Мини нпз вулкан

Потребление нефтепродуктов неуклонно растет во всех регионах России и СНГ. Прежде всего это связано с ростом парка транспорта пассажирского назначения и грузоперевозок. В то же время крупные месторождения дешевого и качественного углеводородного сырья вырабатываются, а на смену им приходят мелкие залежи тяжелых запарафиненых нефтей с многочисленными загрязнениями: асфальтены, сера, парафины, окислы металлов (АСПО), механические примеси и пластовые воды. Перегонять такие нефти по трубопроводам или перевозить в цистернах по РЖД на крупные нефтеперерабатывающие заводы Республиканского значения сложно и дорого. А если учесть, что произведенные нефтепродукты нужно отправлять обратно за тысячи километров в эти удаленные регионы, то становится понятной тенденция роста в регионах спроса на нефтеперерабатывающие установки и оборудование, которые представляют собой не что иное, как нефтеперерабатывающие заводы.

В настоящее время под мини — Нефтеперерабатывающими заводами – установками понимают бензино-дизельные установки и фракционные установки с огневым испарением — мобильные, стационарные, универсальные (ФУСОИ-МСУ) с разделением любой нефти (даже сильно парафинистой), газового конденсата, некондиционных нефтепродуктов, пиролизного сырья, абсорбентов, а также их смесей на бензиновую фракцию с октановыми числами от 60 до 93 единиц, ацетон, керосин, дизельное топливо, мазут. Производительность переработки достигает от 10 до 300 метров3 нефти в сутки.

Устройство простейшей фракционной установки с огневым испарением — мобильная, стационарная, универсальная, состоит из двух трубчатых печей типа «Голландка», работающих на собственном топливе (солярка), которое сгорает в горелках с автоматическим управлением, расширительного бака, двух ректификационных тарельчато-колпачковых колонн, паровых теплообменников бензино-дизельных фракций, теплообменника жидкостно-мазутного, блоков насосов для горюче-смазочных материалов, накопителей бензино-дизельной фракции, расположенных на подрамниках.

Сырье (нефть) подается на первый котел с кипящим мазутом при температуре 3600С, где мазут нарастает, а бензино-дизельная фракция испаряется через первую ректификационную колонну и конденсируется в паровом теплообменнике, затем попадает во второй котел с разогретым до 2000С дизельным топливом. Здесь уровень солярки нарастает, а бензин снова испаряется во второй ректификационной колонне и конденсируется во втором теплообменнике. Котлы откачиваются в емкости накопители до заданного уровня. Такой Нефтеперерабатывающий завод типа ФУСОИ-МСУ с производительностью, например, 60 м3 в сутки потребляет 70 л/час солярки или 1680 л за сутки, что весьма ощутимо.

Для снижения энергетических затрат, а так же размеров и стоимости мини – нефтеперерабатывающего завода был разработан и опробован вариант с подогревом нефти на электро-ТЭНах (трубчатые электронагреватели). При использовании традиционных ТЭНов с нихромовыми или вольфрамовыми металло-нагревателями для аналогичной установки с производительностью 60 метров3 в сутки размеры и общий вес удалось снизить на 15%, но потребление электроэнергии составило 200 кВт/час за сутки, что достаточно много. С учетом накопленного опыта по разработке и изготовлению малогабаритных и высокоэффективных композитных нагревателей из активированных углеродных ленточных материалов (см. журнал «ИР» №8 2009г. «Вулкан» набирает силу»), было решено применять «Вулкан» для мини – нефтеперерабатывающих заводов. В результате получился Новый образец нефтеперерабатывающей установки – ФУСОИ-МСУ, не имеющий аналогов в России и за рубежом. Устройство (смотри фото 1) состоит из трубчатой печи и вставленных в нее труб с сильно развитой поверхностью по всей площади котла. Трубы имеют наварные фланцы, к каждому из которых на графлексовых прокладках устанавливаются углеродные нагреватели типа «Вулкан». Нагреватели изготовлены в композите с высокотемпературной керамикой или кварцевым стеклом, которые наряду с прочностью обеспечивают диэлектрические параметры и противопожарную безопасность. Графлексовые прокладки создают полную герметичность конструкции, так как не меняют своих размеров при нагревании и охлаждении. Новый мини – нефтеперерабатывающий завод снизил затраты электроэнергии в 4 раза, то есть при производительности 60 м3 в сутки потребление электроэнергии не превышало 50 кВт/час. Теперь вес установки снизился не менее чем на 30% и появилась возможность контейнерной перевозки мини – нефтеперерабатывающего завода и установки его в помещении.

Весь монтаж установки намного упростился и стал занимать не месяц, как прежде, а всего несколько дней. В новом варианте охлаждение блоков происходит нефте-дизельной фракцией, поэтому отпадает необходимость в использовании бассейна, что дает возможность в зимнее время останавливать и запускать указанное нефтеперерабатывающее оборудование без риска размораживания и продлевает срок его эксплуатации в несколько раз. При этом срок эксплуатации углеродных композитных нагревателей по сравнению с топливными горелками или ТЭНами на порядок больше при отсутствии каких-либо регламентных ТО и ремонтных работ. Одним из главных преимуществ установки стало то, что ее можно быстро развернуть как можно ближе к месту добычи нефти (месторождение) или к месту запасов сырья (склад), тем самым сократить расходы на транспортировку. Мини – нефтеперерабатывающий завод настолько простой в управлении и обслуживании, что персонал составляет всего два человека, при гарантированном соблюдении всех технологических параметров, требований техники безопасности, пожарной безопасности и оптимального использования сырья (нефти).

Для повышения глубины переработки нефти до 93% в товарную продукцию и в частности Повышения октановых чисел прямогонного бензина с 55-60 единиц до 86-93 единиц, новую установку укомплектовали системой «Висбрекинг-10» (см. журнал «ИР» 2010г. «Товарный бензин»), которая легко крепилась на штатных фланцах нефтепровода, подводящего сырье от скважины или со склада. Дополнительный газовый компрессор для «Висбрекинга-10» с рабочим давлением 2-4 атмосферы потреблял не более 1,5 кВт/час и практически не повышал энергозатраты всей установки в целом, около 50-52 кВт/час. Таким образом, новая система комбинированного построения нефтеперерабатывающей установки позволяет при небольших затратах электрической энергии производить все товарные компоненты нефтепродуктов, а именно: товарный бензин, дизельное топливо низкозастывающих марок, флотский мазут, топочный мазут, битум и прочее, полностью соответствующие требованиям действующих ГОСТов. Все указанные продукты собираются в емкости-накопители (см. фото 2), которые могут поставляться вместе с нефтеперерабатывающим оборудованием мини-завода по согласованию с заказчиками или комплектоваться отдельно. В качестве указанных накопителей можно использовать нефтеналивные цистерны и другие емкости для хранения и транспортировки горюче-смазочных материалов дорожной и железнодорожной техникой, имеющей все необходимые разрешения по технике безопасности и пожарной безопасности. Все это дополнительно снижает стоимость нефтеперерабатывающего оборудования для мини-завода и обеспечивает его окупаемость в течении 1,5-2 лет. Сегодня доля мини – нефтеперерабатывающих заводов в России в несколько раз меньше, чем в развитых странах, что дополнительно доказывает необходимость их широкого внедрения всех регионах, особенно сильно удаленных от центра. Тем более, что Нефтеперерабатывающие установки с высокими технологиями значительно превосходят зарубежные образцы.

Стоимость рассматриваемого нефтеперерабатывающего оборудования из расчёта 90 тыс. руб. За 1 м3/сутки, поэтому завод 10м3/сутки стоит всего 900 тыс. руб., а завод 300 м3/сутки 27 млн. руб. Если учесть стоимость топлива и электроэнергию, то окупаемость любого мини – нефтеперерабатывающего завода составляет не более 3 месяцев. Себестоимость нового поколения нефтеперерабатывающей установки для мини-завода можно дополнительно снизить на 25-30%, если отказаться от устаревших заводских горелок на солярке и ТЭНов, а устанавливать композитные ленточные углеродные нагреватели. Вместо штатных емкостей под бензин, солярку, мазут и других можно использовать заимствованную тару: бочки 200 и другого литража, грузовые автоцистерны, бензобаки, любые мобильные ёмкости, которые приспособлены для транспортировки горюче-смазочных материалов заказчиком без дополнительных затрат средств и времени на перезаправку, измерение расхода горюче-смазочных материалов, затрат на электроэнергию для насосов и так далее. Кроме того, в освободившемся контейнере для заводских емкостей следует разместить утилизатор отходов мазута (см. журнал №11 2006 г. «Барыш вместо штрафа»), типа «Микром-1» – мобильный изготовитель кровельных. Теперь не надо мазутные отбросы сливать в шламовые хранилища или мазутные амбары, которые экологически и пожароопасны, занимают полезные площади земли, требуют технического надзора и так далее. Мощные озонаторы окисляют мазут до консистенции гибких плёнок, рубероида для кровли, гидроизоляции для фундаментов зданий и других сооружений, до битума и гудрона для строительства и ремонта дорог и др. Именно озоновые технологи внедрены на Омском нефтеперерабатывающем заводе и ряде других крупных нефтеперерабатывающих установок сибирского региона. Таким образом, нефтеперерабатывающее оборудование мини-заводов могут стать конкурентно-способными по ассортименту выпускаемых нефтепродуктов и их качеству не только отдаленных регионах, но и по всей России.

