Нефть переработка установка

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.

В промышленной практике нефть разделяют на фракции, различающиеся температурными пределами выкипания. Это разделение проводят на установках первичной перегонки нефти с применением процессов нагрева, дистилляции и ректификации, конденсации и охлаждения. Прямую перегонку осуществляют при атмосферном или несколько повышенном давлении, а остатков — под вакуумом. Атмосферные и вакуумные трубчатые установки (АТ и ВТ ) строят отдельно друг от друга или комбинируют в составе одной установки (АВТ ).

Атмосферные трубчатые установки (АТ) подразделяют в зависимости от технологической схемы на следующие группы:

установки с однократным испарением нефти; установки с двукратным испарением нефти; установки с предварительным испарением в эвапораторе легких фракций и последующей ректификацией.

Третья группа установок является практически вариантом второй, поскольку в обоих случаях нефть подвергается двукратному испарению.

установки с однократным испарением мазута; установки с двукратным испарением мазута (двухступенчатые).

Вследствие большого разнообразия перерабатываемых нефтей и широкого ассортимента получаемых продуктов и их качества применять одну типовую схему не всегда целесообразно. Широко распространены установки с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной атмосферной колонной, работоспособные при значительном изменении содержания в нефтях бензиновых фракций и растворенных газов.

Процесс первичной переработки нефти наиболее часто комбинируют с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ-АТ, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ —вторичная перегонка, АВТ —вторичная перегонка.

Для удаления легких компонентов из дистиллятов при прохождении ими отпарных колонн используется открытый перегретый водяной пар. На некоторых установках с этой целью применяют кипятильники, обогреваемые более нагретым нефтепродуктом, чем отводимый из отпарной колонны дистиллят.

Расход водяного пара составляет: в атмосферную колонну 1,5—2,0% (масс.) на нефть, в вакуумную колонну 1,0—1,5% (масс.) на мазут, в отпарную колонну 2,0—2,5% (масс.) на дистиллят.

Для создания вакуума применяют барометрический конденсатор и двух – или трехступенчатые эжекторы (двухступенчатые используют при глубине вакуума 6,7 кПа, трехступенчатые — в пределах 6,7—13,3 кПа). Между ступенями монтируют конденсаторы для конденсации рабочего пара предыдущей ступени, а также для охлаждения отсасываемых газов. В последние годы широкое использование вместо барометрического конденсатора нашли поверхностные конденсаторы. Применение их не только способствует созданию более высокого вакуума в колонне, но и избавляет завод от огромных количеств загрязненных сточных вод, особенно при переработке сернистых и высокосернистых нефтей.

На установках первичной переработки нефти достигнута высокая степень автоматизации. Так, на заводских установках используют автоматические анализаторы качества («на потоке»), определяющие: содержание воды и солей в нефти, температуру вспышки авиационного керосина, дизельного топлива, масляных дистиллятов, температуру выкипания 90% (масс.) пробы светлого нефтепродукта, вязкость масляных фракций, содержание продукта в сточных водах. Некоторые из анализаторов качества включаются в схемы автоматического регулирования. Например, подача водяного пара в низ отпарной колонны автоматически корректируется по температуре вспышки дизельного топлива, определяемой с помощью автоматического анализатора температуры вспышки. Для автоматического непрерывного определения и регистрации состава газовых потоков применяют хроматографы.

Http://proofoil. ru/Oilrefining/Oilrefining7.html

1.Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и выбор варианта ее переработки

2.Характеристика получаемых фракций нефти и их возможное применения

4.Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкостии орошения отбензинивающей колонны (ЭВМ)

5.Расчет материального баланса ректификационных колонн и установки в целом

9.Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике «нефть-ДТ» (ЭВМ)

Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья – нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса.

Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки [1].

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.

Важнейшими из всего многообразия проблем, стоящих перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:

– снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло – и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.

– контактных устройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависят материальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов и глубина переработки нефти и т. д.;

– конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) промышленных вакуумных колонн;

2. Совершенствование технологических схем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций.

3. Совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута, то есть

– уменьшение уноса жидкости в концентрационную секцию колонны (установка отбойников из сетки и организация вывода затемненного тяжелого газойля);

– подбор эффективных контактирующих устройств для углубления вакуума.

Преимущества насадочных контактных устройств перед тарельчатыми заключается, прежде всего, в исключительно малом перепаде давления на одну ступень разделения. Среди них более предпочтительными являются регулярные насадки, так как они имеют регулярную структуру (заданную), и их гидравлические и массообменные характеристики более стабильны по сравнению с насыпными [2]. Одним из подобных насадочных устройств является регулярная насадка «Кох-Глитч». Применение этой насадки в вакуумных колоннах позволило уменьшить наложение фракций, а также снизить расход водяного пара в куб колоны.

Коррозия оборудования – еще одна не менее важная проблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие их гидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников [1]. Имеющиеся ингибиторы коррозии не универсальны, поскольку у них есть ряд недостатков (неприятный запах, являются высокотоксичными соединениями и достаточно дорогими продуктами). Однако в настоящее время разработан новый ингибитор коррозии – водный раствор полигексаметиленгуанидингидрата (ПГМГ – Н2 О). Этот ингибитор не имеет вышеперечисленных недостатков [3].

Одним из направлений совершенствования установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном – до 10% масляных фракций.

В практики фракционирования остатков атмосферной перегонки, наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). Последние более сложные, но усложнение вакуум создающей системы и увеличение в связи с этим капитальных затрат оправдано явным преимуществом её эксплуатации.

В качестве рабочего тела в ГЦВЦ используется ДТ, получаемое на самой установке. Отказ от использования ПЭВС, а, следовательно, от использования в качестве рабочего тела водяного пара приводит к снижению на экологическую систему, за счёт сокращения сброса химически загрязненных вод.

Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т. е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах [2].

Изложенный материал позволяет сделать вывод: установки АВТ еще далеки от универсальности. Однако их совершенствование приведет к решению не только перечисленных проблем, но и сыграет большую роль в защите окружающей среды.

1 Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и выбор варианта ее переработки

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Данные о Девонской нефти взяты в справочной литературе [4]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.

Http://mirznanii. com/a/193128/ustanovka-pervichnoy-pererabotki-nefti

На АО «Московский НПЗ» эксплатируются 2 установки каталитического риформинга Л-35-11/300 и Л4-35-11/1000, работающие на жестком режиме с периодической регенерацией катализатора. Внедрение эффективных катализаторов является наименьшим затратным способом повышения качества продуктов, эксплуатационных показателей и рентабельности установки, поэтому при очередных перегрузках отечественные катализаторы были заменены на зарубежные(R-56 фирмы ЮОПи).Достигнутые результаты по выходу и качеству риформата позволили Московскому НПЗ освоить производство товаарных неэтилкрованных «городских» бензиновАИ-80эк, АИ-92эк, АИ-95эк с улучшенными экологическими свойствами, отвечающими европейским нормам EN-228.

Установки производили малозернистое дизельное топливо с содержанием серы не выше 0.2%.Для перехода на выпуск моторных топлив сулучшенными экологическими показателями ( содержание серы не более 0.05% масс) катализаторы ГО-70 заменены на более эффективные Ketjenfine-752-1.30 и Kenjenfine-840-30 фирмы «AKZO NOBEL», обеспечивающие глубину обессеривания дизельного топлива более 95% масс.

Битумное производство предназначено для получения дорожных вязких и строительных битумов. В основу технологии положен метод непрерывного окисления сырья в трехсекционных аппаратах колонного типа. Соответствующим подбором сырья можно получить окисленные битумы различных марок. Завод производит:

В состав производства входят также котел-утилизатор и компрессорное хозяйство для получения технического и КИПовского воздуха, эстакада для налива битумов в железнодорожные бункеры и цистерны для наливки битумов в автоцистерны.

Г-43-107 введена в экспулатацию в 1938 году. Принятый в основу технологии набор процессов определяется следующим составом установки:

Содержание солей в нефтях, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы, обычносоставляет 500 мг/л, а воды – в пределах 1% (масс.). На переработку же допускают нефти, в которых содержание солей не превышает 20 мг/л и воды 0,1% (масс.). Требования к ограничению содержания солей и воды в нефтях постоянно возрастают, так как только снижение солей с 20 до 5 мг/л дает значительную экономию: примерно вдвое увеличивается межремонтный пробег атмосферно-вакуумных установок, сокращается расход топлива, уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов.

Большая часть воды в поступающих на НПЗ нефтях находится в виде эмульсии, образованной капельками воды с преобладающим диаметром 2 – 5 мкм. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью. С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления на многих промыслах в нефть вводят деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют и при термохимическом, и при электрохимическом обезвоживании нефтей. Расход деэмульгаторов для каждой нефти определяется экспериментально – колеблется от 0,002 до 0,005% (масс.) на 1 т нефти.

Разрушая поверхнустную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию (коалесценции) капелек воды в более крупные капли, которые при отстое эмульсии отделяются быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80-120 0 С), так как при этом размягчается адсорбционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т. е. улучшаются условия для слияния и оседания капель. Следует отметить, что при температурах более 120 0 С вязкость нефти меняется мало, поэтому эффект действия деэмульгаторов увеличивается незначительно.

Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При воздействии электрического поля капельки воды, находящиеся в неполярной жидкости, поляризуются, вытягиваются в эллипсы с противоположно заряженными концами и притягиваются друг к другу. При сближении капелек силы притяжения вырастают до величины, позволяющей сдавить и разорвать разделяющую их пленку. На практике используют переменный электрический ток частотой 50Гц и напряжением 25-35 кВ. Процессу электрообезвоживания способствуют деэмульгаторы и повышенная температура. Во избежании испарения воды, а также в целях снижения газообразования электродегидраторы – аппараты, в которых проводится электрическое обезвоживание и обессоливание нефтей – работают при повышенном давлении. На НПЗ эксплуатируются электродегидраторы трех типов:

Цилиндрические вертикальные с круглыми горизонтальными электродами и подачей нефти в межэлектродное пространство; такие аппараты установлены на электрообессоливающих установках ЭЛОУ 10/2;

Шаровые с кольцевыми электродами и подачей нефти между ними; они нашли применение на установках ЭЛОУ 10/6 (производительностью 2 млн. т нефти в год);

Горизонтальные с прямоугольными электродами и подачей нефти в низ аппарата под слой отсоявшейся воды.

