего тепла и электроэнергии означает и снижение общего воздействия на окружающую среду. Меньшая протяженность коммуникаций означает снижение потерь углеводородов, которые неизбежны на протяженных внутренних трубопроводах с большим количеством стыков и соединений. Согласно проекту, общее снижение атмосферной эмиссии МНПЗ после запуска «Евро+» составит более 11% на каждую тонну перерабатываемой нефти. При этом максимальные разовые выбросы сократятся в 3,5 раза, максимальные валовые (в течение года) – в 1,9 раза.

Http://www. ugorizont. ru/2016/07/12/na-mnpz-dostavlena-partiya-krupnogabaritnogo-oborudovaniya-dlya-stroyashheysya-kombinirovannoy-ustanovki-pererabotki-nefti/

Добавить комментарий