1 — трубная печь; 2- углеродные нагреватели; 3 — блок управления; 4 — «Висбрекинг-10»; 5 — расширенный бак; 6 — ректификационные колонны с теплообменниками; 7 — компрессор; 8 — фракционные насосы; 9 — емкости-накопители; 10 — контейнер (помещение) для мини – нефтеперерабатывающего завода

Получается, вовсе не нужно строить большой нефтеперерабатывающий завод, достаточно лишь приобрести нефтеперерабатывающую установку, изобретенную Николаем Егиным, чтобы возвести мини-завод по переработке нефти полностью удовлетворяющий всем современным требованиям.

Все представленные на сайте изобретения имеют авторские свидетельства на изобретение, чертежи и конструкторскую документацию. Автор – Николай Егин.

Http://cafediet. ru/npz-svoimi-rukami/

Мини НПЗ “Вулкан” – 100 способна переработать 100 м3 нефти, газоконденсата до 150 м3 в суточном режиме. Может эксплуатироваться как в стационарном так и в мобильном варианте. Общее описание : мини НПЗ “Вулкан” – 100 представляет собой двухмодульное компактное оборудование способное в одно-цикличном режиме получать бензиновую фракцию совершенно бесцветную до А-70 поддающейся любым добавкам например супероктан, ксилидин и др. с получением бензина до А 95,дизельное топливо вплоть до северного варианта, жидкий мазут или котельное ( печное топливо ). Комплектация оборудования включает в себя двухмодульную конструкцию состоящей из печи « Голландка» работающую на собственном сырье с применением горелки импортного производства на полной автоматике, нагревательную емкость ( котел ) расширительный бак, две ректификационные атмосферные колонны тарельчато – колпачкового типа, холодильника легких фракций, двух накопителей готовой продукции, теплообменного аппарата для горячего мазута, вытяжной трубы с креплениями, емкости для горелки, блока насосов для ГСМ, общего пульта управления горелками, насосами и вспомогательного оборудования Вся конструкция мини НПЗ размещена на трех независимых пространственных рамах, что удобно для компактного его размещения как на ограниченной территории так и вплоть до использования на автомобильных полуприцепах непосредственно у скважин. Основные технические данные :

Химпортал – отраслевой портал, посвященный химической промышленности и нефтепродуктам.

Здесь можно продать и купить реактивную химию, химическое сырье для производства, химикаты, нефтехимию для заводов.

Http://www. xumportal. ru/message/69763.html

Продаеются два новых мини НПЗ « ВУЛКАН – 70» и « ВУЛКАН —100» ( разработка специалистов Бакинского Нефтехиммаша ) Фракционирующая установка предназначена для отделения от газоконденсата, нефти или их смеси фракции легких углеводородов с концом кипения 120 *– 360 * С, которые используются в качестве компонента автомобильного бензина, котельного, дизельного топлива, способна переработать до 100 тонн товарной нефти, газоконденсата до150 тонн или их смеси до 120 тонн в суточном режиме. Общее описание : Мини НПЗ « ВУЛКАН» представляет собой двухмодульное компактное оборудование способное в двуцикличном – режиме непрерывного действия получать бензиновую фракцию, совершенно бесцветную от А—60 ,поддающейся компаундированию с использованием разрешенных к применению присадок, например « СУПЕРОКТАН» , « КСИЛИДИН» , возможностью получения бензина до А 95,дизельное топливо,( по ГОСТУ) вплоть до северного варианта, топочный мазут или котельное ( печное топливо ). Комплектация оборудован

Хотите прямую ссылку на сайт без редиректа? Для этого вам потребуется воспользоваться нашими платными услугами, оплатить один раз статус VIP вашему объявлению и получите вечную ссылку с Доски Бесплатных Объявлений Он-Лайн Предлагаем оплатить статус VIP для объявления № 15246

    Для оплаты статуса VIP По квитанции Сбербанка, стоимость услуги 500 рублей распечатать квитанцию.

Хотите, чтобы ваше объявление приобрело популярность? Для этого необходимо принять участие в нашем рейтинге. Для участия в рейтинге РАЗМЕСТИТЕ ССЫЛКУ ВАШЕГО ОБЪЯВЛЕНИЯ НА ДРУГИХ САЙТАХ. Если вам удастся разместить ссылки на нескольких сайтах, то мы присвоим вашему объявлению статус VIP , бесплатно. Код вашей ссылки приведён здесь:

Какие преимущества предоставляет статус VIP ? Объявления статуса VIP не только публикуются вверху объявлений своей категории, и в нижних футерах сайта ДОСКИ ОБЪЯВЛЕНИЙ , но и постоянно печатаются в печатном издании газеты ИЗ РУК ИНФО распространяемой по городам РФ, а также объявления статуса VIP содержат Ссылки на сайты наших партнёров, что в немалой степени способствует повышению рейтинга сайтов партнёров в поисковых системах.

Также вы можете оплатить статус VIP для этого объявления при помощи системы электронных платежей WebMoney ( стоимость без НДС 150 рублей, а для объявления коммерческого характера 300 рублей ) . Для перехода к оплате нажмите кнопку

Http://23irr. ru/view/15246.html

Сейсмический шторм, разразившийся в июне, пошел на спад. В этом месяце было зафиксировано 578 значимых событий.

Магнитуда крупнейшего достигла значения 8,6. Его зафиксировали 68 июля в 9 милях к северо-востоку от West Yellowstone.

Оно стало частью роя, который начался в том же районе еще 67 июня. Но, если в прошлом месяце там произошло 6578 землетрясений, то в июле к ним добавилось еще 975.

По сравнению с типичной фоновой активностью сейсмичность остается на повышенных уровнях.

Деформации почвы идут с прежней скоростью, которая вписывается в стандартные нормы.

В ноябре вокруг Upper Geyser Basin (около гейзера Old Faithful) были установлены 795 узловых сейсмометров. Они позволяют записывать сейсмические сигналы и тепловые характеристики. Теперь ученые смогут контролировать поведение гейзеров и горячих источников. Исследование сосредоточилось на области Geyser Hill, где зафиксирована самая концентрированная гидротермальная активность на Земле.

Ну а сейсмичность кальдеры остается на невысоком уровне. Там произошло всего 68 более-менее значимых события. Причем, их магнитуда не превысила значения 7,6.

По официальным данным в апреле произошло всего 58 землетрясения (по факту, конечно, больше).

Самое крупное событие (магнитуда 7,5) зафиксировано 78 числа в 9 милях к северу от Norris Geyser Basin.

67 апреля в 8 милях к востоку от West Thumb был небольшой рой из 66 землетрясений, но сила подземных толчков не превышала 6,5 баллов.

GPS станция Norris показывает небольшое (в пределах 6 см) поднятие почвы в северной части кальдеры. Другие датчики зафиксировали проседание грунта. Аналогичная картина наблюдалась в 7568-69 годах. Тем не менее, деформации земной поверхности остаются в пределах исторических норм.

Что происходит в Йеллоустоуне сейчас: извержение приближается? Что скрывают власти США? В кальдере древнего вулкана происходят тревожные процессы. Землетрясения, подъем почвы, повышение температуры воды в озерах, появление новых гейзеров, выход вулканических газов – все это говорит о скором извержении. Подробнее. Вулкан Йеллоустоун – веб камера онлайн В кальдере постоянно что-то происходит, Йеллоустоун проявляет активность. Наблюдайте за вулканом через интернет! Трансляция ведется круглосуточно с нескольких веб камер. Если повезет, вы сможете увидеть очень интересные события. Подробнее. Неизвестные, новые и просто интересные фото вулкана Йеллоустоун Хотите посмотреть фотографии Йеллоустоуна? Подборка редких снимков, которые практически не публиковались в Интернете. Среди них: старинные слайды, хроника сильнейшего землетрясения, современные фото из архивов НАСА, просто красивые изображения. Подробнее.

Сейсмический шторм, который бушевал в кальдере все лето, закончился. В сентябре было зафиксировано всего 665 более-менее значительных событий. Магнитуда крупнейшего толчка, произошедшего 66 числа в 66 милях к югу от Old Faithful, достигла значения 8,7.

Сентябрьская сейсмичность была отмечена одним-единственным роем в 6 милях к северу от West Yellowstone. Но на этот раз местность тряхнуло всего 78 раз. Магнитуда подземных толчков не превышала значения 7,8.

Активность явно ослабела. Напомню, в августе там же произошло 899, в июле – 975, а в июне – 6578 землетрясений. Таким образом, все вернулось к нормальному фоновому уровню.