Электрообессоливающие установки проектируют двухступенчатыми: в электродегидраторах 1-ой ступени удаляется 75-80% (масс.) соленой воды и 95-98% (масс.) солей, а в электродегидраторах 2-ой ступени – 60-65%(масс.) отстоявшейся эмульсионной воды и примерно 92%(масс.) отстоявшихся солей. Число устанавливаемых электродегидраторов при двухступенчатом обессоливании зависит от объема и качества (т. е. содержания воды, солей и стойкости эмульсии) обрабатываемой нефти, от типа и производительности аппарата. Для современных электрообессоливающих установок проектируют только горизонтальные электродегидраторы, которые входят в состав комбинированных установок ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ. Преимуществами горизонтальных аппаратов являются: большая площадь электродов, следовательно и большая удельная производительность (объем нефти на единицу сечения аппарата); меньшая вертикальная скорость движения нефти, а значит и лучший отстой воды; возможность проведения процесса при более высоких температурах и давлениях. Подача сырой нефти в низ аппарата обеспечивает ее дополнительную промывку и прохождение через два электрических поля: слабое – между зеркалом воды и нижним электродом и сильное – между электродами. Повышение напряжения между электродами сверх допустимого (22-24кВт ) нежелательно, так как это вызывает обратный эффект – диспергирование капелек воды и увеличение стойкости эмульсии.

Аппараты и технологимческие потоки на двухступенчатой обессоливающей установке с горизонтальными электродегидраторами показаны на схеме. Сырая нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2, паровые подогреватели 3 и с температурой 110-120 0 С поступает в электродегидратор 1-ой ступени 4. Перед насосом 1 в нефть вводится деэмульгатор, а после подогревателей 3 – раствор щелочи, который подается насосом 7. Кроме того, в нефть добавляется отстоявшаяся вода, которая отводится из электродегидратора 2-ой ступени и закачивается в инжекторный смеситель 5 насосом 13. С помощью насоса 8 предусмотрена также подача свежей воды. В инжекторном смесителе 5 нефть равномерно перемешивается со щелочью и водой. Раствор щелочи вводится для подавления сероводородной коррозии для нейтрализации кислот, попадающих в нефть при кислотной обработке скважин, а вода – для вымывания кристаллов солей.

Нефть поступает в низ электродегидратора 4 через трубчатый распределитель 21 с перфорированными горизонтальными отводами. Обессоленная нефть выводится из электродегидратора сверху через коллектор 19, конструкция которого аналогична конструкции распределителя. Благодаря такому расположению устройства ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через дренажные коллекторы 22 в канализацию или в дополнительный отстойник 12 (в случае нарушения процесса отстоя). Из отстойника насосом 14 жидкая смесь возвращается в процесс. Из электродегидратора 1-ой ступени сверху не полностью обезвоженная нефть поступает под давлением в электродегидратор 2-ой ступени. В диафрагмовом смесителе 10 поток нефти промывается свежей химически очищенной водой, подаваемой насосом 8. Вода для промывки предварительно нагревается в паровом подогревателе 9 до 80-90 0 С; расход воды составляет 5-10% (масс.) на нефть. Обессоленая и обезвоженная нефть с верха электродегидратора 2-ой ступени отводится с установки в резервуары обессоленной нефти, а на комбинированных установках она нагревается и подается в ректификационную колонну атмосферной установки.

Уровень воды в электродегидраторах поллерживается автоматически, Часть воды, поступающей в канализацию из электродегидраторов 1-ой и 2-ой ступени, проходит смотровые фонари 15 для контроля качества отстоя.

Http://studfiles. net/preview/563487/page:2/

ООО «ОЗРМ» выполняет комплекс работ по мини НПЗ, а именно: проектирование мини НПЗ в целом, так и отдельных вспомогательных объектов завода (резервуарный парк, насосная, операторская, сливо-наливная эстакада и т. д.), изготовление установок первичной переработки нефти, газового кондесата и другого нефтяного сырья, строительство и монтаж мини НПЗ по переработки нефти «под ключ», автоматизая нефтеперерабатывающих установок, пуско-наладочные работы.

Номенклатура нефтеперерабатывающих установок, по производительности (тыс. тонн / в год):

Нефтеперерабатывающая установка УПН-15 (мини НПЗ производительностью 15 тыс. тонн / в год),

Нефтеперерабатывающая установка УПН-30 (мини НПЗ производительностью 30 тыс. тонн / в год),

Нефтеперерабатывающая установка УПН-50 (мини НПЗ производительностью 50 тыс. тонн / в год),

Нефтеперерабатывающая установка УПН-70 (мини НПЗ производительностью 70 тыс. тонн / в год),

Нефтеперерабатывающая установка УПН-100 (мини НПЗ производительностью 100 тыс. тонн / в год),

Нефтеперерабатывающая установка УПН-150 (мини НПЗ производительностью 150 тыс. тонн / в год),

Нефтеперерабатывающая установка УПН-250 (мини НПЗ производительностью 250 тыс. тонн / в год).

Нефтеперерабатывающая установка УПН-500 (мини НПЗ производительностью 500 тыс. тонн / в год).

Сырая нефть со склада поступает на насос Н1. При проектном расходе сырой нефти в работе будет находиться один насос. Регулирование расхода сырой нефти осуществляется с помощью расходомера и частотного преобразователя насоса.

Проходя последовательно теплообменники в которых за счет тепла бензина, дизельного топлива и мазута сырая нефть подогревается с температуры 20 °С до 200°С и поступает на каскадные тарелки отпарной колонны К-1 где происходит выделение легкой фракции бензина. Для более четкого разделения фракции бензина и керосина с полуглухой тарелки К-1 керосин направляется в отпарную колонну К-1.1состоящую из секции с кольцами рашинга и испарителя в межтрубное пространство которого подается горячая струя отбензиненой нефти после нагревателя углеводородов печи АНУ.

Легкие пары бензина из отпарной секции керосина возвращаются в колонну К-1, а жидкая фракции с низа секции К-1.1 через задвижку поступает в трубопровод отбензиненой нефти на вход насоса Н-10. Отпарная колонна К-1 вертикальный цилиндр с внутренним диаметром 1200 мм, высотой 18 м. В верхней части колонны установлены 10 сетчатых тарелок, в нижней части колонны каскадные тарелки. Нефть после теплообменников поступает на каскадные тарелки с температурой 180-2000С. Для поддержания температуры в нижней части колонны К-1 туда подается горячая струя отбензиненой нефти после печи АНУ. Проливаясь по каскадным тарелкам при температуре 200 0С из нефти испаряются легкие фракции керосина и бензина, пары керосина конденсируются на полуглухой тарелке керосина колонны К-1 и с нее направляются в отпарную колонну К-1.1, а легкие пары бензина и воды, выходящие из колонны К-1 конденсируются и охлаждаются в воздушных охладителях ВО1-1…ВО1-3 и в теплообменниках ТО1..ТО3 до температуры 40°С (ТЕ7), и стекают в сепарирующую емкость ГВО (газоводоотделитель), где отделяется неконденсированный углеводородный газ (в случае, если он выделяется) и расслаивается вода от бензина. Граница раздела сред воды и бензина контролируется уровнемером, который управляет клапаном, сбрасывающим воду в канализационную линию. Часть бензина из ГВО забирается насосом Н2 и подается в виде флегмы на тарелку 1 колонны К-1, для регулирования температуры верха колонны. Расход части бензина на орошение верха колонны контролируется и регулируется в зависимости от температуры верха колонны, частотным преобразователям насоса. Остальная часть бензина в зависимости от показаний датчиков уровня откачивается насосом в товарно-сырьевой парк.

С нижней части колонны К-1, отбензиненая нефть поступает на вход насоса Н10, который подает ее в змеевик печи АНУ.

В печи АНУ за счет сжигания мазута, температура сырой нефти поднимается до 360°С. Температура нагрева сырой нефти в печи АНУ контролируется (ТЕ4) и регулируется мощностью горелки, горелочного устройства печи АНУ.

Печь АНУ защищена блокировками (с отключением печи) по следующим параметрам:

Нагретый в печи АНУ поток сырой нефти поступает в ректификационную колонну К-2.

Ректификационная колонна К-2 предназначена для разгонки сырой отбензиненой нефти на фракции с получением дизельного топлива (220-360°С) и мазута (свыше 340°С).

Колонна К-2 – вертикальный цилиндрический сосуд с внутренним диаметром 1200мм, высотой 18000 мм. внутри колонны установлены пакетные трехслойные тарелки с сетчатой насадкой на которых противоточным контактом паров нефти и орошения происходит разделение углеводородных паров на требуемые фракции.

Нумерация тарелок с верху вниз, температура верха колонны 260-280°С, низа колонны – 350°С, давление верха 0,06 МПа.

Из испарительной части колонны пары углеводородов поднимаются вверх по тарелкам колонны, а тяжелые фракции накапливаются в кубовой части. Верхние пары дизтоплива, выходящие из колонны К-2, конденсируются и охлаждаются в в воздушных охладителях и в теплообменниках до температуры 40°С, и поступает в дизельную емкость резервуар.

С целью улучшения разделения фракций колонны К-2 предусмотрено промежуточное орошение дизтопливом из емкости под верхнюю тарелку.

Дизельное топливо накапливается в емкости, уровень которого контролируется уровнемером LE6. Расход дизтоплива на орошение контролируется и регулируется в зависимости от температуры на тарелки, частотным преобразователем насоса.

Остальная часть дизтоплива в зависимости от показаний датчиков уровня. Откачивается насосом в емкость промежуточного резервуарного парка.

Мазут из нижней части ректификационной колонны через теплообменники, воздушный охладитель поступает на вход насоса, откачивающего мазут в товарно-сырьевой парк. Уровень мазута в колонне К-2 контролируется уровнемером и регулируется производительностью насоса. До вывода установки УПН на нормальный технологический режим работы — бензин, дизтопливо и мазут отводятся ручными задвижками в линию некондиции в сырьевой парк.

Состав вспомогательных технологических сооружений мини НПЗ (установки переработки нефти):

На нефтеперерабатывающем заводе (мини-НПЗ) предусматриваются следующие вспомогательные сооружения:

Площадка технологических насосов завода предназначена для установки насосов:

— подачи нефти из сырьевых резервуаров на технологическую установку по перегонке нефти.

— перекачивания готовых нефтепродуктов с установки в промежуточный резервуарный парк.

Для подачи нефти на установку применяются два насоса, один рабочий насос, один резервный..

Для перекачивания бензина и подачи орошения бензином и дизтопливом в колонны К-1 и К-2 насосная оснащается шестью консольными, моноблочными насосами, по два на каждый продукт (один рабочий, один резервный) для бензина и дизельного топлива.

Для перекачивания дизтоплива с установки в нефтехранилище используются насосы производительностью 25м³/ч.

Для перекачивания мазута с установки в нефтехранилище используются насосы производительностью 18м³/ч.

В качестве горячего насоса для подачи отбензиненой нефти в печь АНУ используются насосы производительностью 25м³/ч.

Для насосов предусмотрены следующие блокировки: автоматическое отключение насосов при повышении (понижении) давления в напорной линии насосов, при достижении в резервуарах верхнего аварийного уровня.

Насосные агрегаты имеют местное и дистанционное управление, оборудуются запорными устройствами.

На линии нагнетания каждого насоса располагается обратный клапан для предотвращения обратного потока продуктов.

Полы насосной выполняются из негорючих, стойких к воздействию нефти материалов.

Сбор дренажа ЛВЖ от насосов и трубопроводов технологической насосной установки производится в дренажные подземные емкости.

Емкости оснащены трубопроводами: опорожнения, зачистки, дыхательными и замера уровня топлива. На дыхательном трубопроводе предусматривается огневой предохранитель и дыхательный клапан. Откачка емкости производится передвижными средствами, по сигнализации уровня. Контроль загазованности производится переносными газоанализаторами.

Емкости относятся к взрывоопасным установкам класса В-1г, группа смеси IIА-ТЗ.

Вся арматура принята стальная, на давление Р=1,6Мпа, класс герметичности «А» по ГОСТ 9544-93.

Проектируемые трубопроводы, согласно ПБ 03-585-03, относятся к технологическим:

В связи с их высокой ответственностью по назначению, местоположению, экологической опасностью, к ним предъявлены требования, как к трубопроводам категории не ниже I.

Технологические трубопроводы расположены над землей на низких и высоких несгораемых опорах с уклоном в сторону технологических насосных. Для трубопроводов бензина, дизельного топлива – уклон 0,002, для газойля и мазута уклон — 0,004.

Предусматривается система самокомпенсации возможных перемещений трубопроводов. Принята естественная компенсация за счет использования поворотов трубопроводов «П», «Z» и «Г» — образной конфигурации, которая обеспечивает компенсацию перемещений трубопроводов. Мазутопроводы прокладываются с наружным обогревом в теплоизоляции из несгораемых материалов. В качестве теплоносителя используется пар.

Для выполнения продувки трубопроводов и оборудования предусматриваются стационарные трубопроводы пара с патрубками, запорной арматурой и глухим фланцем.

При переходе через дороги трубопроводы прокладываются в лотках или эстакадах. Для опорожнения трубопроводов в нижних точках выполнены дренажные устройства с запорной арматурой. Лотки после укладки труб, засыпаются песком.

За ограждением резервуарных парков располагаются узлы электроприводной запорной арматуры с ручным и дистанционным управлением.

На всасывающих и нагнетательных трубопроводах насосных предусматриваются отключающие задвижки. Для предупреждения и предотвращения аварий, устанавливается межблочная, отсекающая, арматура.

Толщина стенок трубопроводов принята согласно расчетам по РТМ 38.001-94.

В соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» ПБ 03-585-03 и, учитывая свойства нефти и нефтепродуктов, приняты трубы стальные, сварные, прямошовные из стали 20 по ГОСТ 10704-91, трубы стальные, горячедеформированные, бесшовные из стали 20 по ГОСТ 8732-78 и стальные холоднодеформированные, бесшовные из стали 20 по ГОСТ 8734-75.

Расчетный срок эксплуатации трубопроводов мини НПЗ — 20 лет. Детали трубопроводов принимаются в заводском исполнении. Монтаж, контроль качества сварных стыков трубопроводов УПН и гидравлическое испытание произвести в соответствии со СНиП 3.05.05-84, ПБ 03-585-03. Для всех трубопроводов нефтеперерабатывающего завода произвести визуальный и измерительный контроль сварных стыков. Контроль сварных стыков ультразвуковым методом произвести для трубопроводов:

До проведения испытаний произвести очистку внутренней полости труб от ржавчины, окалины. Трубопроводы испытываются гидравлически на прочность и плотность, в соответствии со СНиП 3.05.05-84. После испытания трубопроводы продуть сжатым воздухом. В соответствии с ПБ 03-585-03 все трубопроводы группы Б(б) подвергаются дополнительному пневматическому испытанию на герметичность с определением падения давления во время испытания. Дополнительное испытание на герметичность проводится после проведения испытаний на прочность и плотность, промывки и продувки.

При монтаже технологических мини НПЗ трубопроводов сварку замыкающего стыка производить при температуре не менее +5°С.

Опорожнение проектируемых технологических трубопроводов топлива во время ремонтных работ предусматривается в автоцистерны, через муфты быстроразъемные, расположенные в нижних точках трубопроводов.

На каждой установке переработки нефти предусмотрена установка стальных ручных клиновых задвижек на условное давление Ру 1,6МПа, с ответными фланцами и крепежом, с классом герметичности «А». Для обслуживания арматуры предусмотрены площадки с ограждением.

Вне площадки насосной мини НПЗ, на всасывающих и нагнетательных трубопроводах, устанавливаются аварийные задвижки на расстоянии не далее 15 м. и не ближе 3 м. от насосной.

На трубопроводах, подключаемых к нефтеперерабатывающей установке УПН предусматривается установка отключающей арматуры на расстоянии не ближе 3 м и не далее 50 м от границы установки.

Допустимые скорости движения жидкостей по трубопроводам приняты в соответствии с «Правилами защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности» и «Указаниями по технологическому проектированию защиты резервуаров от статического электричества У-ТХ-93», при этом учитывалось, что объемное электрическое сопротивление веществ (бензин, дизельное топливо), более 10е+09 Ом/м (РТМ6-28-007-78).

192019, Ленинградская область, г. Санкт-Петербург, ул. Седова, 11 (812) 98-2-98-69

Http://neftemash. info/ustnovka-pererabotki-nefti/

Переработка нефти на наших установках (нужно отметить, что из них вы можете построить мини НПЗ) реализована следующим образом: нефть разделяется на стандартные фракции (бензин, керосин, дизель, мазут) или любой другой набор фракций, в том числе выделять фракции растворителей. В обычной комплектации оборудование для переработки нефти, в частности наша ректификационная колонна, эквивалентно 8-ми теоретическим тарелкам, флегмовое число можно устанавливать непосредственно в процессе разделения в диапазоне от 1/14 до 14, при этом четкость ректификации при флегмовом числе 2 соответствует или лучше требований ГОСТ для нефтяных фракций.

При больших флегмовых числах возможно разделение фракций растворителей. Для более глубокого извлечения светлых из мазута с получением в кубе гудрона можно использовать ректификацию под вакуумом, для чего установка дооснащается вакуумным блоком.

Обычно нефть и нефтепродукты разделяют с помощью перегонки на отдельные части (фракции или дистилляты). Это необходимо делать так как нефть состоит из множества компонентов углеводородов и гетероатомных соединений. Во время лабороторный или промышденной перегонки фракции нефти отгоняются от при постоянном повышении температуры кипения. Поэтому, нефть и ее дистилляты нужно характеризовать не температурой кипения, а температурной точкой начала кипения и конца кипения.

С помощью атмосферной перегонки нефти остается мазут (температура от 30 до 350—360 °С). Из частей, которые выкипают до 360 °С обычно получают топливо (бензины, топлива для реактивных и дизельных двигателей), сырье для нефтехимического соединения (бензол, этилбензол, ксилолы, этилен, пропилен, бутадиен), растворители и др.

Газолиновая фракция, собираемая от 40 до 200 °С, содержит углеводороды от С5Н12 до С11Н24. В дальнейшем при перегонке выделенной фракции получают газолин (tкип = 40–70 °С), бензин (tкип = 70–120 °С) – для авиации, автомобилей и тд. Лигроиновая фракция содержит углеводороды от С8Н18 до С14Н30, собираетс от 150 до 250 °С. Лигроин можно применять как горючее для с/х хозяйственной техники (трактора, комбайн и тд). При переработке больших объемов лигроина получают бензин. Керосиновая фракция состоит из углеводородов от С12Н26 до С18Н38 с температурой кипения tкип = 180 – 300 °С. Керосин используют в качестве горючего для тракторов, реактивных самолетов и ракет. Дизельное топливо (газойлевая фракция) с tкип > 275 °С

Мазут – это остаток после переработки нефти. В его молекуле содержатся углеводороды с большим количеством атомов углерода. Чтобы избежать разложения мазут можно разделить на части с помощью перегонки под меньшим давлением. Так можно получить соляровые масла (дизельное топливо), смазочные масла ( авиационные, автотракторные, индустриальные и др.), технический вазелин (можно использовать для смазки изделий из металла для того, чтобы защитить их от коррозии, а очищенный вазелин используют в качестве основы для косметических средств и в медицине). Иногда из отдельных сортов нефти можно получить парафин (для производства спичек, свечей и др.). Гудрон остается после отгонки летучих компонентов из мазута и его применяют во время строительства дорог. В котельных установках смазочные масла мазута используют в качестве топлива.

С помощью оборудования нашей компании вы можете реализовать завод по переработке нефти или мини НПЗ.

Для всех наших покупателей:

БЕСПЛАТНАЯ таможенная очистка на экспорт Cертификаты происхождения товара Услуги по транспортировке оборудования

+7 978 79 23 544, +7 978 72 444 16

Http://ttgroupworld. com/recycling/crude/

В настоящее время общей тенденцией нефтяной отрасли является уменьшение разведанных запасов лёгкой нефти, практически весь прирост запасов происходит за счет тяжелой вязкой сернистой нефти.

Запасы нефти, удобные для добычи и переработки, истощаются ускоренными темпами. В то же время, по данным экспертов, мировые запасы тяжелой нефти составляют более 810 миллиардов тонн.