То же касается деформации грунта. Проседание и подъем почвы в кальдере и к северу от нее идут с прежней скоростью, которая вписывается в пределы исторических норм.

Http://mcdonalds. bursa-evdeneve. org/luchshie-casino/vulkan-jelloustoun-onlajn-translyatsiya/

VULCAN/CALMAT – это электрический прибор, который используется для предотвращения накипи в жесткой воде, борьбы с коррозией и удалением имеющегося известкового налета, умягчает воду.

Эффект достигается за счет импульсной технологии, которая лежит в основе работы системы VULCAN/CALMAT.

Динамические электроимпульсы различной частоты воздействуют на кристаллы кальция в воде, лишая их агрессивности, возможности склеиваться друг с другом, оседать и образовывать наросты в трубопроводе.

При обработке воды системой VULCAN/CALMAT происходит выделение углекислого газа в небольшом количестве. В воде он образует углекислоту, которая растворяет уже имеющиеся известковые отложения.

Импульсы прибора VULCAN/CALMAT генерируют контролируемый электрофорез, который создает защитный слой из карбоната металла. В зависимости от материала трубы, этот слой может состоять из карбоната меди, карбоната железа или карбоната цинка и образовывается на всех чистых поверхностях. Этот слой защищает трубу от агрессивных веществ, которые могут послужить причиной коррозии.

Таким образом, при использовании устройства VULCAN/CALMAT в квартире, коттедже, на даче, вы защищаете от накипи, ржавчины, известкового налета не только водопровод, но и шаровые краны, нагревательные бак, посудомоечную и стиральную машины, душевые лейки и форсунки гидромассажных ванн.

Достаточно установить устройство на трубу на входе в квартиру или дом, чтобы почувствовать защиту.

Прибор не требует врезки в трубопровод, легко монтируется и не нуждается в обслуживании.

Прибор пригоден для всех труб: стальных, медных, железных, пластиковых и соединительных труб.

    А зачем вообще нужно устанавливать VULCAN на медные и пластиковые трубы для защиты их от известкового налета?

Конечно, медные и пластиковые трубы меньше подвержены образованию на них известкового налёта, но все же – налет образуется там, где на внутренней поверхности трубы есть шероховатость, а на медных и на пластиковых трубах – она конечно гораздо ниже чем на стальных, но все же есть. И как только мельчайшие гранулы смогут зацепиться за поверхность так сразу начинается процесс образования налета, а как только первый слой образуется, поверхность трубы уже будет мало отличаться от стальной и рост налета будет происходить уже более интенсивно.

VULCAN – не меняет химический состав воды. Такие важные минералы как магний и кальций не удаляются из воды. Но при этом вода становится гораздо мягче. Результат работы прибора особенно хорошо ощущается при мытье волос и во время принятия душа.

Да. Он чистит внутреннюю поверхность труб и доводит их, со временем, до первоначального состояния.

    А сколько времени будет проходить процесс очистки (санации) на которые поставим VULCAN?

Санация труб – чистка труб (чистка инженерных систем) происходит достаточно медленно и бережно. Весь слой ржавчины и известкового налета уменьшается постепенно, именно это дает уверенность в том, что не произойдет закупорка трубы, а постепенно отстающие элементы налета не испортят запорную и регулирующую арматуру на трубах.

    Есть ли ограничения по степени жесткости воды при которых можно использовать VULCAN?

Ограничений – нет. Работа прибора не зависит от степени жёсткости воды, т. к. он работает в высокопроизводительном частотном диапазоне и эффективен даже при очень высокой степени жесткости воды.

Когда VULCAN работает, то горят контрольные лампочки на выходе кабелей, которые показывают безотказное функционирование импульсных генераторов. Если лампы не светятся, то необходимо проверить подачу электропитания на прибор.

Все модели приборов можно подключать к сети с напряжением от 87 В до 260 В, как 50 Гц, так и 60 Гц.

    На какую сумму денег надо ориентироваться по оплате за потребленную прибором VULCAN электроэнергию?

Расходы на электричество таковы: Прибор за год непрерывной эксплуатации потребляет около 37 кВт часов электроэнергии. Переведём это в деньги, при стоимости дневного электричества 2,00 рубля и стоимости ночного электричества 1,50 руб. Суммарная выплата за электричество потреблённое прибором составит около 70 рублей ЗА ГОД.

Да. Может заменить химическую водоподготовку, если жесткость воды в большей степени карбонатного типа. Исключением являются паровые котлы, в этом случае VULCAN надо использовать совместно с прибором Elysator (элизатор). Совместное использование двух этих приборов полностью решает проблему водоподготовки.

Да. Соли, которые содержатся в воде и придают ей жесткость, под воздействием электромагнитных волн теряют способность осаждаться на поверхностях – на сантехнике, на кранах, на стенках теплообменников, на теплообменных поверхностях бойлера или котла, на и т. д. При этом химический состав воды после обработки её прибором Vulcan не меняется.

    Оказывает ли какое либо влияние электромагнитное излучение прибора VULCAN на здоровье человека?

Нет – не оказывает. Диапазон излучения 3-32 кГц — эта звуковая частота, абсолютно безвредна для человека. Об этом свидетельствуют Сертификат Соответствия и санитарно Эпидемиологический сертификат.

    Сколько воды способен обработать VULCAN, т. е. какая у него мощность?

Если правильно подобрана модель прибора, то он будет обрабатывать ВЕСЬ объем воды, который протекает в трубе на которую установлен прибор вместе с проводами – излучателями. А прошедшая в этой трубе, обработанная прибором, вода уже имеет свойства, которые позволяют получить эффект во всей магистрали и в оборудовании, в которое попадет обработанная вода.

Если правильно подобрана модель прибора, то он будет обрабатывать ВЕСЬ объем воды, который протекает в трубе на которую установлен прибор вместе с проводами – излучателями. А прошедшая в этой трубе, обработанная прибором, вода уже имеет свойства, которые позволяют получить эффект во всей магистрали и в оборудовании, в которое попадет обработанная вода.

Прибором имеет смысл воздействовать на воду, жесткость которой обусловлена кальциевым и магниевым происхождения в карбонатной форме. На сульфатную, хлоридную, силикатную и прочие виды жесткости устройство влияния не оказывает. Поэтому для предприятий и объектов теплоэнергетики рекомендуем предварительно произвести анализ воды.

После монтажа прибора через некоторое время его работы (например 1 месяц) можно произвести вскрытие части системы, сделать фотографии и/или замеры слоя накипи и сравнить полученные изображения или размеры с теми, которые были сделаны на момент установки прибора. Есть второй вариант – можно сравнить технологические параметры, такие как: съём тепла, значение давления и/или перепад на некотором участке, энергозатраты сравнив их с показаниями снятыми с оборудования на момент установки прибора.

    А что будет происходить с накипью, которая будет отслаиваться от внутренних поверхностей?

Та накипь, которая была на момент установки прибора на поверхностях – будет медленно размягчаться и постепенно смываться потоком воды, при этом не будет происходить отслаивание частиц накипи, которые могли бы заблокировать трубы или узкие проходы в оборудовании или повредить запорную или регулирующую арматуру.

    Что делать, если есть опасения, что накипь станет интенсивно отслаиваться от поверхностей?

У каждого прибора есть возможность сократить мощность выходного сигнала. А также, при таких опасениях рекомендуем смонтировать в систему фильтр грубой очистки.

При установке прибора врезаться в трубы нет необходимости. В квартирах этот прибор может располагаться на стене, как можно ближе к стоякам. В коттеджах прибор размещается в том месте где вода входит в дом, либо перед котлом или бойлером. Единственное что нужно обеспечить – наличие рядом с прибором источник переменного тока на 220В/50Гц.

Прибор должен постоянно находится в работоспособном состоянии и быть включен. Единственное время, когда прибор нужно выключить – это во время остановки теплообменного оборудования.

Вода сохраняет приобретенные свойства около двух суток при одном цикле обработки.

    Через какое время после установки VULCAN происходит разрушение накипи?

Сразу после установки прибора начинает происходить воздействие на воду. Через пару дней начинают исчезать старые загрязнения. Все зависит от их возраста.

Работа прибора никак не сказывается на минеральном составе воды. Поэтому Вы спокойно не опасаясь можете пить воду обработанную прибором

    Чем отличается прибор VULCAN от приборов для магнитной обработки воды?

Приборы для магнитной обработки воды обладают рядом преимуществ. Но несмотря на это, положительный эффект таких приборов проявляется только в первый период работы. После этого результат пропадает.

    На каком расстоянии распространяется воздействие прибора Vulcan на растворенные в воде соли?

По течению воды расстояние составит 2 км, против течения 3 метра.

В основе принципа преобразования солей жесткости лежит микропроцессор, управляющий изменением характеристик электромагнитных волн. Эти волны производятся аппаратом Vulcan в диапазоне 3-32 кГц. На трубопровод наматываются провода, на которых генерируются сигналы, распространяющиеся в обе стороны от трубопровода. С помощью них поток излучения концентрируется в воде трубопровода. Электромагнитные волны воздействуют на структуру солей жесткости, изменяя ее. Обработанная вода не отличается по солевому составу.