Геологические запасы высоковязкой и тяжелой нефти в России достигают 6-7 миллиардов тонн, однако их применение и извлечение требует использования специальных дорогостоящих технологий (Е. Данилова, 2008 год, «Тяжелые нефти России», The Chemical Journal).

Более того, коллективом ученых под руководством академика РАН А. Н. Дмитриевского открыты месторождения природного высокомолекулярного сырья, суммарные геологические запасы только по одному из российских месторождений составляют 2,56 миллиардов тонн («Нефть России», №7, 2007, стр. 86-91).

Таким образом, в недалекой перспективе придется перерабатывать исключительно тяжелую нефть.

Но переработка тяжелой нефти весьма затруднительна, энергоёмка и, как следствие, низкорентабельна или убыточна. Для обеспечения приемлемой глубины переработки такой нефти с помощью известных технологий требуются большие капиталовложения, высокие процентные нормы эксплуатационных затрат и оборотных средств.

Кроме того, в последнее время усиливается тенденция переработки в бензин и дизельное топливо продуктов растительного происхождения. Это принципиально неверная позиция, которая может привести к серьезным социальным и экологическим последствиям в масштабах всей планеты. Гораздо перспективнее приложить усилия к увеличению (в перспективе практически до 100% без учета потерь и неорганических примесей) глубины переработки классического сырья для этих целей – нефти и нефтяных остатков, на что и направлен предлагаемый проект.

В настоящее время известны два основных процесса углубленной переработки – термический и каталитический крекинг (включая гидрокрекинг).

Термический крекинг известен очень давно, стоимость процесса и оборудования вполне приемлемая.

Недостатки процесса – плохая управляемость, малый пробег оборудования вследствие его коксования, недостаточное качество получаемых продуктов, много непредельных соединений, в том числе газообразных, которые потом ведут к нестабильности получаемых товарных продуктов, их окислению, осмолению двигателей и т. д. Практически, сейчас термический крекинг широко не используется, только в процессах коксования, но при сернистом сырье получается высокосернистый кокс, который не востребован.

В настоящее время наиболее широко распространены каталитические процессы углубленной переработки, однако даже они «не могут предложить достаточно привлекательный технико-экономический баланс для многих нефтепереработчиков при переработке самых тяжелых видов сырья, а крекирование до стадии кокса было и остается основополагающим компонентом при переработке остатков тяжелой нефти» (World Petroleum Congress. (2008). Block 2 – Downstream: Madrid, 29.06 – 03.07.2008).

Главный недостаток – очень высокая стоимость процесса и для установок малой и средней мощности процесс себя не оправдывает. Тяжелые нефтяные остатки непосредственно контактируют с катализатором и очень быстро приводят к отравлению, осмолению и коксованию активной поверхности любого катализатора, что приводит к удорожанию процесса и получаемых продуктов.

Эти процессы применяются в нефтепереработке многие десятилетия, и практически нет промышленной реализации новых процессов, которые при сохранении необходимого качества получаемых продуктов позволили бы снизить стоимость оборудования и процесса и, как следствие – стоимость получаемых продуктов.

Кроме того, при условии ограничения запасов нефти необходимо довести глубину переработки (считается по выходу легких светлых продуктов) без учета потерь и неорганических примесей практически до 100%.

Поэтому глубокая переработка нефти и нефтяных остатков, вовлечение в традиционную переработку газообразных и особенно твердых углеводородов является основной задачей ближайшего времени. Для решения вопроса глубокой переработки, рационального и экономного использования любого углеводородного сырья необходимо не просто улучшать известные углубляющие процессы (термический, каталитический и гидрокрекинг), а изменить отношение к существующим технологиям нефтепереработки. Необходимо разработать новый подход или новое направление глубокой переработки углеводородного сырья, которое позволит осуществить безостаточную конверсию любого углеводородного сырья (жидкого, твердого, газообразного) в целевые легкие углеводороды.

1. Технология инициированного термомеханического крекинга «ИТМК» (углубленная переработка без добавки внешнего водорода)

Сущность обычного термического крекинга заключается в том, что под воздействием температуры колебательные уровни молекул возбуждаются и при достижении критической энергии (температуры) происходит разрыв связей и образование из одной, с большей вероятностью тяжелой молекулы, двух более легких и т. д. При увеличении температуры сырья интенсивность крекинга практически не растет до критической температуры (зависит от свойств и состава сырья), после которой интенсивность крекинга резко возрастает. Промышленный процесс термического крекинга происходит за точкой перегиба (критической температурой, примерно 450-500 °С и более), поэтому и возникают все вышеперечисленные недостатки.

Сущность каталитического крекинга заключается в том, что крекинг сырья происходит в присутствии катализатора. Катализатор является инициатором разрыва связей подогретого до нужной температуры сырья, процесс каталитического крекинга происходит не за точкой перегиба (критической температурой), а до и в области точки перегиба, поэтому и результаты процесса (а именно качество получаемых продуктов), гораздо лучше, чем результаты термического крекинга.

Технология инициированного термомеханического крекинга «ИТМК» основывается на совместном термомеханическом воздействии на сырье с использование законов гидродинамики и тепломассообмена для организации инициированного крекинга в условиях кавитации и волнового воздействия.

Нагретое до подкритичной температуры сырье (колебательные уровни молекул уже возбуждены, но еще не происходит лавинообразного разрыва связей молекул вследствие этого возбуждения) направляют в блок обработки, в котором сырье подвергается механическому (например, кавитационному) и волновому воздействию различной природы и широкого спектра резонансных частот (рис.1).

Наложение механического и волнового воздействия (аналог катализаторов) на нагретое термическим способом до подкритичной температуры сырье позволяет инициировать и активировать процесс термомеханического крекинга, т. е. процесс разрыва связей уже возбужденных молекул, при этом, в отличие от обычного термического крекинга, инициированный процесс разрыва связей с помощью наложения резонансного воздействия управляется интенсивностью и характером наложенного воздействия.

Процесс термомеханического крекинга становится управляемым, а не лавинообразным, что ведет к уменьшению коксования оборудования, увеличению его межремонтного пробега, процесс непрерывный. Продукты термомеханического инициированного крекинга более качественные, чем продукты термического крекинга, в них значительно меньше газов и непредельных соединений.

После обработки сырья в реакторе «ИТМК» выход наиболее ценных светлых (бензиновых и дизельных) продуктов увеличивается в 2-15 раз в зависимости от состава сырья (тяжелая нефть, мазут и т. д.). Т. к. волновое воздействие накладывается для инициирования разрыва связей в уже возбужденных молекулах, его энергия тратится только на активацию и управление процессом термомеханического крекинга, поэтому энергетические затраты невелики. Химические реактивы и катализаторы в процессе не используются.

Для воздействия на нагретое сырье можно использовать различные устройства – роторно-пульсационные аппараты, устройства радиоактивного облучения, воздействия звуком и ультразвуком от внешних источников различного типа (пьезоизлучатели, магнитоизлучатели) и др. Роторно-пульсационные аппараты не вписываются в динамику процесса, а все остальные виды перечисленных воздействий вряд ли можно использовать в промышленном масштабе.

В рассматриваемой технологии «ИТМК» для кавитационной и волновой обработки нагретого до подкритичной температуры сырья и наложения на нее волнового воздействия, используют специально разработанные устройства – гидродинамические генераторы, действие которых основано на гидродинамических эффектах движения многофазной среды с большой скоростью по каналам с препятствиями и поворотами различной формы.

Гидродинамические генераторы не только трансформируют энергию потока в энергию кавитационных каверн, колебаний и волн, но и обеспечивают в рабочей зоне рождение и схлопывание кавитационных пузырьков, значительное вихреобразование, различные формы движения многофазной среды, что обеспечивает нужную обработку протекающего сырья. При таком подходе процесс кавитации и волновой обработки происходит во всем объеме зоны обработки, а не только в приповерхностных зонах, как при использовании, например, роторно-пульсационных аппаратов. В аппаратах «ИТМК» нет движущихся частей, что увеличивает ресурс оборудования.

После обработки и проведения процесса термомеханического крекинга, сырье направляют в блок испарения и разделения (сепаратор), котором разделяют парогазовую часть – низкокипящие фракции НКФ, с температурой конца кипения 350-360 °С, обогащенную светлыми фракциями (на 90 % и более состоит из бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, продуктов нефтехимии), и жидкую – высококипящие фракции ВКФ, с температурой начала кипения 350-360 °С.

В легкой части содержание серы уменьшается до 5 раз, а хлоридов до – 200 раз по сравнению с исходным сырьем. Парогазовую часть разделения НКФ направляют для дальнейшего использования и получения легких товарных продуктов известными классическими методами. Жидкую часть ВКФ после блока разделения подают, например, на битумный реактор с вакуумной колонной для получения товарного битума или других тяжелых продуктов типа битумных эмульсий, покрытий и т. д. Целесообразно также определенную долю жидкой части разделения ВКФ подать на повторную обработку в тот же или отдельный блок обработки для дальнейшего увеличения выхода светлых продуктов. Можно обе части разделения НКФ и ВКФ направить в блок смешивания для получения синтетической нефти с повышенным потенциальным содержанием светлых топливных продуктов и значительно меньшей плотностью и вязкостью в сравнении с исходным сырьем (например, мазутом), которую затем направляют для дальнейшей углубленной переработки.

Таким образом можно из сравнительно дешевых кубовых остатков получать нефть типа Urals с содержанием светлых фракций не менее 50%.

Исследования и принципиальная конструкторская проработка оборудования для осуществления процесса «ИТМК» проведены на пилотной установке производительностью до 200 кг/ч (1500 тонн в год) по сырью. Опробованное сырье – нефть различных месторождений, в том числе и тяжелая, кубовые остатки, отработанные масла, нефтешламы и другие нефтяные остатки.

Глубина переработки (выход легких светлых фракций) достигает 75-85% и более в зависимости от состава и свойств сырья.

Структурная схема отдельного самостоятельного блока углубленной переработки БУП по технологии «ИТМК» представлена на рис.1.

Можно реализовывать НКФ как высокопотенциальную (содержание топливных продуктов – бензина, дизельного топлива – примерно 90% масс. и более) и дорогую нефть, по составу близкую к газовому конденсату, например, на НПЗ или нефтехимические предприятия. ВКФ является практически безотходным сырьем для производства битума, битумных эмульсий, покрытий и т. д. НКФ и ВКФ гораздо дороже исходного сырья, в качестве которого используются остатки нефтепереработки, рентабельность такого безотходного производства очень высока. Отдельный самостоятельный блок углубленной переработки «ИТМК» окупается менее чем за год

1 – печь, 2 – блок обработки (реактор «ИТМК»), 3 – сепаратор НКФ/ВКФ, 4 – рекуперативный теплообменник НКФ/Сырье, 5 – холодильник НКФ, 6 – сепаратор газ/жидкость, 7 – блок для производства битума или других тяжелых товарных продуктов (покрытий, эмульсий и т. д.), 8 – сборник рефлюкс-газа, 9 – сборник НКФ, 10 – емкость сырьевая, 11 – сборник битума, Н – насос.

Http://neftegaz. ru/science/view/839-Glubokaya-pererabotka-tyazheloy-nefti-i-neftyanyh-ostatkov

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.  [2]

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств.  [3]

Установки первичной переработки нефти потребляют до 2 млн. т сырья в год. В малотоннажных производствах ( реактивы, редкие металлы, продукты тонкого органического синтеза) производительность составляет килофаммы и даже фаммы продукта в час.  [4]

Установка первичной переработки нефти представляет собой совокупность связанных технологических процессов с параллельно-последовательным соединением аппаратов.  [5]

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.  [7]

На установках первичной переработки нефти достигнута высокая степень автоматизации. Так, на заводских установках используют автоматические анализаторы качества ( на потоке), определяющие: содержание воды и солей в нефти, температуру вспышки авиационного керосина, дизельного топлива, масляных дистиллятов, температуру выкипания 90 % ( масс.) пробы светлого нефтепродукта, вязкость масляных фракций, содержание продукта в сточных водах. Некоторые из анализаторов качества включаются в схемы автоматического регулирования. Например, подача водяного пара в низ отпар-ной колонны автоматически корректируется по температуре вспышки дизельного топлива, определяемой с помощью автоматического анализатора температуры вспышки. Для автоматического непрерывного определения и регистрации состава газовых потоков применяют хроматографы.  [9]

Опыт эксплуатации установок первичной переработки нефти свидетельствует о том, что, несмотря на применение различных защитных покрытий, степень снижения коррозии еще недостаточна для обеспечения требуемого срока службы аппаратуры и оборудования. Особенно велик ущерб, наносимый коррозией конденса-ционно-холодильному узлу.  [10]

При эксплуатации установки первичной переработки нефти необходимо строго следить за постоянным расходом сырья на установке, загрузкой печей и их температурным режимом. Следует строго поддерживать температуры верха и низа колонны, расход острых и циркуляционных орошений и давление в аппаратах в заданных пределах. Необходимо контролировать уровень раздела фаз вода-бензин в рефлюксных емкостях. Попадание в ректификационные колонны воды вместе с орошением резко повышает давление, вызывает срабатывание предохранительных клапанов, нарушение всего технологического режима. Необходимо периодически проверять работу уровнемеров в колоннах и других аппаратах.  [11]

Если на установках первичной переработки нефти в силу физического механизма ее разделения выход целевого компонента постоянно уменьшается с увеличением q, то в каталитических процессах фактически наблюдается более сложная динамика выхода. На нее оказывают влияние соотношение скоростей основной и побочных химических реакций при разных величинах объемной скорости подачи сырья.  [12]

Основные направления совершенствования установок первичной переработки нефти состоят в следующем: обеспечение высокого отбора от потенциала светлых нефтепродуктов и масляных дистиллятов, повышение качества дистиллятов ( без налегания соседних фракций по температурам кипения), повышение коэффициента использования энергоресурсов за счет более полного использования теплоты отходящих потоков, сокращение удельных расходов топлива, электроэнергии, воды, воздуха, реагентов, использование более эффективного оборудования, внедрение прогрессивных средств контроля и автоматики, схем комплексной автоматизации управления процессами.  [13]

Пуск и остановка установок первичной переработки нефти и основные условия их безаварийной работы, Пусклюбой установки первичной переработки нефти включает несколько этапов: подготовку к пуску, холодную и горячую циркуляцию, вывод на нормальный режим и нормальную эксплуатацию установки.  [14]

Основные направления совершенствования установок первичной переработки нефти состоят в следующем: обеспечение высокого отбора от потенциала светлых нефтепродуктов и масляных дистиллятов, повышение качества дистиллятов, повышение коэффициента использования энергоресурсов за счет более полного использования теплоты отходящих потоков, сокращение удельных расходов топлива, электроэнергии, воды, воздуха, реагентов, внедрение прогрессивных средств контроля и автоматики.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id548481p1.html

Добываемая из скважин продукция является смесью нефти, растворенного в ней газа (до 300 ). пластовой воды (от 4 до 90% масс.) с минеральными солями (до 10 г/л) в виде эмульсии и механических примесей (до 1% масс). От группы скважин сырая нефть поступает на несколько автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ), на которых замеряется дебит каждой скважины.

Затем сырая нефть по сборному коллектору поступает на ДНС, где происходит первая ступень сепарации, предварительное отделение воды и механических примесей. После отделения основного количества газа смесь поступает в сепараторы второй ступени С2, где отделяется большая часть воды и часть газа. Далее водонефтяная эмульсия направляется в электро-дегидраторы установки УПН. В УПН при В присутствии деэмульгаторов содержание воды уменьшается до 1% и менее, минеральных солей до 300 мг/л и менее и выделяется газ третьей ступени сепарации.

Стабильная нефть поступает на установку сдачи товарной нефти (УТН) и по магистральному нефтепроводу направляется на НПЗ. Вода с УПН и емкостей предварительного сброса воды передается на установку подготовки воды (УПВ). Очищенная вода используется для заводнения пласта в системе ППД. Газы, выделившиеся в сепараторах, поступают по трубопроводу на ГПЗ для разделения.

Поступающую на нефгеперерабатывающий завод (НПЗ) нефть и получаемые из нее продукты проходят следующие стадии:

Упрощенная схема, отражающая взаимосвязь названных четырех стадий, приведена на рис. 5.8

Рис. 5.8. Технологические потоки современного нефтеперерабатывающего завода

Переработка нефти начинается с ее первичной перегонки. Этот процесс является изобретением технологов-нефтяников и основан на свойстве несрти. определяемом графиком разгонки. Нефть – это сложная смесь большого количества взаимно растворимых углеводородов, имеющих различные температуры начала кипения. В упрощенном виде: чем длиннее молекула углеводорода, тем выше его точка кипения.

Сырьем для установок первичной перегонки служат нефть и газовый конденсат. Их разделяют на фракции для последующей переработки или использования как товарных продуктов. При первичной переработке нефти проводят ее атмосферную перегонку и вакуумную перегонку мазута. Эти процессы осуществляют на атмосферных трубчатых (AT) установках и вакуумных трубчатых (ВТ) установках.

Перегонка нефти на современных атмосферных установках осуществляется различными способами. В связи с увеличением масштабов переработки загазованных сернистых нефтей наиболее распространена перегонка нефти по схеме двукратного испарения в двух ректификационных колоннах ( рис. 5.9). Сырая нефть забирается насосом 1 и через теплообменник 2 подается в электродегидратор 3 для обезвоживания. Отстоявшаяся нагретая нефть проходит через теплообменник 4 и поступает в колонну 5, где с верха ее отбирается легкая фракция бензина. Далее полуотбензиненная нефть насосом 6 подается через трубчатую печь 7 в основную колонну 8, в которой отбираются все остальные требуемые фракции – светлые нефтепродукты и остаток – мазут. Часть нагретой в печи нефти возвращается в первую колонну (горячая струя).

Установки, работающие по схеме двукратного испарения, имеют мощность до 2 млн т/год.

На АТ-установках осуществляют неглубокую перегонку нефти с получением бензиновых, керосиновых, дизельных фракций и мазута. ВТ-установки предназначены для углубления переработки нефти. На этих установках из мазута получают газойлевые, масляные фракции и гудрон, которые используют в качестве сырья в процессах вторичной переработки нефти.

Процесс перегонки происходит в ректификационной колонне, представляющей собой вертикальный цилиндрический аппарат высотой до 30 м и диаметром до 4 м. Внутреннее пространство колонны разделено на отсеки большим количеством горизонтальных дисков (тарелок), в которых имеются отверстия для прохождения через них паров нефти ( рис. 5.10).

Перед закачкой в колонну нефть нагревают в трубчатой печи до температуры . При этом бензин, нафта (лигроин), керосин, легкий и тяжелый газойль переходят в парообразное состояние, а жидкая фаза с более высокой температурой кипения представляет собой мазут. После ввода горячей смеси в колонну мазут стекает вниз, а углеводороды в парообразном состоянии поднимаются вверх.

Смесь горячей жидкости и пара, поднимаясь по колонне и остывая, постепенно конденсируется. Вначале отделяются и опускаются на дно специальных тарелок тяжелые тугоплавкие фракции нефти, выше последовательно конденсируются и оседают на дно тарелок пары более легких фракций. Особенность Процесса ректификации заключается в том, что горячие пары, поднимаясь, поочередно проходят через слои горячего конденсата. Количество тарелок в колонне должно быть таким, чтобы общий расход сливающихся с них готовых продуктов перегонки был равен расходу сырой нефти, подаваемой внутрь колонны. Несконденсировавшиеся пары углеводородов направляются на газофракционирование, где из них получают сухой газ, пропан, бутан и бензиновую фракцию.

При первичной перегонке нефти получают широкий ассортимент фракций и нефтепродуктов, различающихся по границам температур кипения, углеводородному и химическому составу, вязкости, температурам вспышки, застывания и другим свойствам.

В зависимости от технологии перегонки нефти пропан-бутановую фракцию получают в сжиженном или газообразном состоянии. Ее используют в качестве сырья на газофракционирующих установках с целью производства индивидуальных углеводородов, бытового топлива, компонента автомобильного бензина.

Фракцию именуют нефтепродуктом, если ее свойства отвечают нормам стандарта или техническим условиям на товарный продукт, не требующим дополнительного передела.