    Сходства и различия в работе аппарата VULCAN и фильтра умягчителя.

При работе фильтра умягчителя из воды извлекается Ca и Mg. При этом меняется содержание солей жесткости в воде, и к воде добавляется Натрий. В отличие от фильтра умягчителя, VULCAN химический состав воды не изменяет. При работе прибора соль не осаждается на стенках оборудования.

    Нужно ли использовать VULCAN, если жесткость воды маленькая или если уже имеется фильтр умягчитель?

Данный прибор нужно использовать в обоих случаях. Так как соли в любом случае будут присутствовать в теплообменном оборудовании. Аппарат Vulcan дополняет систему умягчения воды. С помощью Vulcan вода становиться пригодной для человека и для работы теплообменного оборудования

Отключение электроэнергии на прибор не оказывает никакого влияния. После того как электроэнергия будет вновь подключена, прибор будет работать в прежнем режиме.

Http://vulcan-russia. ru/

    Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) — это, определение Характеристика нефтеперерабатывающих заводов Профили нефтеперерабатывающих заводов Топливный профиль НПЗ Топливно-масляный профиль НПЗ Топливно-нефтехимический профиль НПЗ Подготовка сырья для процесса каталитического крекинга на НПЗ Перегонка нефти на нефтеперерабатывающем заводе Классификация установок первичной перегонки нефти на НПЗ Продукты первичной перегонки нефти на НПЗ Комбинированная установка первичной переработки нефти на НПЗ Крекинг нефти на НПЗ Каталитический крекинг на НПЗ Гидроочистка нефти на нефтеперерабатывающем заводе Гидроочистка нефтепродуктов Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу) при переработке нефти на НПЗ Способы утилизации сероводорода и получение серы Подземная закачка газа Процесс Клауса Схема процесса Клауса Окислительные процессы в процессе Клауса Нефтепереработка в России на НПЗ История переработки нефти в России на НПЗ Источники статьи “Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) — это”

Мощность переработки. Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как предприятия в целом (исчисляемой миллионами тонн в год), так и технологических процессов. Мощность НПЗ зависит от многих факторов, прежде всего от потребности в нефтепродуктах экономического района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий. Наряду с заводами, перерабатывающими 5-15 млн. тонн Черного золота в год, имеются заводы-гиганты, перерабатывающие 20-25 млн. тонн в год, и небольшие заводы, перерабатывающие 3-5 млн. тонн в год.

Ассортимент выпускаемых нефтепродуктов. Ассортимент выпускаемых нефтепродуктов, как правило, насчитывает около сотни наименований. В соответствии с выпускаемыми продуктами НПЗ принято классифицировать на следующие группы: НПЗ топливного профиля, НПЗ топливно-масляного профиля, НПЗ топливно-нефтехимического профиля (нефтехимкомбинаты), НПЗ топливно-масляно-нефтехимического профиля. Наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку на моторные топлива приходится наибольший процент потребления. Комплексная переработка нефтяного сырья (то есть топливно-масляно-нефтехимическая) по сравнению с узкоспециализированной переработкой, например, чисто топливной, более эффективна.

Заворды по переработке нефти характеризуются по варианту переработки нефти и ее глубине. На этапе проектирования НПЗ, вторая группа показателей определяет выбор тех или иных технологий для получения соответствующей товарной продукции. Варианты переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический. Глубина переработки нефти – выход нефтепродуктов в расчете на Нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа.

Набор установок включает в себя: обязательно — перегонку черного золота, риформинг, гидроочистку; дополнительно — вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг, изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д. На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д. Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки черного золота, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.

Атмосферная перегонка предназначена для отбора светлых нефтяных фракций – бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки – Мазут.

Процесс заключается в разделении нагретой в печи черного золота на отдельные фракции в ректификационной колонне – цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость – вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.

Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.

Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля – 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С. Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы.

Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, Процессы переработки нефти, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему нефтепереработки данного Процесса, при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн. Продукты первичной нефтепереработки охлаждаются в теплообменниках, в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ. Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой черного золота в год. На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт.

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

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

Нефтехимическая или комплексная нефтепереработка предусматривает, наряду с топливами и маслами, производство сырья для нефтехимии: ароматические углеводороды, парафины, Сырье для пиролиза и др., а также выпуск продукции нефтехимического синтеза. По топливно-нефтехимической схеме работают Нижнекамскнефтеоргсинтез, Салаватнефтеоргсинтез, Орскнефтеоргсинтез, Ангарская НХК, Ярославнефтеоргсинтез. Особенностью этого варианта нефтепереработки заключается в том, что нет процесса термического крекинга (по сравнению с топливным вариантом), а есть процесс пиролиз. Сырьём для этого процесса являются бензин и Дизтопливо. Получаются непредельные углеводороды: алкены и алкадиены (этилен, пропилен, изобутилен, бутелены, изоамилен, амилен, цеклопентадиен), которые затем подвергаются экстракции и дегидрированию (целевые продукты – дивинил и изопрен), а также ароматические углеводороды (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы).

Легкий и тяжелый газойль получают в главной фракционирующей колонне. Остальные продукты выделяют в секции газофракционирования с последующей очисткой от сернистых соединений, например, в секциях “Мерокс”. Выходы и качественные показатели получаемых продуктов приведены в таблицах

Углеводородные газы каталитического крекинга содержат не менее 75-80 % жирных газов – от пропана и пропилена до пентана и амилена. Кроме того, в них присутствуют 25-40% изомерных (разветвленных) углеводородов. Поэтому они являются ценным сырьем для ряда процессов нефтехимического синтеза. Сухой газ после выделения и очистки от сероводорода моноэтаноламином (МЭА) на секции газофракционирования направляют в топливную сеть НПЗ. Удаление меркаптанов из бензина, пропанпропиленовой и бутанбутиленовой фракций происходит в секциях 4000 и 5000 в присутствии Катализатора, щелочи и кислорода при 40-50°С. В результате реакции:сильной коррозионной активностью, превращаются в дисульфиды – практически нейтральные соединения. Как видно из реакции, общее содержание Серы в продуктах не изменяется.

Пропанпропиленовая фракция может использоваться для получения полипропилена и изопропилового спирта, однако для Мозырского НПЗ более привлекательно производство на ее основе диизопропилового эфира (ДИПЭ) – высокооктанового кислородсодержащего компонента для автомобильных бензинов. Бутан-бутиленовая фракция также будет использована для получения ценного высокооктанового компонента бензина – алкилата. Он является товаром установки алкилирования изобутана бутиленами. Кроме этого, бутан-бутиленовая фракция может направляться на синтез метилтретбутилового эфира (МТБЭ), полимерных материалов и бутиловых спиртов. Бензин является целевым товаром процесса MSCC и применяется в качестве компонента для приготовления всех марок товарных бензинов. Он имеет (таблица 3.6) достаточно высокие плотность – от 742 до 745 кг/м3 и октановое число – от 92 до 94 пунктов (по исследовательскому методу). Последнее обусловлено значительным содержанием алкенов (10-18% мас.) и аренов (20-30 % мас.). Кроме того, входящие в его состав алканы, алкены и арены не менее чем на 65 % состоят из углеводородов изомерного строения, обладающих повышенными значениями октановых чисел. Таким образом, бензин каталитического крекинга существенно отличается по химическому составу от аналогичных продуктов других процессов переработки нефти. Характеристика стабильного бензина приведена в таблице 3.6.

Легкий газойль и кубовый товар, выходы и качество которых приведены в таблице 3.7, обычно используются в качестве компонентов котельного топлива. Они на 50-80 % мас. состоят из ароматических углеводородов.

Рис. Принципиальные схемы атмосферной колонны для перегонки черного золота (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;

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 затрата 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 Фирмы 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 Издержках тепла, необходимого для таких энергоемких процессов, как первичная перегонка черного золота и мазута.

Технологические схемы установок первичной перегонки черного золота обычно выбираются для определенного варианта нефтепереработки:

При неглубокой нефтепереработке 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 нефтепереработки 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 нефтепереработки и наличии на заводе установок каталитического крекинга и АВТ большой единичной мощности целесообразно использование комбинированной технологи­ческой схемы установки первичной перегонки черного золота, обеспечивающей одновременное или раздельное получение из черного золота наряду с топливны­ми фракциями широкой и узких масляных фракций. Принципиальные технологические схемы таких установок приведены на рис. По данной схеме нефтепереработка 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 черного золота 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 дизтопливо; VIII—тяжелое дизтопливо; 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 черного золота, 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 дизтопливо; IX—тяже­лое дизтопливо; 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 черного золота, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов уста­новок первичной перегонки черного золота 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) 0С, керосиновые 140 (180)—240 °С, дизельные 240—350 0С, вакуумный дистиллят (га­зойль) 350—490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350—400, 400—450 и 450—500 0С, тяжелый остаток > 500 °С — гудрон. Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава черного золота, 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 черного золота 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 черного золота 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 0С после очистки или облагоражива­ния используется как реактивное топливо; фракция 150—300 0С – как осветительный керосин или компонент дизтоплива. Фракция дизтоплива 180—350 °С после очистки используется в качестве дизтоплива; возможно получение компонентов лег­кого (зимнего) и тяжелого (летнего) дизтоплива 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 товар, получает­ся на установке АВТ, работающей по топливному варианту; используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установки катали­тического крекинга. Мазут — остаток первичной перегонки черного золота; 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 0С 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 черного золота 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 черного золота 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 черного золота 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 черного золота 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 черного золота. 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 черного золота. 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 0С.