Бензиновая фракция с пределами выкипания Преимущественно подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций ( И др.). Эти фракции служат сырьем для процессов изомеризации, каталитического риформинга c целью получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и авиационных бензинов, а также в качестве сырья для пиролиза при получении этилена.

Керосиновая фракция с температурами выкипания Используется как топливо для реактивных двигателей; фракцию Из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины: фракцию – как растворитель для лакокрасочной промышленности.

Дизельная фракция с температурами выкипания Используется в качестве дизельного топлива зимнего, фракция — в качестве летнего. Фракция Из высокопарафинистой нефти используется как сырье для получения жидких парафинов.

Мазут применяется как котельное топливо или в качестве сырья установок вакуумной перегонки, а также термического, каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие масляные фракции с пределами выкипания ) используют как сырье для производства минеральных масел различного назначения и твердых парафинов.

Гудрон – остаток вакуумной перегонки мазута – подвергают деасфальтизации, коксованию, используют в производстве битума.

Полученные при перегонке с помощью физических процессов нефтепродукты отправляются на другие переделы, в которых используются различные химические реакции. Химические процессы, составляющие основу вторичной переработки, позволяют максимально использовать энергетический и химический потенциал углеводородов. Классификация методов вторичной переработки нефти приведена на рис. 5.11.

Термический крекинг – это высокотемпературная переработка углеводородов нефти с целью получения высококачественного топлива. Различают несколько видов термического крекинга.

Неглубокий термический крекинг при температурах И давлении 1,5—2,0 МПа для получения котельного топлива из высоковязкого исходного сырья: мазута и гудрона.

Глубокий (жидкофазный) крекинг при температурах И давлении выше 5,0 МПа применяется для получения бензина с антидетонационными характеристиками из лигроиновых. керосиновых и газойлевых фракций. Крекинг-бензины содержат в своем составе значительное количество непредельных и ароматических углеводородов.

Побочными продуктами термического крекинга являются газ, крекинг-остаток, обогащенный высокомолекулярными углеводородами, и тяжелая смола.

Пиролиз используется для разложения углеводородов при И давлении 1,0—1,2 МПа. С его помощью получают газообразные непредельные углеводороды, в основном этилен и пропилен. Побочными продуктами пиролиза являются смолы пиролиза и предельные газы метан и этан.

Коксование – высокотемпературный ( И 0,2—0,6 МПа) процесс получения электродного или топливного кокса из нефтяных остатков. Это пек, полученный из смолы пиролиза, мазут, и гудрон.

Полностью использовать потенциал нефти удается с помощью катализаторов. Катализаторы характеризуются активностью, стабильностью и селективностью. Активность катализатора – это его производительность. Селективность определяется количеством целевого продукта, образовавшегося из исходного сырья.

Катализаторы термокаталитических процессов состоят из трех компонентов: носителя, основного компонента и добавок. В качестве носителя используются алюмосиликаты, основного компонента – цеолиты. В качестве добавок используются платина, рений, металлоорганические комплексы сурьмы, висмута, фосфора, оксиды кальция и магния. Среди катализаторов риформинга наибольшее значение приобрели платиновый и платино-рениевый катализатор.

Каталитический крекинг – это процесс разложения высокомолекулярных углеводородов при И давлении 0,13-0,15 МПа в присутствии катализаторов. Разработан процесс для производства высокооктанового бензина с октановым числом до 92 и сжиженных газов. В качестве катализаторов используются в основном алюмосиликаты и цеолиты.

Риформинг – это каталитический процесс переработки низкооктановых бензиновых фракций при температурах И давлении 2,0—4 МПа. Продуктом является высокооктановая компонента товарного автомобильного бензина с октановым числом до 100 и ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы). Сырьем являются бензиновые фракции, содержащие все типы углеводородов.

Гидрогенизационные процессы переработки нефтяных фракций проводятся в присутствии водорода и катализаторов при И давлении 2—32 МПа. Эти процессы увеличивают выход светлых нефтепродуктов и обеспечивают удаление примесей серы, кислорода и азота.

Фракции (дистилляты), получаемые в ходе первичной и вторичной переработки нефти, содержат в своем составе различные примеси. В светлых нефтепродуктах нежелательными примесями являются сернистые соединения, нафтеновые кислоты, непредельные соединения, смолы и твердые парафины.

Присутствие в моторных топливах серы и нафтеновых кислот вызывает коррозию деталей двигателей. Непредельные соединения в топливах образуют осадки, загрязняющие систему топливопроводов. Повышенное содержание смол в топливе приводит к нагарообразованию. Присутствие твердых углеводородов в нефтепродуктах повышает температуру их застывания и ухудшает подачу топлива в цилиндры. Присутствие ароматики в осветительных керосинах образует коптящее пламя.

Для удаления вредных примесей из светлых Нефтепродуктов применяются различные способы очистки.

В 2001 г. в мире работало 742 нефтеперерабатывающих завода общей мощностью более 4 млрд т нефти в год. Средняя мощность одного завода составляет 5,5 млн т в год.

На большинстве российских заводов отсутствуют необходимые вторичные процессы: изомеризация, алкилирование, гидрокрекинг и современные разновидности каталитического крекинга. До 70% материалов, включая катализаторы и присадки к топливам и маслам, отечественная нефтеперерабатывающая отрасль импортирует. Задача ближайших лет заключается в том, чтобы поднять глубину переработки нефти с 55 до 90% и выше, обеспечив при этом содержание серы в бензине 0,001%.

Основные аппараты, в которых осуществляется превращение исходных реагентов в нефтепродукты, – это химические Реакторы. Основные требования к реакторам следующие:

Наибольший интерес представляют реакторы для систем газ-твердое тело. К ним относятся каталитический крекинг, риформинг, гидроочистка, каталитическая полимеризация олефинов, контактное коксование. Для осуществления этих процессов используются реакторы со стационарным, псевдоожиженным и движущимся слоями.

Наиболее простыми являются реакторы со Стационарным слоем катализатора без теплообмена с внешней средой. Это полый или сферический аппарат с каталитической решеткой, на которую насыпан слой катализатора. Реагенты в виде газа поступают сверху, а продукты выводятся снизу.

Реакторы со стационарным слоем катализатора с теплообменом с внешней средой представляют собой многотрубчатые аппараты с размещением катализатора в трубках, а теплоносителя (хладоагента) в межтрубном пространстве. В зависимости от характера процесса применяют разнообразные теплоносители: воду, топочные газы, расплавы солей, органические теплоносители.

Химический реактор непосредственно связан с другими аппаратами: теплообменниками, конденсаторами, сепараторами, насосами, компрессорами и др. Такую систему называют Реакционным узлом. Задача расчета реакционного узла сводится к выбору типа реактора и составлению материального и теплового баланса.

Ни один завод не может вырабатывать всю номенклатуру необходимых нефтепродуктов. Современные производства ориентируются на максимальную производительность, т. к. в этом случае они более экономичны. Одна из классификаций нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) включает пять типов:

На заводах первых двух типов вырабатывают различные виды топлива. При неглубокой переработке из нефти получают до 35% светлых нефтепродуктов. При глубокой переработке соотношение обратное. Это достигается применением вторичных методов переработки: каталитического крекинга; гидрокрекинга; коксования и др.

На заводах третьего типа помимо топлив вырабатываются нефтехимические продукты. В качестве сырья используют либо газы, либо бензиновые и керосино-дизельные фракции первичной переработки нефти.

На заводах топливно-масляного типа наряду с топливами вырабатывают широкий ассортимент масел, парафины, битум и др.

Заводы энергонефтехимического типа строят возле ТЭЦ большой мощности. На таких заводах получают фракции светлых нефтепродуктов для нефтехимического производства, а образующийся мазут направляют на ТЭЦ в качестве топлива.

В словаре нефтепереработчиков существуют также другие термины: Простая, сложная и очень сложная нереработка. В основу этой классификации положен объем капиталовложений, необходимый для строительства крупных единиц оборудования.

Нефтеперерабатывающий завод, работающий по простой схеме, включает перегонку сырой нефти, гидроочистку дистиллятов и каталитический риформинг нафты. НПЗ, работающий по сложной схеме, кроме вышеперечисленного, включает каталитическую крекинг-установку и установки алкилирования. НПЗ, работающий по очень сложной схеме, включает то же самое, что при сложной схеме, плюс установки по производству олефинов.

Http://www. intuit. ru/studies/courses/3475/717/lecture/21333?page=4

Технологические установки переработки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они являются основой всех НПЗ. Здесь вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырьё для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Установки первичной перегонки нефти у нас получили название трубчатых (по-видимому, в период перехода от кубовых перегонных установок к установкам с нагревом нефти в змеевике печи). Соответственно, если установка рассчитана на перегонку нефти с отбором только светлых дистиллятов (бензин, керосин, дизельное топливо), кипящих до 350 °С, то ее именуют атмосферной трубчатой (AT) установкой. Если установка рассчитана на перегонку только мазута под вакуумом, она называется вакуумной трубчатой (ВТ) установкой. В общем же случае, когда установка предназначена для полной, глубокой перегонки нефти, ее называют атмосферно-вакуумной трубчатой (АВТ) установкой. При комбинировании ее с блоком глубокого обес-соливания нефти установку называют ЭЛОУ-АВТ.

Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ – AT, ЭЛОУ – АВТ, ЭЛОУ-АВТ-вторичная перегонка и т. д. На рис. 2 показана принципиальная технологическая схема такой установки, включающая 4 блока – ЭЛОУ, AT, ВТ и блок стабилизации и вторичной перегонки бензина (ВтБ).

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому – варианты переработки нефти.

На установках АТ осуществляют неглубокую нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн т/год. Небольшие по мощности установки (0,5 – 2,0 млн т/год) строились в основном до конца 1950-х гг. В 1960-х гг. было начато массовое строительство установок ЭЛОУ-АВТ вначале на 3, а затем на 6 и 8 млн т/год. Самая крупная установка АВТ мощностью 11 млн т/год была построена в 1975 г. в Антверпене. В те же годы в США были пущены две установки мощностью по 10,5 млн т/год. В последующем строительство таких мощных установок не велось, и в большинстве своем мощность установок ЭЛОУ-АВТ сохранилась на уровне 6-8 млн т/год как у нас в стране, так и за рубежом. В перспективе из-за дальнейшего падения добычи нефти не исключено, что более выгодными вновь станут установки АВТ средней и малой мощности (2-3 млн т/год).