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 0С 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 0C (V).Фракции 85—180°С и 180—220 °С защелачивают. Фракции 220— 280 °С и 280—350 0С после охлаждения до 60 °С направляют в резервуа­ры. Мазут (нижний товар 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 0С. 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 Затраты 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 товар 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 черного золота расходуется 3,5—4м3 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 черного золота типа ромашкинской) характеризуется Данными табл. Полученные при первичной перегонке черного золота 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 нефтепереработки, 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 продукт­ных масел.

Таким образом, являясь головным процессом НПЗ как топливного, масляного, так и нефтехимического профиля, первичная перегонка не­фти обеспечивает сырьем все установки завода. От качества разделения черного золота — полноты отбора фракций от потенциала и четкости разделе­ния — зависят технологические параметры и результаты работы всех последующих процессов и в конечном итоге общий материальный ба­ланс завода и качество товарных нефтепродуктов.

Вторичная нефтепереработка 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).

Ввиду того, что отрыв гидрид-иона от третичного углеродного атома требует меньших издержек энергии, чем от вторичного и первичного, изоалканы крекируются значительно быстрее, чем алканы нормального строения. Реакции развития цепи включают все возможные в Данных условиях реакции карбкатионов. Например, если на первой стадии процесса образовался первичный карбкатион С7Н15, то наиболее вероятным направлением его превращения будет изомеризация в более устойчивые вторичную и третичную структуры. Теплота, выделяющаяся при изомеризации, может быть затрачена на расщепление нового иона. Таким образом, процесс превращения карбкатиона С7Н15 состоит в последовательно-параллельном чередовании реакций изомеризации и р-распада. Так как распад алкильных карбкатионов с образованием первичных и вторичных ионов Ci—Сз происходит значительно труднее, чем с образованием третичных ионов с большим числом атомов углерода, то скорость каталитического крекинга алканов возрастает с удлинением цепи. Например, при крекинге в одинаковых условиях степень превращения С5Н12 составляет 1 %; C7H16 —3 %; С12Н24— 18 %; C16H34 —42 %. Легкость (низкая эндотермичность) распада ионов с отщеплением третичных карбкатионов приводит к накоплению изоструктур в продуктах распада алканов, содержащих 7 и более атомов углерода. Выделяющиеся низкомолекулярные карбкатионы после изомеризации отрывают гидрид-ион от молекулы исходного углеводорода, и весь цикл реакций повторяется. Обрыв цепи происходит при встрече карбкатиона с анионом катализатора.

Параметры процесса: Давление 1,5-2,2 МПа; Температура 300-400 °C; Содержание водорода в ВСГ – 75 %; Кратность циркуляции водорода 180-250 мі/мі; Катализатор – кобальт – молибденовый

Параметры процесса: Давление 8-9 МПа; Температура 370-410 °C; Содержание водорода в ВСГ – 99 %; Кратность циркуляции водорода >500 мі/мі; Катализатор – никель-молибденовый.

Нефтепереработка в Российской Федерации ведется на 28 крупных заводах по переработке нефти (НПЗ), а также более чем на 200 мини-НПЗ, менее половины которых работает на легальных основаниях. Суммарная мощность перерабатывающих мощностей на территории Российской Федерации — 279 млн тонн. Наибольшие мощности по переработке нефти расположены в Приволжском, Сибирском и Центральном федеральных округах. В 2004 году отмечалось, что на три этих округа приходится более 70 % общероссийских нефтеперерабатывающих мощностей. сновные производства размещены преимущественно вблизи районов потребления нефтепродуктов: в европейской части страны — в Рязанской, Ярославской, Нижегородской, Ленинградской областях, Краснодарском крае, на юге Сибири и Дальнем Востоке — в городах Омск, Ангарск, Ачинск, Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре. Кроме того, НПЗ построены в Башкирии, Самарской области и Пермском крае — регионах, являвшихся в свое время крупнейшими центрами нефтедобычи. Впоследствии, когда добыча земляного масла переместилась в Западную Сибирь, мощности по нефтепереработке на Урале и в Поволжье стали избыточными. В настоящее время на рынке черного золота и нефтепродуктов в Российской Федерации доминирующее положение занимают несколько нефтяных компаний с вертикально-интегрированной структурой, которые осуществляют добычу и нефтепереработку, а также реализацию нефтепродуктов, как крупным оптом, так и через собственную снабженческо-сбытовую сеть. Рыночная ситуация нефтепродуктов полностью зависит от стратегии нефтяных компаний, формирующейся под воздействием Цен на нефть, товарной структуры и географии спроса. В собственности вертикально-интегрированных компаний находятся более 70 % перерабатывающих мощностей Страны. Наибольшими установленными мощностями к началу 2010 года располагали фирмы «”Роснефть”» и «Лукойл», они же являются лидерами по объёмам нефтепереработки, 49,6 млн тонн и 44,3 млн тонн соответственно. В сумме это почти 40 % переработанного в Российской Федерации сырья.

Большинство нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) Российской Федерации появились в два десятилетия после Великой Отечественной войны. С 1945 по 1965 год было введено в эксплуатацию 16 НПЗ.

При выборе площадок для размещения НПЗ руководствовались прежде всего принципом близости к районам потребления нефтепродуктов. НПЗ в Рязанской, Ярославской и Горьковской областях были ориентированы на Центральный экономический район; в Ленинградской области — на Ленинградский промузел; в Краснодарском крае — на густозаселённый Северо-Кавказский район, в Омской области и Ангарске — на потребности Сибири. Однако шло и наращивание производства нефтепродуктов в местах Добычи нефти. До конца 1960-х годов главным нефтедобывающим районом Страны было Урало-Поволжье, и новые НПЗ были построены в Башкирии, Куйбышевской и Пермской областях. Эти НПЗ покрывали дефицит нефтепродуктов в Сибири и других районах Российской Федерации, а также в союзных республиках бывшего СССР.

За 1966—1991 годах в СССР было построено 7 новых НПЗ, из них 6 — вне РСФСР (в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте и Павлодаре). Единственным новым нефтеперерабатывающим предприятием, построенным после 1966 года на территории РСФСР, стал Ачинский НПЗ, введённый в эксплуатацию в 1982 году. Кроме того, в 1979 году была организована нефтепереработка в Нижнекамске («Нижнекамскнефтехим») для обеспечения потребности в сырье нефтехимического производства. В 1990-х годах произошло резкое сокращение объёма производства в переработке нефти. Из-за резкого сокращения внутреннего потребления черного золота при суммарных мощностях по первичной ее переработке 296 млн т в год в 2000 году фактически переработано 168,7 млн т, то есть загрузка заводов по переработке нефти упала до 49,8 %. На большинстве НПЗ продолжала сохраняться отсталая структура переработки нефти с низкой долей деструктивных углубляющих процессов, а также вторичных процессов, направленных на повышение качества продукции. Всё это обусловило низкую глубину нефтепереработки и низкое качество выпускаемых нефтепродуктов. Глубина нефтепереработки в 1999 году составила в среднем по Российской Федерации 67,4 %, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5 %, приблизившись к западноевропейским стандартам.

В последующие годы в переработке нефти наметилась обнадёживающая тенденция. За период 2002—2007 годов наблюдался устойчивый рост объёмов нефтепереработки со среднегодовым приростом порядка 3 % в 2002—2004 годах и 5,5 % в 2005—2007 годах. Средняя загрузка действующих НПЗ по первичной переработке в 2005 году составила 80 %, объём переработки увеличился со 179 в 2000 году до 220 млн тонн в 2006 году. Существенно увеличились инвестиции в нефтепереработку. В 2006 году они составили 40 млрд рублей, что на 12 % больше, чем в 2005 году. Выросла и глубина нефтепереработки.

На ряде НПЗ было проведено строительство комплексов глубокой нефтепереработки. В 2004 году вступил в строй комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля на Пермском НПЗ («Лукойл»), в 2005 году запущена установка каталитического риформинга мощностью 600 тыс. тонн в год на Ярославнефтеоргсинтезе («Славнефть»), комплекс мягкого гидрокрекинга вакуумного газойля и каталитического крекинга на Рязанском НПЗ (ТНК-BP).

В конце октября 2010 года Группа «группа Татнефть» ввела в строй установку первичной нефтепереработки мощностью 7 млн тонн в год — часть строящегося в Нижнекамске комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО». Комплекс ориентирован на глубокую переработку тяжелой высокосернистой черного золота, из которой планируется производить высококачественные нефтепродукты, в том числе бензин и дизтопливо стандарта Евро-5. Глубина переработки составит 97 %. В конце 2010 года Нижегородский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) начал Выпуск автомобильного бензина стандарта Евро-4. В январе 2011 года Саратовский НПЗ начал производство дизельного топлива стандарта Евро-4.

Всего в 2008—2010 годах в модернизацию НПЗ нефтяными компаниями было инвестировано 177 млрд рублей. За этот Период было построено шесть новых и реконструировано десять действующих установок по производству качественных моторных топлив на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) вертикально-интегрированных нефтяных компаний.

В середине 2011 года отмечалось, что модернизация ведётся на большинстве крупных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) Российской Федерации.

8 июля 2011 года Путин провёл совещание «О состоянии переработки нефти и Рынка нефтепродуктов в России». Путин заявил, что нужно увеличить глубину нефтепереработки, чтобы это полностью покрывало потребности внутреннего рынка в нефтепродуктах. По мнению Путина, надо вплотную заняться увеличением объёмов переработки нефти, причём именно вторичной переработки, в том числе по таким Технологическим процессам, как изомеризация, риформинг, крекинг. Он предложил начать постепенное сближение уровней пошлин на сырую нефть и тёмные нефтепродукты. Первоначально, сказал Путин, предлагается снизить экспортную Пошлину на нефть до уровня 60 % и установить ставку экспортной Пошлины на нефтепродукты на уровне 66 % от ставки экспортной пошлины на сырую нефть, а с 2015 года — выйти на равные ставки по мазуту и по сырой черного золота. Путин заявил, что процесс модернизации переработки нефти нужно взять под самый тщательный Контроль и самим компаниям, и под государственный контроль, причём все организации должны представить конкретные программы реконструкции и развития НПЗ.

В 2011 году были заключены тПошлинуОнние модернизационные Договора (нефтекомпаний, правитПошлины и ФАС), которые оговаривают, что к 2015 году в Российской Федерации будет производиться около 180 млн тонн светлых нефтепродуктов. В соглашениях было заявлено, что в ходе модернизации НПЗ на Период до 2020 года нефтяными компаниями будет реализована реконструкция и строительство 124 установок вторичных Процессов на НПЗ. Минэнерго Российской Федерации обеспечивает постоянный Контроль и в рамках своей компетенции проводит мониторинг выполнения программ по модернизации нефтеперерабатывающих мощностей и вводу новых мощностей вторичной Нефтепереработки в целях исполнения поручения Путина от 8 июля 2011 года и 28 декабря 2011 года.

В конце августа 2011 года Путин подписал постановление правительства № 716, устанавливающее новый порядок расчёта вывозных Таможенных налогов на нефтепродукты. Постановление было принято в рамках введения так называемой схемы «60-66», призванной стимулировать развитие Отрасли и увеличивать глубину Переработки нефти. Согласно этой схеме, с 1 октября 2011 года были повышены Пошлины на Экспорт тёмных нефтепродуктов (Мазут, бензол, толуол, ксилолы, вазелин, парафин и смазочные масла), а также на Дизтопливо с 46,7 % от Пошлины на Нефть до 66 %. При этом экспортная Пошлина на сырую Нефть по схеме 60—66 была снижена, чтобы компенсировать нефтяным компаниям Издержки, которые возникнут у них в связи с повышением Пошлин на нефтепродукты. Ранее ставка рассчитывалась по формуле «Цена Черного золота на основе мониторинга за предшествующий месяц плюс 65 % от Разницы между этой Ценой и $182 за 1 тонну ($25 за 1 Баррель — Цена, принятая за основную)», теперь в формуле фигурируют 60 % от Разницы Цен. Согласно постановлению № 716, с 1 января 2015 года Пошлина на темные нефтепродукты увеличится до 100 % от Пошлины на сырую Нефть, Пошлина на светлые не изменится.

Программа модернизации Заводов по переработке нефти нпошлин год была полностью выполнена нефтяными компаниями. Организацией ««Роснефть»» было реконструировано пять установок по вторичной Нефтепереработке: одна установка гидрокрекинга, одна установка гидроочистки Дизтоплива на Куйбышевском НПЗ и три установки каталитического риформинга на Куйбышевском, Сызранском и Комсомольском НПЗ. Кроме тогпошлинаше Срока в 2011 году введена в эксплуатацию устапошлинызомеризации на НПЗ ОАО «Славнефть-ЯНОС» мощностью 718 тыс. тонн в год. По итогам 2011 года план по Выпуску топлива, который был положен в основу модернизационных соглашений, Фирмы даже перевыполнили. Так, Дизтоплива произвели на 1,8 млн тонн больше, чем было заявлено. Замглавы ФАС Анатолий Голомолзин заявил: «По сути, впервые за много лет российские Фирмы начали серьёзно заниматься нефтепереработкой. Они вообще не считали нужным вкладываться в модернизацию и предпочитали более легкие пути. К примеру, выпускали Мазут и экспортировали его. Но после того, как вывозные Таможенные налоги на темные и светлые нефтепродукты уравняли, гнать Мазут стало невыгодно. Теперь с экономической точки зрения интереснее выпускать продукты с более глубокой степенью переработки. Более того, действующая сейчас система Акцизных налогов стимулирует нефтяников выпускать более качественные светлые нефтепродукты».

По состоянию на весну 2012 года велись Работы по реконструкции и строительству 40 установок, ввод в эксплуатацию которых планируется осуществить в Период 2013—2015 годов; строительство установок вторичных Процессов, ввод в эксплуатацию которых запланирован на 2016—2020 годы, в основном находился на стадии планирования либо базового проектирования.

В середине 2012 года отмечалось, что Модернизация НПЗ идёт в рамках установленной программы.

По итогам 2012 года нефтеперерабатывающая Промышленность Российской Федерации поставила рекорд по объёмам Нефтепереработки за последние 20 лет и впервые за последние пять-шесть лет избежала осеннего Кризиса на Рынке Бензина.

Http://investments. academic. ru/1207/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Предназначен для механизации погрузо-разгрузочных работ на открытых токах и в зерноскладах.

Зернометатель может выполнять следующие технологические операции:

3. Механическое перелопачивание (перебуртовка) зерна на открытых площадках

-Возможность загрузки складов с высотой складирования зернового материала до 6 – 8 м

-Поворот триммера на 90 градусов в обе стороны от продольной оси рамы, что

Обеспечивает погрузку зерна в автопоезда на две стороны от оси движения зернометателя или рассредоточение зерна из бурта для просушки на площадке тока и формирование его

-Дифференциал задней оси (что обеспечивает легкость в управлении при поворотах погрузчика)

Автомобильные и железнодорожные перевозки грузов, предлагая полный спектр услуг, включая повагонную перевозку негабаритных грузов.

Производительность за 1 час времени при влажности материала до 16% (на пшенице) т/ч 150 150 150

Габаритные размеры в рабочем положении: м 6,35х4,85х4,3 6,5×4,85×4,8 6,6×4,85×5,5

Габаритные размеры в транспортном положении: м 3,0×1,65×2,25 3,3×1,65×2,25 3,0×1,65×2,25

Размер скребка транспортера: питателя мм 100×480;100×260 100×480;100×260 100×480;100×260

– нории ковшовые ленточные, нории ленточные зерновые, нории от 3 т/ч до 100 т/ч

– запчасти к зерноочистительной технике ОВС-25, ЗВС-20 А, ЗАВ-20, ЗАВ-40,

По Вашему желанию ваш заказ будет упакован и отправлен автотранспортной компанией (Деловые линии, Автотрейдинг, Байкал сервис, ПЭК, «ЖелДорЭкспедиция» и др. по договоренности).

Доставка до транспортной компании осуществляется нашим предприятием БЕСПЛАТНО.

Http://agroflot. ru/grainthrower_russia_zernomet_vulkan_150/

Мощность переработки. Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как предприятия в целом (исчисляемой миллионами тонн в год), так и технологических процессов. Мощность НПЗ зависит от многих факторов, прежде всего от потребности в нефтепродуктах экономического района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий. Наряду с заводами, перерабатывающими 5-15 млн. тонн нефти в год, имеются заводы-гиганты, перерабатывающие 20-25 млн. тонн в год, и небольшие заводы, перерабатывающие 3-5 млн. тонн в год.

Ассортимент выпускаемых нефтепродуктов. Ассортимент выпускаемых нефтепродуктов, как правило, насчитывает около сотни наименований. В соответствии с выпускаемыми продуктами НПЗ принято классифицировать на следующие группы: НПЗ топливного профиля, НПЗ топливно-масляного профиля, НПЗ топливно-нефтехимического профиля (нефтехимкомбинаты), НПЗ топливно-масляно-нефтехимического профиля. Наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку на моторные топлива приходится наибольший процент потребления. Комплексная переработка нефтяного сырья (то есть топливно-масляно-нефтехимическая) по сравнению с узкоспециализированной переработкой, например, чисто топливной, более эффективна.