/ – резервуар с нефтью; 2 – электродегидраторы; 3, 4 и 5 – отбензинивающая, атмосферная и вакуумная колонны; 6 – стриппинги; 7 и 8 – колонны стабилизации и вторичной перегонки; 9, 10 – атмосферная и вакуумная печи; // – двухступенчатые пароэжекторные насосы; / – нефть, // и /// – углеводородный газ низкого и высокого давления; IV – сжиженный газ; V’ – головка бензина (Cf – 85 °С); VI – бензиновая фракция (85-180 °С); VII – нестабильный бензин; VIII – отбензиненная нефть; IX – тяжелый компонент бензина (100-180 “С); Х – керосин (140-240 °С); XI – дизельное топливо (200-350 ‘С), XII – мазут; XIII-смесь неконденсируемых газов; XIV – легкая газойлевая фракция (до 300 °С); XV – легкий вакуумный газойль (280-360 °С); XVI – вакуумный газойль (350-500 °С); XVII – гудрон (выше 500 °С); ВП и KB – водяной пар и его конденсат; ГС – горячая струя; ВЦО и ПЦО – верхнее и промежуточное циркуляционное орошение

На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка). /

Первичная переработка нефти – это тепловой процесс, и поэтому он связан с существенными затратами энергоресурсов (топливо, вода, воздух на охлаждение, электроэнергия на перекачки, водяной пар). Удельные энергозатраты (расход энергоносителя, отнесенный к 1 т перерабатываемой нефти) для АВТ мощностью 6 млн т/год составляют:

Если перевести по соответствующим эквивалентам все эти энергоносители в топливный эквивалент, то на первичную перегонку 1 т нефти в среднем затрачивается 50 – 60 кг топлива с теплотой сгорания, близкой к теплоте сгорания нефти (или 60 -80 кг условного топлива).

Перегонка нефти на АВТ – это многоступенчатый процесс (обессоливание, отбензинивание, атмосферная и вакуумная перегонка, стабилизация и вторичная перегонка бензина), поэтому может рассматриваться как общий, так и поступенчатый материальный баланс перегонки нефти. В первом случае под материальным балансом понимают выход [в %(мас.)] всех конечных продуктов перегонки от исходной нефти, количество которой принимают за 100%. Во втором случае под материальным балансом каждой ступени понимают выход [в %(мас.)] продуктов перегонки на данной ступени (они могут быть не конечными, а промежуточными, как, например, в отбензиниваюшей колонне) от сырья данной ступени, которое принимается для каждой ступени за 100%.

Ниже речь пойдет об общем материальном балансе по конечным продуктам перегонки. Поступенчатый материальный баланс составляется при технологических расчетах АВТ.

Нефть (I)(100%) поступает на установку с содержанием минеральных солей от 50 до 300 мг/л и воды 0,5 – 1,0% (мае).

Углеводородный газ (II).Выход его от нефти зависит от содержания в ней растворенного после промысловой подготовки газа. Если нефть легкая (плотностью 0,8 – 0,85), то выход этого газа может составлять 1,5 – 1,8%(мас). Для тяжелых нефтей этот выход меньше [0,3 – 0,8%(мас.)], а для нефтей, прошедших стабилизацию, он равен нулю.

Из указанного выше общего выхода газа около 90% составляет газ, отбираемый в отбензинивающей колонне. В состав этого газа входят насыщенные углеводороды C1 – С4 с примесью С5. Низкое давление этого газа и его малые количества не позволяют использовать его на газофракционирующих установках (ГФУ) для выделения отдельных углеводородов, и этот газ часто используют как энергетическое топливо в печах АВТ. При достаточно высоком выходе этого газа (1,5% и выше) может быть экономически выгодным его сжатие газовым компрессором до более высокого давления (2-4 МПа) и переработка на ГФУ.

Сухой углеводородный газ стабилизации бензина (III) – это часть легких углеводородов C1 – C3, оставшаяся растворенной в бензине. Выход его невелик [0,1 – 0,2%(мас.)]. Давление его – до 1,0 МПа, поэтому он может направляться на ГФУ, но из-за малого количества направляется часто в газовую линию и сжигается в печах.

Сжиженная головка стабилизации бензина (IV)содержит в своем составе в основном пропан и бутаны с примесью пентанов. Выход ее также невелик [0,2 – 0,3%(мас.)]. Используется она в качестве компонента сжиженного бытового газа или газового моторного топлива для автомобилей (СПБТЛ или СПБТЗ).

Легкая головка бензина (V) – это фракция бензина н. к. -85 °С. Выход ее от нефти 4-6% (мае). Октановое число в зависимости от химического состава не превышает 70 (моторным методом), чаще всего составляет 60 – 65. Используется для приготовления нефтяных растворителей или направляется на каталитическую переработку (изомеризацию) с целью повышения октанового числа до 82 – 85 и вовлечения в товарные автомобильные бензины.

Бензиновая фракция 85 – 180°С (VI). Выход ее от нефти в зависимости от фракционного состава последней может колебаться в широких пределах, но обычно составляет 10 – 14%. Октановое число этой фракции бензина низкое (ОЧм = 45 т 55), и поэтому ее направляют на каталитическое облагораживание (каталитический риформинг), где за счет превращения н-алканов и нафтенов в ароматические углеводороды ее октановое число повышается до 88 – 92, и затем используют как базовый компонент автомобильных бензинов.

Керосин (X). Здесь могут быть два варианта отбора этого погона нефти. Один вариант – это отбор авиационного керосина – фракции 140 – 230 “С. Выход ее составляет 10 – 12% и она используется как готовое товарное реактивное топливо ТС-1. Если из нефти такое топливо получено быть не может (по содержанию серы, температуре начала кристаллизации или другим показателям), то первым боковым погоном Xв атмосферной колонне выводят компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Выход такого компонента (фракции 140 – 280 °С или 140 – 300 °С) составляет 14 – 18%(мас). Используется он либо непосредственно как компонент этих топлив (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуры помутнения и застывания), либо направляется на очистку от серы и выделение н-алканов (депарафинизацию).

Дизельное топливо (XI). Выход его 22 – 26%(мас), если потоком А” отбирается авиакеросин, или 10 – 12%(мас), если потоком Xотбирается компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Как правило, этот поток является компонентом зимнего или летнего дизельного топлива непосредственно (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуру помутнения) или после очистки от серы и н-алканов.

Легкая газойлевая фракция (XIV).Выход ее составляет 0,5 -1,0%(мас.) от нефти. Как уже отмечалось, это фракция 100 -250 °С, она является результатом частичной термодеструкции мазута при нагреве его в печи. В состав ее входят поэтому не только насыщенные, но и ненасыщенные алканы. Используют ее как компонент дизельного топлива, если последнее направляется на гидроочистку от серы, или направляют в легкое котельное топливо.

Легкий вакуумный газойль (XV) – фракция 240 – 380 °С, выход ее от нефти 3 – 5%(мас). По своим качественным показателям она близка летнему дизельному топливу XIи чаще всего поэтому смешивается с ним и соответственно используется.

Вакуумный газойль (XVI)- основной дистиллят вакуумной перегонки мазута по топливному варианту (если нефть не позволяет получать масла высокого качества). Пределы его кипения 350 – 500 °С (в отдельных случаях 350 – 550 °С). Выход от нефти соответственно составляет 21 – 25%(мас.) (или 26 – 30%). Используется в качестве сырья процесса каталитического крекинга (для получения высокооктанового бензина и других моторных топлив) или гидрокрекинга (для получения авиационного керосина или высокоиндексных масел). Использовать его можно или непосредственно [если содержание серы в вакуумном газойле ниже 0,5%(мас.)], или после очистки от серы и других примесей (азота, металлов).

Если нефть (и соответственно мазут) позволяет получать высокоиндексные масла, то из вакуумной колонны 5 вместо одного погона XVIвыводят два погона масляных дистиллятов 350 -420 °С [выход от нефти 10 – 14%(мас.)] и 420 – 500 °С [выход 12 -16%(мас.)]- Оба погона направляют на очистку (от смол, высокомолекулярных ароматических соединений, парафина, серы) для получения из них базовых дистиллятных масел средней и высокой вязкости.

Гудрон (XVII)- остаточная часть нефти, выкипающая выше 500 °С, если отбирается вакуумный газойль с температурой конца кипения 550 °С. Выход его от нефти, в зависимости от содержания в ней асфальтосмолистых веществ и тяжелых углеводородных фракций, составляет от 10 до 20%(мас). В некоторых случаях, например при переработке тенгизской нефти, доходит до 5, а каражанбасской нефти – до 45%(мас).

Использование гудрона может быть осуществлено по нескольким вариантам:

Как остаточный битум (если нефть позволяет его получить) или как сырье для получения окисленного битума;

Как сырье для коксования и получения из него ценного нефтяного кокса (если нефть малосернистая);

Как сырье для получения базового остаточного масла (для нефтей 1 и 2 групп и подгруппы).

Кроме перечисленных целевых конечных продуктов перегонки нефти на АВТ получается несколько отходов переработки, к числу которых относятся следующие.

Сточная вода ЭЛОУ – это в основном вода, использованная для промывки нефти от солей Количество этой воды достаточно велико – 1-3%(мас.) от количества перерабатываемой нефти (на установке ЭЛОУ-АВТ мощностью 6 млн т/год это составит в сутки около 250 – 700 т).

Эта вода содержит растворенные минеральные соли, отмытые от нефти (от 10 до 30 г/л, рН 7,0 – 7,5), значительные количества деэмульгатора, а также эмульгированную в воде нефть (до 1%).

Из-за такого загрязнения сточная вода ЭЛОУ не может быть повторно использована в системе оборотного водоснабжения как хладагент и поэтому направляется на очистку. Очистка обычно многоступенчатая.

Конденсат водяного пара (KB).Водяной пар при первичной, перегонке используется как отпарной агент в ректификационных колоннах, как эжектирующий агент для отсоса парогазовой смеси из вакуумной колонны и как теплоноситель в ребойлерах. После конденсации все эти потоки образуют водяной конденсат разного качества.