Нефтеперерабатывающие заводы характеризуются по варианту нефтепереработки и ее глубине. На этапе проектирования НПЗ, вторая группа показателей определяет выбор тех или иных технологий для получения соответствующей товарной продукции. Варианты нефтепереработки: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический. Глубина нефтепереработки – выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа.

Ачински� НПЗ является единственным крупным нефтеперерабатывающим заводом

Набор установок включает в себя: обязательно — перегонку нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно — вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг, изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д. На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д. Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.

Атмосферная перегонка предназначена для отбора светлых нефтяных фракций – бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки – мазут.

Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне – цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость – вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.

Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.

Установка вакумной перегонки нефти на нефтеперерабатывающем заводе

Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля – 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С. Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы.

Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса, при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн. Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в теплообменниках, в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ. Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год. На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт.

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

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

Нефтехимическая или комплексная переработка нефти предусматривает, наряду с топливами и маслами, производство сырья для нефтехимии: ароматические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза и др., а также выпуск продукции нефтехимического синтеза. По топливно-нефтехимической схеме работают Нижнекамскнефтеоргсинтез, Салаватнефтеоргсинтез, Орскнефтеоргсинтез, Ангарская НХК, Ярославнефтеоргсинтез. Особенностью этого варианта переработки нефти заключается в том, что нет процесса термического крекинга (по сравнению с топливным вариантом), а есть процесс пиролиз. Сырьём для этого процесса являются бензин и дизельное топливо. Получаются непредельные углеводороды: алкены и алкадиены (этилен, пропилен, изобутилен, бутелены, изоамилен, амилен, цеклопентадиен), которые затем подвергаются экстракции и дегидрированию (целевые продукты – дивинил и изопрен), а также ароматические углеводороды (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы).

Легкий и тяжелый газойль получают в главной фракционирующей колонне. Остальные продукты выделяют в секции газофракционирования с последующей очисткой от сернистых соединений, например, в секциях "Мерокс". Выходы и качественные показатели получаемых продуктов приведены в таблицах

Углеводородные газы каталитического крекинга содержат не менее 75-80 % жирных газов – от пропана и пропилена до пентана и амилена. Кроме того, в них присутствуют 25-40% изомерных (разветвленных) углеводородов. Поэтому они являются ценным сырьем для ряда процессов нефтехимического синтеза. Сухой газ после выделения и очистки от сероводорода моноэтаноламином (МЭА) на секции газофракционирования направляют в топливную сеть НПЗ. Удаление меркаптанов из бензина, пропанпропиленовой и бутанбутиленовой фракций происходит в секциях 4000 и 5000 в присутствии катализатора, щелочи и кислорода при 40-50°С. В результате реакции:сильной коррозионной активностью, превращаются в дисульфиды – практически нейтральные соединения. Как видно из реакции, общее содержание серы в продуктах не изменяется.

Пропанпропиленовая фракция может использоваться для получения полипропилена и изопропилового спирта, однако для Мозырского НПЗ более привлекательно производство на ее основе диизопропилового эфира (ДИПЭ) – высокооктанового кислородсодержащего компонента для автомобильных бензинов. Бутан-бутиленовая фракция также будет использована для получения ценного высокооктанового компонента бензина – алкилата. Он является продуктом установки алкилирования изобутана бутиленами. Кроме этого, бутан-бутиленовая фракция может направляться на синтез метилтретбутилового эфира (МТБЭ), полимерных материалов и бутиловых спиртов. Бензин является целевым продуктом процесса MSCC и применяется в качестве компонента для приготовления всех марок товарных бензинов. Он имеет (таблица 3.6) достаточно высокие плотность – от 742 до 745 кг/м3 и октановое число – от 92 до 94 пунктов (по исследовательскому методу). Последнее обусловлено значительным содержанием алкенов (10-18% мас.) и аренов (20-30 % мас.). Кроме того, входящие в его состав алканы, алкены и арены не менее чем на 65 % состоят из углеводородов изомерного строения, обладающих повышенными значениями октановых чисел. Таким образом, бензин каталитического крекинга существенно отличается по химическому составу от аналогичных продуктов других процессов нефтепереработки. Характеристика стабильного бензина приведена в таблице 3.6.

Легкий газойль и кубовый продукт, выходы и качество которых приведены в таблице 3.7, обычно используются в качестве компонентов котельного топлива. Они на 50-80 % мас. состоят из ароматических углеводородов.

Принципиальные схемы атмосферно� колонны для перегонки нефти (а) и вакуумно� колонны для перегон�ки мазута (б)

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;

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.

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

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):

1 — атмосферная колонна; 2—отпарная секция; 3— вакуумная колонна;

I—нефть; II—легкий бензин; III—углеводородный газ; IV—тяжелый

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) 0С, керосиновые 140 (180)—240 °С, дизельные 240—350 0С, вакуумный дистиллят (га­зойль) 350—490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350—400, 400—450 и 450—500 0С, 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 0С после очистки или облагоражива­ния используется как реактивное топливо; фракция 150—300 0С – 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 0С 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.

При атмосферно� перегонке нефть нагревается до температуры 360-370 С

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 0С.

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 0С 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 0C (V).Фракции 85—180°С и 180—220 °С защелачивают. Фракции 220— 280 °С и 280—350 0С 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 0С. 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—4м3 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.

Таким образом, являясь головным процессом НПЗ как топливного, масляного, так и нефтехимического профиля, первичная перегонка не­фти обеспечивает сырьем все установки завода. От качества разделения нефти — полноты отбора фракций от потенциала и четкости разделе­ния — зависят технологические параметры и результаты работы всех последующих процессов и в конечном итоге общий материальный ба­ланс завода и качество товарных нефтепродуктов.

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).

Ввиду того, что отрыв гидрид-иона от третичного углеродного атома требует меньших затрат энергии, чем от вторичного и первичного, изоалканы крекируются значительно быстрее, чем алканы нормального строения. Реакции развития цепи включают все возможные в данных условиях реакции карбкатионов. Например, если на первой стадии процесса образовался первичный карбкатион С7Н15, то наиболее вероятным направлением его превращения будет изомеризация в более устойчивые вторичную и третичную структуры. Теплота, выделяющаяся при изомеризации, может быть затрачена на расщепление нового иона. Таким образом, процесс превращения карбкатиона С7Н15 состоит в последовательно-параллельном чередовании реакций изомеризации и р-распада. Так как распад алкильных карбкатионов с образованием первичных и вторичных ионов Ci—Сз происходит значительно труднее, чем с образованием третичных ионов с большим числом атомов углерода, то скорость каталитического крекинга алканов возрастает с удлинением цепи. Например, при крекинге в одинаковых условиях степень превращения С5Н12 составляет 1 %; C7H16 —3 %; С12Н24— 18 %; C16H34 —42 %. Легкость (низкая эндотермичность) распада ионов с отщеплением третичных карбкатионов приводит к накоплению изоструктур в продуктах распада алканов, содержащих 7 и более атомов углерода. Выделяющиеся низкомолекулярные карбкатионы после изомеризации отрывают гидрид-ион от молекулы исходного углеводорода, и весь цикл реакций повторяется. Обрыв цепи происходит при встрече карбкатиона с анионом катализатора.

Структура цеолита образована тетраэдрами SiO4 и АlO4. Атомы алюминия несут одиночный отрицательный заряд, который компенсируется находящимися в пустотах кристаллической решетки катионами металла. Цеолиты с одновалентными катионами неактивны, так как такие катионы полностью компенсируют заряд тетраэдра АЮ4. Замена одновалентного катиона на двух – или трехвалентный приводит к декомпенсации зарядов и создает высокую напряженность электростатического поля, достаточную для образования карбкатионов в результате смещения электронной пары. Аморфный алюмосиликат, в котором распределен цеолит, обладает собственной активностью. Каталитически активными центрами алюмосиликатов являются как кислоты Бренстеда, так и Льюиса. В качестве кислоты Бренстеда может выступать протон, образующийся из воды, хемосорбированной координационно ненасыщенным атомом алюминия (а), протон гидроксильной группы, связанной с атомом алюминия (б) или кремния. Наибольшее значение имеют протонодонорные центры, так как полностью дегидратированный алюмосиликат практически неактивен. В цеолитсодержащих алюмосиликатных катализаторах роль катиона металла, по-видимому, состоит в увеличении подвижности протона и стабильности кислотных центров Бренстеда, а также создании дополнительного количества кислотных центров протонизацией молекул воды. Вследствие этого скорость реакций на цеолитсодержащем катализаторе на 2—3 порядка выше, чем на аморфном. В то же время цеолитсодержащие катализаторы обладают более высокой термической и механической стабильностью, чем чистые цеолиты. Качественная сторона карбкатионной теории получила общее признание. Однако на ее основе не удается предсказать количественный выход продуктов даже при крекинге индивидуальных соединений. Следует отметить, что существование карбкатионов на поверхности алюмосиликатного катализатора не доказано экспериментально. Возможно, что промежуточными частицами при каталитическом крекинге являются не карбкатионы (п-комплексы), для образования" которых необходим полный гетеролитический разрыв связей, а поверхностные комплексные соединения углеводородов с активными центрами катализатора. Такими соединениями могут быть п-комплексы, для образования которых требуется меньше энергии, чем для образования п-комплексов. Макрокинетика процесса. Каталитический крекинг, как любой гетерогенный каталитический процесс, протекает в несколько стадий: сырье поступает к поверхности катализатора (внешняя диффузия), проникает в поры катализатора (внутренняя диффузия), хемосорбируется на активных центрах катализатора и вступает в химические реакции. Далее, происходит десорбция продуктов крекинга и непрореагировавшего сырья с поверхности, диффузия его из пор катализатора и удаление продуктов крекинга из зоны реакции. Скорость процесса определяет наиболее медленная стадия. Если процесс протекает в диффузионной области, то скорость его мало зависит от температуры. Для увеличения скорости необходимо применять крупнопористый или сильноизмельченный, например пылевидный, катализатор, что позволит увеличить поверхность катализатора. Если наиболее медленной стадией является химическая реакция, то скорость процесса зависит главным образом от температуры. Однако увеличивать скорость повышением температуры можно только до определенного предела, после которого реакция переходит в диффузионную область. Для крекинга нефтяных фракций практически невозможно описать все химические реакции. Поэтому обычно ограничиваются рассмотрением схем, учитывающих основные направления и результирующий эффект крекинга. Кинетику крекинга нефтяных фракций на цеолитсодержащем катализаторе в большинстве случаев представляют уравнением первого порядка. Более точное описание кинетики каталитического крекинга нефтяных фракций достигается при использовании уравнений, учитывающих дезактивацию катализатора в ходе реакции. Скорость процесса и выход продуктов крекинга существенно меняются в зависимости от качества сырья, свойств катализатора и полноты его регенерации, технологического режима и конструктивных особенностей реакционных аппаратов. Каталитический крекинг в промышленности. Каталитический крекинг на алюмосиликатных катализаторах — один из самых многотоннажных процессов в нефтеперерабатывающей промышленности. Целевым назначением процесса является получение высокооктанового бензина из вакуумных дистиллятов различных нефтей, выкипающих в пределах 300—500 °С. Каталитический крекинг на цеолитсодержащих катализаторах проводят при 450—530 °С под давлением, близким к атмосферному (0,07—0,3 МПа).Кроме высокооктанового бензина на установках каталитического крекинга получают также углеводородный газ, легкий и тяжелый газойли. Количество и качество продуктов зависят от характеристики перерабатываемого сырья, катализатора, а также режима процесса. Углеводородный газ содержит 75—90 % фракции С3—С4. Его используют после разделения в процессах алкилирования, полимеризации, для производства этилена, пропилена, бутадиена, изопрена, полиизобутилена, ПАВ и других нефтехимических продуктов. Бензиновую фракцию (к. к. 195 °С) применяют как базовый компонент автомобильного бензина. Она содержит аренов 25—40, алкенов 15—30, циклоалканов 2—10 и алканов, преимущественно изостроения, 35—60 % (масс). Октановое число фракции составляет 78—85 (по моторному методу).Компоненты, выкипающие выше 195°С, разделяются на фракции. При работе по топливному варианту: 195—350 °С — легкий газойль и >350°С — тяжелый газойль; при работе по нефтехимическому варианту: 195—270 °С, 270—420 °С и остаток > 420°С. Легкий газойль (195—350 °С) используют как компонент дизельного топлива и в качестве разбавителя при получении мазутов. Цетановое число легкого каталитического газойля, полученного из парафинового сырья, 45—56, из нафтено-ароматического —25—35. Фракцию 195—270 °С применяют как флотореагент, фракцию 270—420 °С — как сырье Для производства технического углерода. Остаточные продукты (>350°С или >420°С) используют как компоненты котельного топлива или сырья для процессов термического крекинга и коксования.

Установка гидроочистки бензинов каталитического крекинга на Омском НПЗ

Http://economic-definition. com/Plants_and_soobruzheniya/Neftepererabatyvayuschiy_zavod_Oil_Refinery__eto. html

Погрузчики-зернометатели нового поколения Вулкан-150 т/ч (Вулкан-1, Вулкан-2, Вулкан-3)

Предназначен для механизации погрузо-разгрузочных работ на открытых токах и в зерноскладах.

Зернометатель может выполнять следующие технологические операции:

1. Погрузку зерна в транспортные средства с высотой борта от 3,8 до 4,5 м

3. Механическое перелопачивание (перебуртовка) зерна на открытых площадках

В последней разработке зернопогрузчика ПЗС-150 «Вулкан» применены инновационные технологии, в том числе пять запатентованных конструкторско-технических решений. С учетом увеличения потока зерна установлены загрузочный транспортер и триммер повышенной производительности. В приводе хода пневмошины мотор – редуктор и дифференциал с программным плавным управлением скоростью хода, что значительно улучшает технические характеристики зернометателя и обеспечивает сбережение энергоресурсов.

Характерной особенностью электроприводного зернометателя является:

Снизили мы и энергоемкость метателя: при установленной мощности электродвигателей всего 10,6 кВт расход электроэнергии на одну тонну зерна составляет лишь 0,06 кВт, что выгодно отличает наши машины от аналогов других производителей. Естественно, техника проходит испытания, имеет сертификаты соответствия.

На раме с трехточечной колесной ходовой базой разработчики установили механизм самопередвижения, загрузочный скребковый транспортер с двумя Т-образными питателями, триммер с поворотной рамой и электроприводы рабочих механизмов. В суммарной массе это не превысило 850 кг, что позволяет перемещать метатель без привлечения дополнительных транспортных средств и кадровых ресурсов – машину обслуживает всего один человек.

Для того чтобы увеличить высоту погрузки, под некоторые зернометатели рабочие подкладывают доски, шпалы и прочее. Под наши агрегаты ничего подкладывать не надо: они высоки, легки, мобильны. Небольшие габариты конструкции – 3 м длина, 1,65 м ширина, 2,2 м высота – позволяют погрузить ее даже в ГАЗель.

Последовательно проводя политику модернизации производства, постоянно совершенствуя технологию изготовления деталей и узлов, мы практически каждый год создаем новый зернопогрузчик. Есть задумка сделать зернопогрузчик, не похожий ни на один из аналогов.

Http://rosagro2010.ru/pogruzchik-zernometatel-pzs-150-vu

Российская компания «Вулкан» специализируется на разработке и производстве профессионального теплового оборудования для кухонь столовых, ресторанов и кафе, а также на выпуске газо-горелочных аппаратов разного типа, конструкции и назначения. Кроме того, в каталог продукции Вулкан входит оборудование для фаст-фуда и восточной кухни, а также нейтральное оборудование. Профессиональное оборудование Вулкан отличается оригинальностью конструкции, разнообразием функций и необычностью исполнения.

Особой популярностью на российском рынке пользуются Плиты газовые со сплошной поверхностью, имеющие широкую нагреваемую рабочую столешницу и позволяющие готовить одновременно несколько разных блюд. Такие плиты имеют название Теппан-Яки. Они представляют собой оборудование особого типа, устанавливаемое в залах заведений общественного питания. Плиты Теппан-Яки Вулкан размещаются рядом со столами, где гости заведения заказывают блюда. Обжаривание мяса, грибов овощей и других продуктов осуществляется поваром на глазах у посетителей. Блюда подаются им сразу после приготовления. Плиты со сплошной поверхностью Вулкан просты, удобны и безопасны в управлении.

В каталог продукции Вулкан также входят газовые плиты с закрытой поверхностью. В их конструкции газовые горелки прикрыты чугунными настилами, которые мгновенно нагреваются и по поверхности которых тепло распределяется равномерно. Плита газовая с закрытой поверхностью Вулкан – наиболее безопасный в эксплуатации вид современного теплового оборудования. Все модели газовых плит Вулкан оснащены системой пьезоэлектрического зажигания, что существенно упрощает работу с оборудованием. Плита газовая ПРГ Вулкан может устанавливаться на кухнях предприятий общепита любого типа: от небольших кафе до крупных столовых с большим числом посадочных мест.

Компания «Вулкан» выпускает также Плиты индукционные, характеризующиеся мгновенным нагревом и отсутствием тепловых выбросов в воздух. Каталог индукционных плит Вулкан насчитывает более 50 моделей, различающихся конструкцией и габаритными размерами. Такое разнообразие позволяет подобрать нужную модель с учетом индивидуальных особенностей работы заведения.

*Информация о товарах не является публичной офертой (ст. 437 п. 1 ГК РФ). Подробнее.

Уточняйте актуальную информацию о товаре, точную цену и наличие у менеджеров по продажам.

Http://asgr. pro/catalog/vulkan/

Добавить комментарий