Технологический конденсат (из колонн и эжекторов) непосредственно контактирует с нефтепродуктами и поэтому загрязнен эмульгированными в нем углеводородами и серосодержащими соединениями. Количество его составляет 2,5 – 3,0% на нефть. Направляется он на блок ЭЛОУ как промывная вода, либо на очистку, после чего может быть использован повторно для получения водяного пара.

Энергетический конденсат (из ребойлеров) является чистым и направляется на повторную генерацию водяного пара.

Неконденсируемый газ из эжекторов (XIII)представляет собой смесь легких углеводородов (до Q), сероводорода, воздуха и водяного пара. Выход смеси этих газов составляет в среднем около 0,05%(мас.) на исходную нефть (максимум – до 0,1%). Направляют газы в топку одной из трубчатых печей для дожига горючих составляющих.

Важной характеристикой работы АВТ является отбор суммы светлых дистиллятов и отбор суммы масляных дистиллятов.

Http://studbooks. net/1423791/tovarovedenie/naznachenie_ustanovok_printsipialnaya_shema_syre_poluchaemaya_produktsiya

Использование: установка для разделения на фракции нефти и нефтепродуктов мгновенным испарением в гидроциклонах. Сущность: установка содержит сырьевую емкость, которая связана с выпарным аппаратом для испарения воды, трубопроводом, проходящим через систему теплообменников, представляющих собой сборники сконденсированных в циклонах фракций. При этом нижняя часть выпарного аппарата с помощью насоса связана с нагреваемым змеевиком печи, а затем со смесителем подогретого сырья и теплоносителя. Смеситель далее связан трубопроводами с вакуумным испарителем смеси, оборудованным металлической сеткой с наведенным электрическим зарядом, а также снабжен нижним патрубком, представляющим собой трубу-гидрозатвор, связанную со сборником сконденсированной жидкости. Кроме того, внутренняя отводная труба испарителя подключена к вакуум-насосу через батарею последовательных циклонов. Испаритель и каждый из циклонов связаны между собой трубопроводами со встроенными в них охладителями паров, отходящих из циклонов. Каждый охладитель также сообщен с соответствующим ему сборником конденсата из циклона. Выхлопная линия вакуумного насоса подведена к печи для сжигания отработанных паров. 3 з. п. ф-лы. 1 ил.

Изобретение относится к нефтехимической промышленности, в частности к установкам для переработки нефти, нефтепродуктов, отработанных масел и т. д.

Известна установка для получения технологических масел УПТМ-8К, содержащая блоки фильтрации, коагуляции, электронагрева, испарения, насосы и емкость для сбора регенерированного масла.

Недостатком известной установки является ее низкие технологические возможности для получения качественного конечного продукта, кроме того, невозможность использования в качестве сырья нефти и смеси нефтепродуктов, что обусловливает ограниченность ее применения для переработки различных видов сырья. Технология, использованная в данной установке, не является безотходной.

Наиболее близкой к изобретению является установка, содержащая сборник отработанного масла, насосы для подачи масла последовательно через фильтры, теплообменник, крекинговую колонну, печь для нагрева теплоносителя и подачи его в колонну, которая в верхней части связана с конденсатором легких фракций, используемых в качестве топлива в печи, а в нижней части через теплообменник и холодильник колонна связана с системой очистки регенерированного масла.

Недостатком известной установки является использование серной кислоты для очистки конечного продукта, что требует утилизации получаемых отходов, кислых гудронов.

Изобретение исключает недостатки ранее приведенных аналогов, а технический результат от его использования заключается в универсальности установки, на которой можно перерабатывать нефть, нефтесодержащие продукты, отработанные машинные масла и их смеси. Имеется возможность получения из сырья большого числа узких фракций по температуре кипения. Кроме того, предлагаемая установка может работать по безотходной технологии, так как исключается из использования кислотная очистка конечного продукта, образующая трудно утилизируемые отходы.

Сущность изобретения заключается в том, что в установке, содержащей емкость для сырья, испаритель воды, печь, испаритель сырья, конденсаторы фракций и их сборники испаритель сырья и конденсаторы связаны между собой последовательно, а газовый выход последнего конденсатора через вакуумный насос сообщен с камерой сгорания печи. Кроме того, трубопровод для сырья перед испарителем воды может быть попущен через теплообменники, расположенные в сборниках фракций, что позволяет предварительно нагреть сырье за счет охлаждения фракций, а вход в газовую выходную трубу испарителя перекрыт металлической сеткой, заряженной электрическим зарядом.

На чертеже представлена принципиальная схема установки для переработки нефти и нефтепродуктов.

Установка содержит емкость 1 для сырья, теплообменники 2, испаритель воды 3, охладитель 4, сборник воды 5, печь 6, смеситель 7, испаритель сырья 8, газовый выход которого перекрыт металлической сеткой 9, последовательно связанные между собой и с испарителем сырья через охладители 10, конденсаторы 11, вакуумный насос 12, сообщенный с последним конденсатором и камерой сгорания печи, и сборники фракций 13, сообщенные с соответствующими конденсаторами и испарителем сырья.

Сырье из емкости 1 насосом прокачивается через теплообменники 2, расположенные в сборниках конденсата, и поступает в испаритель воды 3 для обезвоживания сырья. С нижней части испарителя воды 3 нагретое сырье подается насосом в печь 6, где дополнительно подогревается до температуры, определяемой в зависимости от степени разгонки сырья и предельно-возможного вакуума в аппаратах для фракционирования. Нагретое сырье поступает в смеситель 7, куда также поступает нагретый в печи 6 теплоноситель, температура которого и количество обеспечивает теплоту парообразования отгоняемых фракций от сырья. В качестве теплоносителя используется одна из фракций, собираемая в одном из сборников 13 и являющаяся рециркулятором в данном технологическом процессе. Из смесителя 7 смесь сырья и теплоносителя поступает в испаритель 8 и подвергается однократному испарению под вакуумом. Неиспарившаяся часть сырья, представляющая собой конденсированную в капли фазу, оседает на стенках испарителя, работающего по принципу циклона и стекает в трубу-гидрозатвор аппарата. За счет повышения уровня фракции в трубе-гидрозатворе происходит выдавливание конденсата через нижний патрубок в сборник. Из сборника при достижении определенного уровня фракция откачивается насосом. Испарившаяся часть сырья и теплоноситель по внутренней трубе испарителя отсасывается вакуум-насосом через батарею циклонов-конденсаторов 11. Вход в трубу испарителя перекрыт металлической сеткой 9 с наведенным на нее электрическим зарядом определенной величины и полярности. Сетка в данном случае выполняет роль сорбционной очистки нефтепродуктов в газовом состоянии. В соединительные трубы испарителя 8 и циклонов-конденсаторов 11 встроены устройства (охладители 10) для ввода охлажденного конденсата в распыленном состоянии. В качестве охлаждающего агента в охладителе перед соответствующими циклонами циклоном-конденсатором используется собираемая из него фракция. Охлажденная до определенной температуры и в расчетном количестве, обеспечивающем конденсацию только заданной фракции, фракция впрыскивается посредством форсуночного устройства в соединительную трубу, обеспечивая охлаждение газа до нужной температуры и соответственно конденсацию фракции. Полученный таким образом газоконденсат поступает в соответствующий циклон-конденсатор, представляющий собой аппарат, подобный испарителю и работающий подобно ему. Таким образом, газовая фаза под действием вакуум-насоса 12 проходит весь блок циклонов-конденсаторов 11 в процессе атмосферно-вакуумной разгонки, количество которых определяется в зависимости от количества выпускаемых предприятием нефтепродуктов и их сортом (бензин, керосин, соляр, масло). Несконденсированные газы из последнего циклона-конденсатора через вакуум-насос поступает в печь на сжигание. Из сборников охлажденные фракции поступают в накопительные емкости для дальнейшего использования в технологическом процессе производства различных нефтепродуктов.

В установке для переработки нефти и нефтепродуктов используется технология, позволяющая получить из вторичного сырья компоненты базовых масел, которые не уступают по качеству продуктам из нефти, а по физико-химическим свойствам пригодны для производства моторных, трансмиссионных, компрессорных и индустриальных масел.

Реализованная в установке технология позволяет использовать сырье различного углеводородного состава.

1. УСТАНОВКА ДЛЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ, содержащая сырьевую емкость, связанную с выпарным аппаратом для испарения воды, печь для нагрева обезвоженного сырья, испаритель сырья, теплообменники, циклоны-сепараторы для отделения парогазовой смеси от сконденсированной жидкой фазы и сборники жидких фракций, отличающаяся тем, что сырьевая емкость связана с выпарным аппаратом трубопроводом, проходящим через систему теплообменников, представляющих собой сборники сконденсированных в циклонах фракций, при этом нижняя часть выпарного аппарата с помощью насоса связана с нагреваемым змеевиком печи и затем со смесителем подогретого сырья и горячего теплоносителя, который далее связан трубопроводами с вакуумным испарителем смеси, оборудованным поперечной металлической сеткой с наведенным электрическим зарядом, а также снабжен нижним патрубком, представляющим собой трубу-гидрозатвор, связанную со сборником сконденсированной жидкости, и кроме того внутренняя отводная труба испарителя подключена к вакуум-насосу через батарею последовательных циклов, причем испаритель и каждый из циклонов связаны между собой трубопроводами со встроенными в них охладителями паров, отходящих из циклонов, и при этом каждый охладитель также связан с соответствующим ему сборником конденсата из циклона линией со встроенным в нее устройством для подачи хладагента в распыленном состоянии, а выхлопная линия вакуумного насоса подведена к печи для сжигания отработанных паров.

2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что циклоны-сепараторы и соответствующие им сборники конденсированной жидкости соединены между собой трубопроводом и смещены по высоте таким образом, что обеспечивается гидрозатвор между циклоном, работающим под вакуумом, и сборником, находящимся при атмосферном давлении.

3. Установка по пп. 1 и 2, отличающаяся тем, что входной газоход циклона-сепаратора сообщен со сборником жидкой фракции из данного циклона посредством трубопровода, в который встроена система дозирования и распыления охлажденной жидкой фракции в газоход, обеспечивая конденсацию соответствующей фракции из общего потока газа.

4. Установка по любому из пп.1 3, отличающаяся тем, что смеситель посредством трубопровода последовательно связан со змеевиком печи для нагрева теплоносителя и со сборником одной из фракций.

Http://www. freepatent. ru/patents/2043779

Поделиться ссылкой: