Основной процесс переработки нефти

Продукты первичной переработки нефти, как правило, не являются товарными нефтепродуктами. Например, октановое число бензиновой фракции составляет около 65 пунктов, содержание серы в дизельной фракции может достигать 1,0% и более, тогда как норматив составляет, в зависимости от марки, от 0,005% до 0,2%. Кроме того, тёмные нефтяные фракции могут быть подвергнуты дальнейшей квалифицированной переработке.

В связи с этим, нефтяные фракции поступают на установки вторичных процессов, призванные осуществить улучшение качества нефтепродуктов и углубление переработки нефти.

Назначение процесса – квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов.

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.

Http://bukvasha. ru/referat/369109

Нефть известна человечеству с древнейших времён. Раскопками на берегу Евфрата установлено существование нефтяного промысла за 6000–4000 лет до н. э. В то время её применяли в качестве топлива, а нефтяные битумы — в строительном и дорожном деле. Нефть известна была и Древнему Египту, где она использовалась для бальзамирования умерших. Плутарх и Диоскорид упоминают о нефти, как о топливе, применявшемся в Древней Греции. Несмотря на то, что, начиная с 18 в., предпринимались отдельные попытки очищать нефть, всё же она использовалась почти до 2-й половины 19 в. в основном в натуральном виде. Основы учения о нефти были заложены русскими и продолжены далее советскими учёными. Так Д. И. Менделеев впервые обратил внимание на то, что нефть является важнейшим источником химического сырья, а не только топливом; он посвятил ряд работ происхождению и рациональной переработке нефти. Ему принадлежит известное высказывание: «Нефть — не топливо, топить можно и ассигнациями»

Нефть представляет собой смесь около 1000 индивидуальных веществ, из которых большая часть — жидкие углеводороды (> 500 веществ или обычно 80–90 % по массе) и гетероатомные органические соединения (4–5 %), преимущественно сернистые (около 250 веществ), азотистые (> 30 веществ) и кислородные (около 85 веществ), а также металлоорганические соединения (в основном ванадиевые и никелевые); остальные компоненты — растворённые углеводородные газы (C1-C4, от десятых долей до 4 %), вода (от следов до 10 %), минеральные соли (главным образом хлориды, 0,1–4000 мг/л и более), растворы солей органических кислот и др., механические примеси (частицы глины, песка, известняка). Увеличение объема производства нефтепродуктов, расширение их ассортимента и улучшение качества – основные задачи, поставленные перед нефтеперерабатывающей промышленностью в настоящее время. Производство топлив, отвечающих современным требованиям, невозможно без применения таких процессов, как каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидроочистка, алкилирование и изомеризация, а в некоторых случаях — гидрокрекинг. Цель переработки нефти (нефтепереработки) — производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив (автомобильных, авиационных, котельных и т. д.) и сырья для последующей химической переработки.

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции.

Нефть поступает на НПЗ в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ). Обессоливание начинают с того, что нефть забирают из заводского резервуара, смешивают ее с промывной водой, деэмульгаторами, щелочью (если в сырой нефти есть кислоты). Затем смесь нагревают до 80–120°С и подают в электродегидратор.

Здесь под воздействием электрического поля и температуры вода и растворенные в ней неорганические соединения отделяются от нефти. После этого нефть считается пригодной для дальнейшей переработки и поступает на первичную перегонку.

Как и все другие соединения, любой жидкий углеводород нефти имеет свою температуру кипения, то есть температуру, выше которой он испаряется. На этом свойстве и основана перегонка (к слову сказать, даже само название “нефть” происходит от арабского nafatha, что в переводе означает “кипеть”). Нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.

Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.

По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:

Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т. д.

Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т. д.

Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С. В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и его октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения ароматических углеводородов.

В отличие от физических по существу процессов перегонки, здесь уже происходят глубокие химические преобразования. Из одной большой молекулы можно получить несколько малых; прямоцепочечные углеводороды будут превращены в циклические или в разветвленные…

Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных (пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.

Назначение гидроочистки – удаление органических соединений, включающих серу, кислород, азот и металлы, а также снижение содержания непредельных углеводородов, смолисто-асфальтовых веществ, металлоорганических соединений.

Побочными реакциями гидроочистки являются реакции гидрирования непредельных углеводородов, гидрокрекинг, коксообразование.

Катализаторами процесса являются оксиды или сульфиды металлов (Со, Ni, Мо, W, Сr) на оксиде алюминия. Основные две группы: алюмокобальтмолибденовые и алюмоникельмолибденовые катализаторы. Вторая группа характеризуется более высокой активностью в реакциях гидрирования азоторганических соединений и ароматических углеводородов.

Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов.

Процесс получения углеводородов изостроения (изопентан, изогексан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства(изопрен из изопентана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

Назначение процесса: получение высокооктанового компонента бензина. Процесс протекает при температуре 0-10 0 С, давлении 0,3-1,2МПа, объемной скорости 0,1-0,6ч -1 . Катализатором служит 98%-ная серная кислота. Сырье: бутан-бутиленовая фракция. Продукты: легкий алкилат, тяжелый алкилат, пропан, бутан, пентан.

Очищенные от кислых компонентов газы подвергают разделению. Сырьем процесса ГФУ предельных газов являются: газ и головка каталитического риформинга. В процессе газофракционирования непредельных газов получают пропан, и-бутан, н-бутан, и-пентан, н-пентан, газовый бензин, сухой газ. Сырьем ГФУ непредельных газов являются: газ и головка каталитического крекинга, газ висбрекинга. Получают: пропан-пропиленовую фракцию, бутан-бутиленовую фракцию, газовый бензин, сухой газ.

Рассмотрим типичный НПЗ. На среднестатистическом НПЗ Российской федерации осуществляются следующие процессы:

Из данных процессов химических 85,7 %, из которых 83,3% химических каталитических, при том 90% из них на твердых катализаторах.

Http://him. bobrodobro. ru/2688

1 ОСНОВНЫЕ ПРОЦЕССЫ И АППАРАТЫ ХИМИЧЕСКИХ ПРОИЗВОДСТВ КАТАЛИТИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

2 Каталитический крекинг Один из наиболее распространенных крупнотоннажных процессов углубленной переработки нефти Один из наиболее распространенных крупнотоннажных процессов углубленной переработки нефти

3 Основное целевое назначение производство с максимальным выходом (до 50 % и более) высокооктанового бензина производство с максимальным выходом (до 50 % и более) высокооктанового бензина ценных сжиженных газов – сырья для последующих производств алкилата и метил – трет-бутилового эфира; ценных сжиженных газов – сырья для последующих производств алкилата и метил – трет-бутилового эфира; получение легкого газойля, используемого в качестве компонента дизельного топлива; получение легкого газойля, используемого в качестве компонента дизельного топлива; получение тяжелого газойля как сырья для производства технического кокса и электродного кокса получение тяжелого газойля как сырья для производства технического кокса и электродного кокса

4 Сырье каталитического крекинга Вакуумный дистиллят (газойль) широкого фракционного состава ( град. С) Вакуумный дистиллят (газойль) широкого фракционного состава ( град. С) Газойлевые фракции термодеструктивных процессов, гидрокрекинга, рафинаты процессов деасфальтизации мазутов и гудронов, полупродукты масляного производства Газойлевые фракции термодеструктивных процессов, гидрокрекинга, рафинаты процессов деасфальтизации мазутов и гудронов, полупродукты масляного производства Современная тенденция: утяжеление сырья Современная тенденция: утяжеление сырья

5 Сырье каталитического крекинга Глубоковакуумные газойли с температурой конца кипения град. С Глубоковакуумные газойли с температурой конца кипения град. С Остаточное сырье: мазуты, гудроны, их смеси с дистиллятным сырьем без или после предварительного облагораживания гидроочисткой, деасфальтизацией или деметаллизацией Остаточное сырье: мазуты, гудроны, их смеси с дистиллятным сырьем без или после предварительного облагораживания гидроочисткой, деасфальтизацией или деметаллизацией

6 Требования к сырью Фракционный состав: Фракционный состав: Отсутствие бензино-лигроиновых фракций (нерационально загружают реакционный аппарат, отрицательно влияют на ОЧ) Отсутствие бензино-лигроиновых фракций (нерационально загружают реакционный аппарат, отрицательно влияют на ОЧ) Ограниченное (до 10%) содержание фракций, выкипающих до 350 град. С Ограниченное (до 10%) содержание фракций, выкипающих до 350 град. С Ограниченная температура к. к. ( град. С), ввиду концентрации в них коксогенных компонетов, металлов, гетероорганических соединений Ограниченная температура к. к. ( град. С), ввиду концентрации в них коксогенных компонетов, металлов, гетероорганических соединений

7 Требования к сырью Групповой химический состав значительно влияет на выход и качество продуктов крекинга Групповой химический состав значительно влияет на выход и качество продуктов крекинга Выход продуктов крекинга, % об. Сырье парафиновоенафтеновое ароматическое Сухой газ (С 1 – С 2 +Н 2 ), % об.2,63,23,4 Сжиженный газ С 3 – С 4 34,527,524,3 Бензин С град. С737054,2 Легкий газойль51020 Тяжелый газойль2510 Кокс, % мас.4,85,46,3

8 Требования к сырью Наилучшим сырьем для каталитического крекинга по выходу целевых продуктов является сырье с преобладанием парафиновых и нафтеновых углеводородов Наилучшим сырьем для каталитического крекинга по выходу целевых продуктов является сырье с преобладанием парафиновых и нафтеновых углеводородов Полициклические ароматические углеводороды, смолы, асфальтены, азотистые соединения сырья – компоненты, обратимо дезактивирующие катализаторы крекинга Полициклические ароматические углеводороды, смолы, асфальтены, азотистые соединения сырья – компоненты, обратимо дезактивирующие катализаторы крекинга Содержание металлов в сырье – не более 2г/т Содержание металлов в сырье – не более 2г/т Коксуемость сырья не более 0,3-0,5 %

9 Определение коксуемости по Конрадсону Взвешенное количество образца помещают в тигель и выдерживают при высокой температуре в течение установленного периода времени. Затем тигель с коксовым остатком охлаждают в эксикаторе и взвешивают. За результат принимают оставшийся остаток в процентах. Остаток рассчитывают в процентах от первоначального количества образца. В комплект входят: фарфоровый тигель, тигель Скидмора с монелевым покрытием, монелевый тигель с крышкой, монелевый колпак с перемычкой, устройство извлечения тигля. где m 1 – масса пустого тигля с двумя стеклянными шариками, г m 2 –масса тигля с образцом, г m 3 – масса тигля с двумя стеклянными шариками и остатком, г

10 Облагораживание сырья каталитического крекинга Каталитическая гидроочистка вакуумных газойлей Каталитическая гидроочистка вакуумных газойлей Достоинства комбинированной переработки с предварительной гидроочисткой сырья: Достоинства комбинированной переработки с предварительной гидроочисткой сырья: Существенное снижение содержания сернистых, азотистых соединений во всех жидких продуктах Существенное снижение содержания сернистых, азотистых соединений во всех жидких продуктах Полициклические арены и смолы подвергаются частичному гидрокрекингу, снижается коксообразование Полициклические арены и смолы подвергаются частичному гидрокрекингу, снижается коксообразование Существенно снижается содержание металлов, что снижает расход катализаторов Существенно снижается содержание металлов, что снижает расход катализаторов Увеличивается выход целевых (более высокого качества) продуктов и снижается выход газойлей и кокса Увеличивается выход целевых (более высокого качества) продуктов и снижается выход газойлей и кокса

11 Катализаторы крекинга Матрица (носитель) Матрица (носитель) Активный компонент (цеолит) Активный компонент (цеолит) Вспомогательные активные и неактивные добавки Вспомогательные активные и неактивные добавки

12 Матрица катализаторов крекинга Выполняет функции носителя – поверхности, на которой диспергируют основной активный компонент – цеолит и вспомогательные добавки, а также функцию слабого кислотного катализатора первичного крекирования (синтетический аморфный алюмосиликат) Выполняет функции носителя – поверхности, на которой диспергируют основной активный компонент – цеолит и вспомогательные добавки, а также функцию слабого кислотного катализатора первичного крекирования (синтетический аморфный алюмосиликат) Общая формула Na 2 O(Al 2 O 3 ·xSiO 2 ) Общая формула Na 2 O(Al 2 O 3 ·xSiO 2 )

13 Активный компонент – цеолит Цеолиты – алюмосиликаты с трехмерной кристаллической структурой следующей общей формулы: Цеолиты – алюмосиликаты с трехмерной кристаллической структурой следующей общей формулы: Me 2/n O·Al 2 O 3 ·xSiO 2 ·yH 2 O Тип цеолитаx Цеолит А1,8-2,0 Цеолит X2,3-3,0 Цеолит Y3,0-6,0 Эрионит (цеолит Т)6,0-7,0 Морденит8,3-10,7 Цеолит L10,0-35,0

14 Зарубежная классификация цеолитов NaA – 4A CaA – 5A NaX – 13X CaX – 10X Цифра, соответствующая максимальному диаметру молекул (в ангстремах), адсорбируемых данным цеолитом

15 Вспомогательные добавки Промоторы, интенсифицирующие регенерацию закоксованного катализатора (Pt) Промоторы, интенсифицирующие регенерацию закоксованного катализатора (Pt) Промоторы для улучшения качества целевых продуктов, повышающие ОЧ бензинов на 1-2 пункта (ZSM-5) Промоторы для улучшения качества целевых продуктов, повышающие ОЧ бензинов на 1-2 пункта (ZSM-5) Промоторы для снижения дезактивирующего действия примесей сырья (пассиваторы металлов – металлокомплексы сурьмы, висмута, фосфора, олова) Промоторы для снижения дезактивирующего действия примесей сырья (пассиваторы металлов – металлокомплексы сурьмы, висмута, фосфора, олова)

16 Эффект пассивации Перевод металлов, осадившихся на катализаторе, в неактивное (пассивное) состояние в результате образования шпинельного соединения Перевод металлов, осадившихся на катализаторе, в неактивное (пассивное) состояние в результате образования шпинельного соединения Пассивирующий агент вводят в сырье в виде водо – и маслорастворимой добавки Пассивирующий агент вводят в сырье в виде водо – и маслорастворимой добавки Снижается выход кокса и водорода, увеличивается выход бензина

17 Вспомогательные добавки Добавки для повышения механической прочности ЦСК (тонкодисперсный оксид алюминия, α-форма) Добавки для повышения механической прочности ЦСК (тонкодисперсный оксид алюминия, α-форма) Добавки для снижения потерь катализатора и уменьшения коррозии аппаратуры (смазывающие порошки из смеси оксида магния, карбоната, фосфата кальция) Добавки для снижения потерь катализатора и уменьшения коррозии аппаратуры (смазывающие порошки из смеси оксида магния, карбоната, фосфата кальция)

18 Промышленные катализаторы крекинга Шариковые катализаторы АШНЦ-3 АШНЦ-6 Цеокар-2 (с РЗЭ) Цеокар-4 Микросферические ЦСК КМЦП-2 (2 % La 2 O 3 ) МЦ-5 (4 % La 2 O 3 ) РСГ-6Ц (4 % La 2 O 3 ) КМЦР-4 Зарубежные катализаторы Дюрабед Супер Октакэт Резидкэт 43 % 27% 26%

19 Химизм процесса Парафиновые углеводороды Парафиновые углеводороды гетеролитический разрыв связи молекулы гетеролитический разрыв связи молекулы Реакции присоединения к углеводороду электродефицитных кислотных групп катализатора: Реакции присоединения к углеводороду электродефицитных кислотных групп катализатора: С n H 2n+2 + L(R + ) [C n H 2n+1 ] + + LH(RH)

20 Химизм процесса Олефиновые Олефиновые Нафтеновые углеводороды при взаимодействии с протоном (Н + ), кислотами Льюиса (L), карбкатионами (R + ) подвергаются разрыву связи С–С или С–Н с образованием соответственно карбониевых или олефиновых ионов. Нафтеновые углеводороды при взаимодействии с протоном (Н + ), кислотами Льюиса (L), карбкатионами (R + ) подвергаются разрыву связи С–С или С–Н с образованием соответственно карбониевых или олефиновых ионов. С n H 2n + L(R + ) [C n H 2n-1 ] + + LH(RH) карбкатион олефиновый

21 Химизм процесса Ароматические углеводороды присоединяют протон к ароматическому ядру. Длинные боковые углеводородные цепи могут образовывать карбкатионы аналогично алифатическим углеводородам. Ароматические углеводороды присоединяют протон к ароматическому ядру. Длинные боковые углеводородные цепи могут образовывать карбкатионы аналогично алифатическим углеводородам.

23 Схема реакций каталитического крекинга нефтяных фракций Схема реакций каталитического крекинга нефтяных фракций

24 Кинетика процесса кинетика превращения индивидуальных углеводородов описывается уравнением 1-го порядка, например на цеолитсодержащем катализаторе: кинетика превращения индивидуальных углеводородов описывается уравнением 1-го порядка, например на цеолитсодержащем катализаторе: К эф – эффективная константа скорости реакции, моль/с г; V 0 – скорость подачи жидкого сырья, моль/с г; х – степень конверсии сырья, мольные доли.

25 Природа кокса при каталитическом крекинге: «каталитический» кокс, образующийся на кислотных катализаторах (циклизация олефинов, конденсация ароматических, Н-перенос); «каталитический» кокс, образующийся на кислотных катализаторах (циклизация олефинов, конденсация ароматических, Н-перенос); «дегидрогенизационный» кокс образуется в результате реакций дегидрирования на металлах, осевших на поверхности катализатора из сырья; «дегидрогенизационный» кокс образуется в результате реакций дегидрирования на металлах, осевших на поверхности катализатора из сырья; «хемосорбционный» кокс получается в результате необратимой хемосорбции высококипящих полициклических аренов и смолистоасфальтеновых компонентов сырья (коксуемость сырья); «хемосорбционный» кокс получается в результате необратимой хемосорбции высококипящих полициклических аренов и смолистоасфальтеновых компонентов сырья (коксуемость сырья); «десорбируемый» кокс остается в порах катализатора в результате неполной десорбции в отпарных зонах реакционных аппаратов. «десорбируемый» кокс остается в порах катализатора в результате неполной десорбции в отпарных зонах реакционных аппаратов.

26 Технологические параметры Нерегулируемые: качество сырья, качество катализатора, тип, конструкция реактора Нерегулируемые: качество сырья, качество катализатора, тип, конструкция реактора Регулируемые (оперативные): температура, время контакта, кратность циркуляции катализатора, коэффициент рециркуляции остатка крекинга Регулируемые (оперативные): температура, время контакта, кратность циркуляции катализатора, коэффициент рециркуляции остатка крекинга

27 Технологическое оформление с неподвижным слоем таблетированного катализатора и реакторами периодического действия; с неподвижным слоем таблетированного катализатора и реакторами периодического действия; с плотным слоем циркулирующего шарикового катализатора и реактором – регенератором непрерывного действия; с плотным слоем циркулирующего шарикового катализатора и реактором – регенератором непрерывного действия; с псевдоожиженным слоем циркулирующего микросферического катализатора, реактором и регенератором непрерывного действия (лифт-реакторы). с псевдоожиженным слоем циркулирующего микросферического катализатора, реактором и регенератором непрерывного действия (лифт-реакторы).

28 Технологические параметры ПоказательРеактор с псевдоожиженным слоем Лифт – реактор Лифт-реактор (Микроцеокар-5) Лифт-реактор +форсированный слой Температура, ºС Массовая скорость подачи сырья, ч -1 8, Кратность циркуляции катализатора, кг/кг 7/18,1/16,8/17/1 Время контакта, с 593,44,123,4

Http://www. myshared. ru/slide/615983/

1. Разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка);

2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);

3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

Продукцией нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия – смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов. Нефтепереработка – непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет.

В России основные объёмы сырой нефти, поставляемой на переработку, поступают на НПЗ от добывающих объединений по магистральным нефтепроводам. Небольшие количества нефти, а также газовый конденсат, поставляются по железной дороге. В государствах-импортёрах нефти, имеющих выход к морю, поставка на припортовые НПЗ осуществляется водным транспортом. Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости Товарно-сырьевой базы , связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

Сырая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ – Электрообессоливащую установку. Процесс обессоливания осуществляется в Электродегидраторах – цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества – Деэмульгаторы. Температура процесса 100-120°С.

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. АВТ разделена на два блока – атмосферной и вакуумной перегонки.

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.

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 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.

Http://lektsia. info/4×863.html

Цель переработки нефти (Нефтепереработки) — производство нефтепродуктов, прежде всего различных видов топлива (автомобильного, авиационного, котельного и т. д.) и сырья для последующей химической переработки.

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой её физическое разделение на фракции. Сначала промышленная нефть проходит первичный технологический процесс очистки добытой нефти от нефтяного газа, воды и механических примесей — этот процесс называется первичной сепарацией нефти [1] .

Нефть поступает на НПЗ (нефтеперерабатывающий завод) в подготовленном для транспортировки виде. На заводе она подвергается дополнительной очистке от механических примесей, удалению растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ).

Нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.

Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти

Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.

Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.

По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:

Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, висбрекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т. д. Облагораживающие: риформинг, гидроочистка, изомеризация и т. д. Прочие: процессы по производству масел, МТБЭ, алкилирования, производство ароматических углеводородов и т. д.

Каталитический риформинг – каталитическая ароматизация нефтепродуктов (повышение содержания аренов в результате прохождения реакций образования ароматических углеводородов). Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С [2] . В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями и его октановое число повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения индивидуальных ароматических углеводородов, таких как бензол, толуол и ксилолы.

Каталитический крекинг – процесс термокаталитической переработки нефтяных фракций с целью получения компонента высокооктанового бензина и непредельных жирных газов. Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных (пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.

Гидрокрекинг — процесс расщепления молекул углеводородов в избытке водорода. Сырьем гидрокрекинга является тяжелый вакуумный газойль (средняя фракция вакуумной дистилляции). Главным источником водорода служит водородсодержащий газ, образующийся при риформинге бензиновых фракций. Основными продуктами гидрокрекинга являются дизельное топливо и т. н. бензин гидрокрекинга (компонент автобензина).

Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов.

Процесс получения изоуглеводородов (изобутан, изопентан, изогексан, изогептан) из углеводородов нормального строения. Целью процесса является получение сырья для нефтехимического производства (изоп из изопентана, МТБЭ и изобутилен из изобутана) и высокооктановых компонентов автомобильных бензинов.

Http://www. wikiznanie. ru/wp/index. php/%D0%9E%D1%81%D0%BD%D0%BE%D0%B2%D0%BD%D1%8B%D0%B5_%D1%81%D1%82%D0%B0%D0%B4%D0%B8%D0%B8_%D1%82%D0%B5%D1%85%D0%BD%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0%B3%D0%B8%D0%B8_%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B8_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8

Процесс переработки нефти представляет собой многоступенчатую процедуру химической и физической обработки сырой нефти, основным предназначением которой является получение целого спектра нефтепродуктов.

2. Переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов (вторичная переработка);

3. Смешение компонентов с вовлечением, при необходимости, различных присадок, с получением товарных нефтепродуктов с заданными показателями качества (товарное производство).

В данной работе мы будем рассматривать оптимальныепараметры для изомеризации и бензольного реформинга на колонне К-3.

Непрерывный рост потребности в бензинах и изменяющиеся требования, предъявляемые к их составу и качеству, во многом определяют научно-технический прогресс в технологии переработки нефти. Продукты первичной переработки нефти, как правило, не являются товарными нефтепродуктами. Поэтому нефтяныефракции поступают на установки вторичной обработки для улучшения качества нефтепродуктов и углубления переработки нефти.

Одним из продуктов первичной переработки нефти является легкая прямогонная бензиновая фракция, состоящая главным образом из углеводородов С5 – С6 в основном нормального или слаборазветвленного строения, что обуславливает невысокое октановое число. Для повышения октанового числафракцию подвергают процессу изомеризации. Один из самых дешевых способов увеличения выпуска высокооктановых компонентов с улучшенными экологическими характеристиками — изомеризация бензиновых фракций. процесс изомеризации в данном случае является одним из самых рентабельных способов получения компонентов высокооктановых бензинов с улучшенными экологическими свойствами. В то же время бензины каталитическогориформинга характеризуются низким содержанием серы, в них практически отсутствуют олефины, и для их соответствия стандарту Евро-3 стоит позаботиться в первую очередь об уменьшении содержания ароматики при обязательном сохранении высокого октанового числа.

Превращения цикланов и алканов в арены — обратимые реации, протекающие с увеличением объема и поглощением тепла. Следовательно, по правилуЛе-Шателье, равновесная глубина ароматизациии увеличивается с ростом t и понижением парциального давления водорода. Однако промежуточные процессы каталитического риформинга вынужденно осуществляют либо при повышенных давлениях с целью подавления реакций коксообразования (при этом снижение равновесной глубины ароматизации компенсируют повышением температуры), либо с непрерывной регенерацией катализаторара припониженных давлениях.

Реакции изомеризации алканов являются обратимыми, протекают без изменения объема, с небольшим экзотермическим эффектом (6. 8 кДж/моль). Поэтому термодинамическое равновесие зависит только от t: низкие t благоприятствуют образованию более разветвленных изомеров (преим. диметил-производных) и получению, следовательно, изо-та с более высокими ОЧ. При этом равновесноесодержание изомеров при данной t повышается с увеличением числа атомов углерода в молекуле н-алкана. На бифункциональных катализаторах, обладающих дегидрогидрирующей и кислотной активностями, ИЗ протекает по след. схеме

Влияние основных технологических параметров на процесс риформинга.

Http://www. skachatreferat. ru/referaty/%D0%9E%D0%BF%D1%82%D0%B8%D0%BC%D0%B8%D0%B7%D0%B0%D1%86%D0%B8%D1%8F-%D0%9F%D1%80%D0%BE%D1%86%D0%B5%D1%81%D1%81%D0%BE%D0%B2-%D0%92%D1%82%D0%BE%D1%80%D0%B8%D1%87%D0%BD%D0%BE%D0%B9-%D0%9F%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B8-%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8/471803.html

Продукцией НПЗ являются моторные и котельные топлива, сжиженные газы, различные виды сырья для нефтехимических производств, а также, в зависимости от технологической схемы предприятия – смазочные, гидравлические и иные масла, битумы, нефтяные коксы, парафины. Исходя из набора технологических процессов, на НПЗ может быть получено от 5 до более, чем 40 позиций товарных нефтепродуктов.

Нефтепереработка – непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая Установка – производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.

В данном материале кратко описаны основные технологические процессы топливного производства – получения моторных и котельных топлив, а также кокса.

Принятое на завод сырьё поступает в соответствующие емкости Товарно-сырьевой базы (рис.1), связанной трубопроводами со всеми технологическими установками НПЗ. Количество поступившей нефти определяется по данным приборного учёта, или путём замеров в сырьевых емкостях.

СЫрая нефть содержит соли, вызывающие сильную коррозию технологического оборудования. Для их удаления нефть, поступающая из сырьевых емкостей, смешивается с водой, в которой соли растворяются, и поступает на ЭЛОУ – Электрообессоливащую установку (рис.2). Процесс обессоливания осуществляется в Электродегидраторах – цилиндрических аппаратах со смонтированными внутри электродами. Под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), смесь воды и нефти (эмульсия) разрушается, вода собирается внизу аппарата и откачивается. Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырьё вводятся специальные вещества – Деэмульгаторы. Температура процесса – 100-120°С.

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 (рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.

Атмосферная перегонка (рис. 3,4) 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 (рис.3,5,6) 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 (рис.7).

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 (рис.4), при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.

Http://uhimik. ru/kratkoe-opisanie-osnovnih-tehnologicheskih-processov-toplivnog/index. html

На самых современных НПЗ в мире доля вторичных процессов составляет – 209%. У лучших российских НПЗ эти показатели на уровне – 62%. Технологическая структура российской нефтепереработки, за исключением нескольких НПЗ, не отвечает требованиям глубокой переработки сырья, минимизация затрат и выпуска продукции с мировым уровнем потребительских и экологических свойств. Все это не позволяет российским нефтяным компаниям наращивать выход с продукцией нефтепереработки на внешний рынок и усиливает сырьевую направленность отрасли.

Перед нефтепереработкой стоит задача значительно поднять удельный вес вторичных процессов и на этой основе существенно глубину переработки нефти.

На сегодня Россия с одной тонны переработанной нефти получает 16% бензина, в Европе этот показатель выше в 2.5, а в США — в 3 раза.

Отдельные технико-экономические показатели работы нефтеперерабатывающей промышленности

Индекс промыш-ленного произ-ва нефтеперерабаты-вающей промыш-ленности,% к пре-дыдущему году

Получая даже по большой цене сырую нефть, американцы имеют более дешевый бензин, поскольку с тонны нефти производят не 160 кг топлива, а в 3 раза больше (таблица 4). И это несмотря на то, что производство нефтепродуктов с использованием углубляющих технологий увеличилась на 1.8%, а глубина переработки нефтяного сырья возросла с 70.2% в 2003 г. до 71.5% в 2004 г. (таблица 5). Причина столь удручающего положения заключается в том, что свыше половины оборудования в нефте-перерабатывающей и более трети в газовой промышленности изношено более чем на 60%.

Распределение нефти. C 2004 г. Россия опять становится одним из крупнейших производителей нефти в мире – по объемам добычи она занимает третье место после Саудовской Аравии и США. Вместе с другими странами СНГ Россия обеспечивает около 10% от общего объема поставок на мировой рынок нефти. В 2003 г. добыча нефти и конденсата в России впервые за последние годы превысила уровень 1992 г., составив 421 млн. т. в год, и продолжала увеличиваться в 2004 и 2005 гг., достигнув соответственно 458.8 и 470 млн. т. По уровню потребления нефти на душу населения Россия сейчас занимает 14-е место в мире, в количественном выражении потребления нефти в России в 2004 — 2005 гг. составляет около 2.5 млн баррелей в сутки.

Нефть – биржевой товар, поэтому ее качество необходимо стандартизировать. На мировых рынках торгуется больше десятка общепризнанных марок нефти, самые известные из которых – WTI (западноевропейская средняя), котируемая на Нью-Йоркской бирже, и Brent, котируемая на Лондонской бирже. “Корзина ОПЕК” является средневзвешенным показателем отпускных цен для семи сортов нефти. Россия экспортирует нефть под двумя марками, являющимися смесью различных сортов, – Urals и Siberian Light. Urals – основная российская нефть, поставляемая на экспорт, она торгуется с дисконтом к Brent в 1- 1.5%. Siberian Light выше качеством и ценится дороже.

Для измерения количества нефти в мире существует два стандарта: баррели – в США и тонны – в Европе. Один баррель сырой нефти равен 159 л, или 0.136 т. В одной тонне в зависимости от плотности нефти содержится в среднем от 6.7 до 7.6 баррелей; для российской марки нефти Urals этот показатель составляет примерно 7.16 баррелей на тонну.

Россия является крупным экспортером нефти на мировой рынок (таблица 6).

Источники: Министерство энергетики РФ (см. Russian Petroleum Investor, 2003, vol. 12, No 2);Расчеты Автора.

Сырая нефть и нефтепродукты составляют примерно 40% суммарного экспорта России, нефть – существенный источник доходов бюджета. Магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов осуществляют соответственно АК «Транснефть» и «Транснефтепродукт». Магистральные трубопроводы АК «Транснефть» перекачивают 99,3 добываемой в России нефти. Их протяженность – 48.5 тысяч километров – позволяет формировать трансконтинентальные потоки нефти.

Подавляющая часть российской нефти уходит за пределы постсоветского пространства. Доля чистого экспорта в страны дальнего зарубежья повысилась с 53% в 1992г. до 86% в 2001г. В 1999 г. приблизительно 15% общего импорта нефти Евросоюза составлял импорт из России. Главные страны-импортеры – Великобритания, Франция, Италия, Германия и Испания. Вес России в американском нефтяном импорте в настоящее время крайне мал, менее 1%, но не исключено, что в среднесрочной перспективе он может, существенно вырасти.

Рост экспорта сырой нефти сдерживается транспортными ”узкими местами”, поэтому российские нефтяные корпорации надеются на увеличение экспорта в будущем.

Экологические проблемы при добыче нефти и его переработки. Растущие потребности федеральной экономики в нефтяном сырье не оставляет никаких сомнений в том, что в ближайшие годы не следует ожидать снижение объемов работ при добыче, транспортировке и переработке нефти. Однако и перспектива жить в постоянно ухудшающихся экологических условиях не может вызывать особого энтузиазма как тех, кто работает в нефтяной промышленности, так и тех, кто оказывается в сфере ее воздействия. Поэтому возникает вполне естественный вопрос: Каким образом организовывать хозяйственную деятельность, чтобы экономический рост не только не сопровождался значительным негативным экологическим воздействием на окружающую среду, но и чтобы еще можно было эффективно устранять и последствия предыдущей деятельности? Основная угроза нефтедобывающей промышленности, состоит прежде всего, в непрерывном увеличении в окружающей среде – атмосферном воздухе, поверхностных и подземных водах, почве, наземной и водной биоте концентраций разнообразных загрязняющих химических веществ — ксенобиотинов, образующихся и распространяющихся в результате нефтяной промышленности. Именно эти вещества в ходе миграции трансформации и накопления в природных средах приводят к деградации экосистем и непосредственно или через трофические цепи угрожают здоровью и жизни населения.

Природным экосистемам угрожают следующие виды техногенного воздействия – механическое повреждение растительных сообществ, нарушение геологических структур, изменение водного режима, дискомфорт, создаваемый электромагнитными и звуковыми полями. В свою очередь деградация экосистем приводит к ухудшению рекреационных возможностей природных объектов. Стратегической целью в решении проблемы обеспечения экологической безопасности округа должно быть рациональное и безопасное использование имеющегося природно-ресурсного потенциала в интересах страны одновременным предотвращением вреда, наносимого природной среде и жизненно важным интересам населения. Отсюда вытекают основные задачи рационального природопользования – сочетание рациональной добычи переработки невозобновляемых природных ресурсов и неистощительное использование возобновляемых природных ресурсов; – снижение техногенного воздействия на окружающую среду и население; – улучшение условий жизни населения за счет повышения качества медицинского и социального обслуживания; – защита и восстановление территорий и экосистем. Для обеспечения экологической безопасности в сфере охраны атмосферного воздуха вводят техническое перевооружение, реконструкцию и модернизацию производств на основе внедрения современных технологически обеспечивающих снижение выбросов вредных веществ в атмосферный воздух; – сокращение объемов сжигания попутного нефтяного газа в факелах; – предотвращение загрязнения водных объектов от источников загрязнения; – внедрение малоотходных и безотходных технологий; – ускоренная ликвидация накопленных отходов, сокращение площадей шлаконакопителей, отвалов, полигонов; ускоренная рекультивация почв и земель; – обеспечение условий сохранения биологического разнообразия, генофонда животных и растительных организмов; – обеспечение рационального использования лесов.

Кабазина Е. А. Территориальная организация нефтяной промышленности России на современном этапе /Е. А. Кабазина // География в школе. – 2002. – №1. – с. 16-26.

Лебедева Т. Нефтяная промышленность России /Т. Лебедева // Общество и экономика. – 2001. – №6. – с. 137-161.

Лиухто К. Российская нефть: производство и экспорт/К. Лиухто // Вопросы экономики. – 2003. – №9. – с. 136-147.

Моргунов Е. В. Цена нефти. Развитие ценовых инструментов Функционирования нефтяного рынка России/Е. В. Моргунов // Эко. – 2006. – №9. – с. 136 – 147.

Http://textarchive. ru/c-2785595-p6.html

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Плешивцева Юлия Эдгаровна, д. т.н., профессор г. Самара – 2016 Оглавление ВВЕДЕНИЕ

1.1 Нефтепереработка как системный элемент нефтегазового сектора. 15

2.1 Основные подходы к системному анализу процессов первичной нефтепереработки

2.2 Методика системного анализа процесса первичной нефтепереработки

2.3 Методика оценки уровня автоматизации и качества управления процессом первичной переработки нефти

2.3.2 Отображение топологии установки первичной нефтепереработки с помощью структурной схемы

2.3.3 Отображение топологии установки первичной нефтепереработки с помощью технологических схем

2.3.4 Анализ технологических операторов и потоков установки первичной нефтепереработки

2.3.5 Классификация параметров и потоков установки первичной нефтепереработки

2.3.11 Анализ уровня комплексной автоматизации блоков и узлов. 56 2.3.11.1 Оценка уровня автоматизации контроля параметров. 56 2.3.11.2 Оценка уровня автоматизации регистрации параметров потоков

2.3.11.4 Оценка уровня автоматизации регистрации параметров оборудования

2.3.11.5 Оценка уровня автоматизации функции управления. 66 2.3.12 Оценка надежности системы управления

2.3.13 Сравнительный анализ относительной эффективности локальных САР

3.1 Математическое описание объектов управления САУ подогревом сырья

4.2 Постановка Задачи параметрического синтеза и оптимизации каскадных САУ

4.3 Решение задачи параметрического синтеза и оптимизации каскадных САУ на основе альтернансного метода

4.4 Параметрическая оптимизация многоконтурной САУ подогревом сырья

4.4.2 Решение задачи параметрической оптимизации многоконтурной САУ подогревом сырья

4.4.2.2 Решение задачи при наличии звена транспортного запаздывания в структуре объекта

4.4.2.3 Техническая реализация и анализ эффективности оптимальных алгоритмов управления

Приложение А – Результаты анализа качества систем управления на примере установки АВТ-4 ОАО «Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод». 170 Справка № 03-06/281А от 02.07.2015 г. об использовании результатов диссертации в процессе промышленной эксплуатации АСУ ТП установки АВТ-4 в АО «КНПЗ»

Справка № 35-9944 от 30.06.2015 г. об использовании результатовдиссертации в АО «Нк НПЗ»

При подготовке магистров и бакалавров по направлениям «Системный анализ и управление», «Теплоэнергетика и теплотехника» и «Управление в технических системах»

Диссертация посвящена проблеме системного анализа и оптимизации алгоритмов управления многостадийными процессами первичной переработки нефти с целью повышения эффективности производства в нефтяной отрасли и качества конечных продуктов нефтепереработки.

Актуальность проблемы. Лидирующие места в товарной структуре международной торговли долгие годы занимают и стабильно удерживают нефть, газ и продукты их первичной переработки, которые существенно опережают все другие товары и статьи экспортно-импортных операций, что определяет их ключевую роль в мировом коммерческом энергобалансе [49, 73, 94].

Российская Федерация обладает значительными углеводородными ресурсами, запасы которых являются достаточными не только для удовлетворения внутренних потребностей, но и обеспечения крупных экспортных потоков в другие страны, что приносит РФ, как стране-экспортеру нефти, доходы, позволяющие ставить и решать масштабные экономические, политические и социальные задачи. Российская Федерация входит в число ведущих нефтедобывающих стран мира. По объемам добычи жидких углеводородов РФ занимает второе место, ее доля составляет 12%. Объемы разведки запасов жидких углеводородов в РФ на уровне 5% от мировых позволяют России занимать восьмое место в мире [73, 96]. В целом, на нефтегазовый сектор приходится 70% экспорта и 30% ВВП Российской Федерации.

При этом к основным системным проблемам нефтепереработки как ключевого элемента нефтяной отрасли РФ можно отнести следующие: низкий коэффициент извлечения нефти, низкое качество и нестабильный состав нефтепродуктов, недостаточный уровень автоматизации и качества управления процессами нефтепереработки, недостаточную эффективность работы существующего производственного оборудования, низкую глубину переработки, несоответствие качества конечной продукции экспортным требованиям и некоторые другие [73, 89, 96].

Непрерывно возрастающая конкуренция в мировой экономике и переход к новым стандартам энерго – и ресурсосбережения, качества и экологической безопасности создают необходимость непрерывного ужесточения требований, предъявляемых к процессам первичной переработки нефти, что обусловливает очевидную потребность в разработке новых системных подходов к увеличению эффективности производства в нефтяной отрасли, оптимизации управления основными процессами нефтепереработки и, как следствие, к повышению качества продуктов нефтепереработки.

Выраженный системный характер данной проблемы определяет необходимость ее решения на базе системных исследований с использованием современных методов и средств теории моделирования, управления и оптимизации систем с распределенными параметрами [2].

Вышеизложенное подтверждает актуальность рассматриваемой в диссертации проблемы системного анализа процессов первичной переработки нефти, оценки уровня автоматизации и эффективности управления ими, а также методов и алгоритмов параметрической оптимизации многоконтурных систем управления анализируемыми процессами.

Цель диссертационной работы состоит в повышении эффективности производства в нефтяной отрасли и качества конечных продуктов нефтепереработки на базе системных подходов к анализу и оптимизации многоконтурных систем управления сложными многостадийными процессами первичной переработки нефти.

Для достижения поставленной цели в диссертации были решены следующие задачи:

1. Разработка методики системного анализа многостадийного процесса первичной переработки нефти как сложного технического объекта управления и оптимизации.

2. Разработка методики получения, сортировки, обработки и анализа информации для решения задачи оценки уровня автоматизации и эффективности управления многостадийными процессами первичной нефтепереработки.

3. Выработка рекомендаций по параметрической оптимизации многоконтурных систем управления процессами первичной переработки нефти на основе интегральных системных количественных оценок качества регулирования локальных контуров.

4. Выбор и обоснование ориентированных на использование в задачах параметрической оптимизации математических моделей для описания динамики объектов регулирования локальных САР в форме передаточных функций по рассматриваемым каналам действия управляющих и возмущающих воздействий.

5. Разработка алгоритма решения задачи параметрического синтеза и оптимизации по частотным критериям качества каскадных систем управления на базе альтернансного метода параметрической оптимизации.

6. Решение задачи параметрической оптимизации по частотным критериям качества типовых регуляторов локальных САР в многоконтурной системе управления процессами первичной переработки нефти.

Методы исследования. Для решения поставленных в диссертационной работе задач использовались методы системного анализа, теории автоматического управления, оптимального управления системами с распределенными параметрами, параметрической оптимизации, теории тепломассопереноса и гидродинамики, компьютерного моделирования.

В диссертационной работе получены следующие основные научные результаты:

– разработана методика системного анализа многостадийного процесса первичной переработки нефти как сложного технического объекта управления и оптимизации, позволяющая, в отличие от известных, на основе построения системных интегральных оценок относительной эффективности локальных контуров регулирования выявить неэффективно управляемые технологические параметры и оптимизировать соответствующие многосвязные системы управления;

– разработана новая методика оценки уровня автоматизации и эффективности управления процессом первичной переработки нефти, регламентирующая алгоритмы получения, сортировки, обработки и анализа информации согласно сформулированным требованиям к форме представления исходных данных и результатам анализа;

– на базе альтернансного метода оптимизации разработан алгоритм решения задачи параметрического синтеза и оптимизации каскадных систем управления, который позволяет, в отличие от известных, обеспечить максимальную степень инвариантности локальных контуров регулирования по отношению к внешним возмущениям при заданных ограничениях на максимумы амплитудно-частотных характеристик замкнутых контуров синтезируемой системы по каналам задающих воздействий;

– на базе альтернансного метода разработан алгоритм решения задачи параметрической оптимизации по частотным критериям качества типовых регуляторов в многоконтурной системе автоматического управления, который впервые апробирован применительно к типовой САУ процессом подогрева сырья на установке первичной переработки нефти при отсутствии и при наличии звеньев транспортного запаздывания в структуре динамических объектов регулирования.

1. Методика системного анализа многостадийного процесса первичной переработки нефти как сложного технического объекта управления и оптимизации.

2. Методика получения, сортировки, обработки и анализа информации для оценки уровня автоматизации и эффективности управления процессом первичной переработки нефти.

3. Алгоритм решения задачи параметрического синтеза и оптимизации по частотным критериям качества каскадных систем автоматического управления, основанный на альтернансном методе параметрической оптимизации.

4. Алгоритм и результаты решения задач оптимизации по частотным критериям качества типовых регуляторов в многоконтурной системе автоматического управления процессами первичной переработки нефти при отсутствии и при наличии звеньев транспортного запаздывания в структуре объектов регулирования.

1. В определении уровня автоматизации установок первичной нефтепереработки на основе системного анализа многостадийного процесса переработки нефти как объекта управления и оптимизации.

2. В анализе технической эффективности процессов управления многостадийными процессами первичной нефтепереработки с оценкой степени реализации доступных системе управления технологических возможностей с помощью разработанных методик получения, сортировки, обработки и анализа информации и сформированных на этой основе системных интегральных оценок локальных контуров регулирования.

3. В выявлении неэффективно управляемых технологических параметров процессов первичной переработки нефти и выработке рекомендаций по параметрической оптимизации соответствующих многоконтурных систем управления.

4. В определении оптимальных параметров настройки регуляторов локальных САР в многоконтурных системах управления, позволяющих обеспечить максимальную степень инвариантности локальных контуров регулирования по отношению к внешним возмущениям при выполнении заданных ограничений на максимумы амплитудночастотных характеристик замкнутых контуров синтезируемой САУ по каналам задающих воздействий.

Практическая полезность подтверждается включением результатов исследований в научно-исследовательскую работу (проект №1436) ФГБОУ ВПО «Самарский государственный технический университет» в рамках выполнения государственного задания № 2014/199 по теме «Численное моделирование и многокритериальная оптимизация нелинейных объектов технологической теплофизики с распределенными параметрами»; справкой № 35-9944 от 30.06.2015 г. об использовании результатов диссертации в АО «Нк НПЗ»; справкой № 03-06/281А от 02.07.2015 г. об использовании результатов диссертации в процессе промышленной эксплуатации АСУ ТП установки АВТ-4 в АО «КНПЗ»; актом от 16.11.2015 г. о внедрении в учебный процесс ФГБОУ ВО «СамГТУ» при подготовке магистров и бакалавров по направлениям «Системный анализ и управление», «Теплоэнергетика и теплотехника» и «Управление в технических системах».

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы были доложены и обсуждены на всероссийских и международных конференциях: V кустовой научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «НК «Роснефть» в 2011 г., VII Межрегиональной научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «НК «Роснефть» в 2011 г., XVII Международном Форуме по проблемам науки, техники и образования (Москва, 2013), XVI Международной конференции «Проблемы управления и моделирования в сложных системах» (Самара, 2014).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ, в том числе 8 статей в периодических изданиях, рекомендованных ВАК Российской Федерации для опубликования результатов кандидатских диссертаций.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка используемой литературы, приложения. Диссертационная работа изложена на 168 страницах основного машинописного текста и 31 странице приложений, содержит 46 рисунка, 22 таблицы. Список использованной литературы включает 107 наименований.

В первой главе определяется роль нефти и продуктов нефтепереработки в топливно-энергетическом комплексе Российской Федерации, проводится анализ объемов поставки нефти на основные российские нефтеперерабатывающие предприятия.

Проведен обзор основных типов промышленных установок первичной переработки нефти, к которым, прежде всего, относятся установки атмосферной, вакуумной и атмосферно-вакуумной трубчатки (АВТ).

Рассмотрены и проанализированы основные системные проблемы нефтеперерабатывающей отрасли: низкий коэффициент извлечения нефти, высокий износ основных фондов, низкое качество и нестабильный состав нефтепродуктов, недостаточный уровень автоматизации и качества управления многостадийными процессами нефтепереработки, недостаточная эффективность работы существующего производственного оборудования и другие.

Установлено, что одной из основных проблем является недостаточная эффективность работы существующих систем управления процессами первичной переработки нефти, решение которой обусловливает необходимость разработки новых системных подходов к модернизации производства с целью повышения эффективности производства в нефтяной отрасли и качества конечных продуктов нефтепереработки без дополнительных капитальных затрат.

Рассмотрена типовая укрупненная структура нефтепереработки, представляющая собой сложную систему взаимосвязанных процессов и явлений различной физической природы, из которых наиболее высокотоннажным, энергоемким и ресурсозатратным, является процесс первичной переработки нефти. Данное обстоятельство определило выбор процесса первичной нефтепереработки на установках атмосферно-вакуумной перегонки в качестве объекта системного анализа, управления и оптимизации.

Во второй главе представлен обзор основных подходов к системному анализу процессов первичной переработки нефти Подробно описана разработанная методика системного анализа многостадийного процесса первичной переработки нефти как сложного технического объекта управления и оптимизации, позволяющая, в отличие от известных, на основе построения системных интегральных оценок относительной эффективности локальных контуров регулирования выявить неэффективно управляемые технологические параметры и оптимизировать соответствующие многосвязные системы управления.

Подробно описана разработанная методика оценки уровня автоматизации и эффективности управления процессом первичной переработки нефти, регламентирующая алгоритмы получения, сортировки, обработки и анализа информации согласно сформулированным требованиям к форме представления исходных данных и результатам анализа Разработанные методики были апробированы при решении задачи системного анализа процесса первичной переработки нефти на установке АВТ. Проведена оценка уровня автоматизации и эффективности управления процессом, а также на основе DEAметода пороведен сравнительный анализ эффективности работы 11 взаимосвязанных локальных САР вакуумного блока установки.

Как показывают результаты применения DEA-метода, в данном случае наихудшие интегральные оценки показателей качества процессов управления имеют контуры регулирования температуры мазута на выходе из печи подогрева сырья, расходов мазута и перегретого пара в печь многоконтурной САУ процессом подогрева сырья. Это означает необходимость перехода к последующим этапам анализа динамики объектов регулирования и параметрической оптимизации соответствующих контуров регулирования. Алгоритмы решения указанных задач и их апробация описаны в последующих главах диссертации.

В третьей главе проведен в рамках общего подхода, предложенного в диссертационном исследовании, анализ динамики объектов регулирования и синтез математических моделей локальных САР в форме передаточных функций по рассматриваемым каналам действия управляющих и возмущающих воздействий на примере многоконтурной САУ процессом подогрева сырья установки АВТ.

Получено структурное представление объектов регулирования локальных САР по каналам, имеющим наихудшие интегральные оценки качества регулирования, в виде соединения апериодических звеньев первого и второго порядков и звена запаздывания.

В четвертой главе диссертации рассматриваются постановка и алгоритм решения на основе альтернасного метода задачи параметрического синтеза и оптимизации каскадных систем управления из условия минимизации реактивности САУ по отношению к внешним возмущающим воздействиям с учетом возможности дополнительных требований по качеству переходных процессов, формулируемых в виде заданных ограничений на максимумы амплитудно-частотных характеристик локальных замкнутых контуров синтезируемой САУ.

Описан разработанный алгоритм решения задачи параметрической оптимизации по частотным критериям качества типовых регуляторов в многоконтурной системе автоматического управления, который впервые апробирован применительно к типовой САУ процессом подогрева сырья на установке первичной переработки нефти при отсутствии и при наличии звеньев транспортного запаздывания в структуре динамических объектов регулирования Показано, что в соответствии с общим алгоритмом задача поиска оптимальных параметров настройки типовых регуляторов в структуре многоконтурной САУ подогрева сырья вакуумного блока перегонки установки АВТ редуцируется к задачам определения соответствующих параметров ПИД-регуляторов с учетом требований к качеству процесса регулирования, формируемых в частотной области в виде функций максимума АЧХ. Приведены решения данной задачи, полученные в соответствии с разработанными в диссертации методиками, при отсутствии и наличии звеньев транспортного запаздывания в структуре объектов регулирования.

Предложена техническая реализация оптимальных алгоритмов регулирования в локальных контурах многоконтурной САУ на базе SCADA EMERSON и программируемого логического контроллера Delta V.

Произведена оценка эффективности управления в оптимизированной САУ с помощью DEA-метода, подтверждающая, что технологические параметры, имевшие наихудшие интегральные оценки, теперь полностью соответствуют технологическим требованиям, предъявляемым к установившимся и переходным режимам работы САУ.

1.1 Нефтепереработка как системный элемент нефтегазового сектора Нефтегазовый сектор является основным сектором экономики России. В 2013 г. на его долю пришлось 30% валового внутреннего продукта страны, около 50% налоговых поступлений в федеральный бюджет и до 70% экспорта [52].

Основными составляющими нефтегазового сектора являются нефтедобыча, нефтепереработка, нефтегазохимия.

Доля России в мировой добыче нефти составляет около 12%. Мощности российских нефтеперерабатывающих заводов составляют более 6% мировых [73].

В 2014 г. в Российской Федерации добыто 526 729 тыс. т нефти, что по отношению к 2013 г. составляет 100,6%.

Традиционно основная доля добываемой в РФ нефти направляется на экспорт, а остальная её часть поступает на российские нефтеперерабатывающие заводы.

В 2014 г. более 55% от общих объемов нефти переработано на основных российских НПЗ и мини НПЗ [24].

Объемы переработки по различным нефтяным компаниям и НПЗ приведены в таблице 1.1 [24].

Объемы поставки нефти на российские объекты переработки в 2014 году Продолжение таблицы 1.1.

Как показывает анализ приведенных в таблице 1 данных, переработка основной доли нефти осуществляется на 36 наиболее крупных НПЗ с объемом переработки более 290 007,6 тыс. т в год [24].

Средний объем переработки НПЗ в 2014 г. составил 8 055, 76 тыс. тонн в год.

Объемы переработанной нефти в 2014 г. на российских предприятиях, поступившей на переработку по системе магистральных нефтепроводов АК «Транснефть», увеличились на 4,6% по сравнению с 2013 г.

Объемы переработанной нефти в 2014 г. на российских предприятиях, поступившей на переработку помимо системы магистральных нефтепроводов АК «Транснефть», увеличились на 5,3% по сравнению с 2013 г.

Увеличение поставок нефти и объемов ее переработки на российских НПЗ свидетельствует о повышении спроса нефти на внутреннем рынке, готовностью российских НПЗ к переработке нефти и приводит к дополнительной загрузке мощностей российских НПЗ.

Рынок нефтепереработки внутри Российской Федерации растет. Крупным нефтяным Компаниям, приведенным в таблице 1, принадлежит до 90% мощностей по переработке нефти и они вкладывают значительные средства в модернизацию своих производственных фондов, обновляя оборудование и технологии с целью повышения безопасности ведения процессов, повышения глубины переработки, увеличения эффективности производста и других технико-экономических показателей [73].

Кроме того, существующий дисбаланс доли продажи нефти как сырья и возможностей существующих НПЗ по переработке нефти, экономическая целесообразность реализации готовых продуктов, а не сырья, свидетельствует о перспективе развития перерабатывающего сектора нефтяной промышленности и увеличения обемов реализации готовой товарной продукции в Российской Федерации [73, 89].

Таким образом, рынок нефтепереработки Российской Федерации является достаточно развивающимся и перспективным, как с точки зрения обеспечения потребностей внутреннего рынка, так и для получения возможности экспорта нефтепродуктов при условии соответствия качества российских нефтепродуктов мировым требованиям.

Типовая укрупненная структура нефтепереработки, представленная на рисунке 1.1, включает 3 основные стадии.

1. На первой стадии нефтяное сырьё разделяется на фракции, которые различаются интервалами температур кипения.

2. На второй стадии фракции, полученные после первичного разделения, перерабатываются посредством химических превращений содержащихся в них углеводородов, в результате чего происходит выработка компонентов товарных нефтепродуктов.

3. На третьей стадии приготовления и отгрузки готовой продукции происходит смешение компонентов товарных нефтепродуктов по заранее рассчитанной рецептуре с использованием различных необходимых присадок, которые позволяют получить доставляемые потребителям товарные нефтепродукты с заданными показателями качества.

Каждая стадия реализуется как сложная совокупность взаимосвязанных последовательных операций по преобразования потоков сырья и энергии, которые представляет собой процессы различной физической и химической природы: нагрев, конденсацию, охлаждение, диффузию, физическое смешение или разделение потоков, химические превращения, тепло – и массообмен и др. При этом отдельные стадии связаны между собой различными энергетическими и материальными потоками.

Проведенный анализ показал, что наиболее высокотоннажными, энергоемкими и ресурсозатратными, являются процессы первичной переработки нефти, существенно влияющие на качество реализации последующих стадий, а, следовательно, и конечной продукции, в целом. Данное обстоятельство является одним из определяющих выбор процессов первичной нефтепереработки в качестве сложного объекта системного анализа, управления и оптимизации.

Перед первичной переработкой нефть подвергают электрообессоливанию, т. к.

Содержащиеся в сырой нефти соли приводят к сильной коррозии технологического оборудования.

Для этого в нефть добавляют воду и направляют на электрообессоливающую установку (ЭЛОУ), где в электродегидраторах с использованием деэмульгаторов разделяется нефть и вода с растворенными в ней солями.

Основными типами промышленных установок, на которых осуществляются процессы перегонки нефти являются: атмосферные трубчатые установки (АТ), вакуумные трубчатые установки (ВТ) и атмосферно-вакуумные трубчатые установки (АВТ).

1.2.1 Установки атмосферной трубчатки Установки АТ предназначены для неглубокой перегонки нефти, в результате которой получают топливные (бензиновые, керосиновые, дизельные) фракции и мазут.

Атмосферная перегонка позволяет произвести отбор светлых нефтяных фракций:

Бензиновой, керосиновой и дизельных, которые имеют температуру кипения ниже 360°С.

Потенциальный выход светлых фракций составляет около (45-60)%. Остатком атмосферной перегонки является мазут.

Процесс атмосферной перегонки представляет собой разделение предварительно нагретой в печи нефти на отдельные фракции. Данный процесс протекает в ректификационной колонне, представляющей собой вертикальный цилиндрический аппарат. Потоки пара и жидкостей движутся в противоположных направлениях через специальные тарелки (контактные устройства), количество которых обычно варьируется от 20 до 60. При этом пар поднимается вверх, а жидкость опускается вниз.

Существует огромное разнообразие размеров и конфигураций ректификационных колонн, применяющихся практически на всех установках нефтеперерабатывающих производств нефтяной отрасли. Поскольку к нижней части ректификационной колонны осуществляется подвод тепла, а в верхней её части осуществляется отбор тепла, происходит постепенное снижение температуры от низа колонны к ее верху. Это позволяет отводить бензиновые фракции в виде паров вверху колонны, а также конденсировать и выводить пары керосиновой и дизельных фракций в соответствующих частях колонны, при этом оставшийся жидким мазут откачивается с низа колонны [6, 48, 76, 85].

1.2.2 Установки вакуумной трубчатки Установки вакуумной трубчатки предназначены для перегонки мазута топливного профиля. Основным назначением вакуумной перегонки мазутов является получение широких фракций с температурой кипения в диапазоне (350-550)оС (и выше).

Получаемые фракции могут использоваться как сырье в каталитических процессах или в качестве дистиллятов при производстве парафинов и масел. Выход широкой фракции составляет обычно (40-60) % от мазута.

Согласно технологическим требованиям в состав мазута, который поступает в вакуумный блок из атмосферной колонны, должны входить франкции, имеющие температуру кипения ниже 350оС. Поскольку увеличение массового содержания светлых фракций влечет за собой увеличение диаметра вакуумной колонны, затруднение полной конденсации паров на верху колонны и увеличение загрузки системы, создающей вакуум, то считается, что содержание светлых фракций не должно превышать 5% (от массового объема). Современные вакуумные колонны достигают в диаметре до 9 м (в зависимости от их мощности).

На отбор, качество продуктов и стабильность работы влияют схемы орошения вакуумных колонн. Важным конструктивным элементом вакуумной колоны является узел ввода сырья и разделения паровой и жидкой фаз в сечении питания.

Работа вакуумного блока зависит так же и от конденсационно-вакуумсоздающей системы [6, 48, 76, 85].

1.2.3 Стабилизация и вторичная перегонка бензина Во фракциях легкого и тежелого бензинов, отбираемых в верхних частях отбензинивающей и атмосферной колонн, соответственно, содержатся растворенные в них углеводородные газы (С1-С4). Это обстоятельстов определяет необходимость стабилизации прямогонных бензинов, в результате которой происходит выделение сухого (С1-С2) и сжиженного (С2-С4) газов, которые потом могут быть рационально использованы.

Низкая детонационная стойкость обусловливает невозможность использования прямогонных бензинов после их предварительной стабилизации в качестве автомобильных бензинов. Для регулирования пусковых свойств и упругости паров товарных бензинов обычно используется только головная фракция бензина, имеющая температуру кипения ниже 85оС и обладающая достаточно высокой детонационной стойкостью.

Для реализации последующих стадий переработки необходимо подвергнуть стабилизированные бензины вторичной перегонке на фракции, которые в дальнейшем используются в качестве сырья в процессах каталитического риформинга, реализуемых с целью получения высокооктановых компонентов автобензинов или ароматических углеводородов: бензола, толуола и ксилола. При топливном направлении переработки прямогонные бензины разделяют на две фракции: с температурой кипения ниже 85оС и с температурой кипения в диапазоне от 85 оС до 180оС.

1.2.4 Установки атмосферно-вакуумной трубчатки В большинстве случаев атмосферную и вакуумную перегонку ведут на одной установке, осуществляющей процессы перегонки как под нормальным, так и под пониженным давлением. Такие комбинированные установки называются установками атмосферно-вакуумной трубчатки.

Установки АВТ являются основными в технологическом процессе переработки нефти. Остатком при атмосферно-вакуумной перегонке нефти является гудрон, который используется или для получения котельного топлива, или в качестве сырья для получения высоковязких масел, битума, кокса.

АВТ, являясь комбинированной установкой, занимает меньшую площадь, расходует меньше топлива, электроэнергии по сравнению с последовательно расположенными установками АТ и ВТ.

Поэтому на современных НПЗ с целью оптимизации площадей, повышения отборов, снижения затрат на первичные процессы переработки стремятся размещать и эксплуатировать именно установки АВТ в различной конфигурации (ЭЛОУ, АТ, ВТ, блок стабилизации), что позволяет реализовать все вышеперечисленные процессы [6, 48, 76, 85]. Доля установок АВТ в первичной переработке действующих российских НПЗ составляет около 95 %.

Мощность установок АВТ обычно составляет от 3 до 8 млн. т сырой нефти в год и более. На одном НПЗ обычно располагается несколько установок переработки, чтобы исключить полную остановку производственного цикла на НПЗ при необходимости ремонта одной из установок.

С целью повышения глубины переработки фракции поступают на установки вторичной перереработки. В зависимости от качества нефти и требуемой номенклатуры вторичная переработка может включать следующие процессы: газоочистку, газофракционирование, изомеризацию, риформинг, гидроочистку, каталитический крекинг, переработку непредельных газов, гидрокрекинг, висбрекинг, алкилирование, производство серы и другие процессы [6, 48, 76, 85].

Российская нефтеперерабатывающая промышленность значительно отстает от мировой по большинству технико-экономических показателей.

Среди основных системных проблем нефтепереработки как ключевого элемента нефтяной отрасли РФ можно выделить следующие:

– недостаточный уровень автоматизации и качества управления процессами нефтепереработки;

– недостаточная эффективность работы существующего производственного оборудования;

– недозагруженность первичных процессов переработки при существенном дефиците мощностей вторичной переработки;

– невысокое качество конечной продукции, ее несоответствие экспортным требованиям;

– высокий уровень физического износа основных ресурсов и оборудования;

– недостаточность инвестиций для финансирования программы поддержания основных фондов и инвестиционной деятельности [66, 73, 89, 92, 96].

Правительством Российской Федерации предпринимаются решительные меры для обеспечения повышения эффективности топливно-энергетического сектора в целом. С этой целью разработана «Энергетическая стратегия России до 2030 года», подготовлена «Энергетическая стратегия России до 2035 года». Реализация стратегии в нефтяной отрасли должна привести к повышению эффективности работы нефтеперерабатывающих заводов за счет применения передовых технологий (рост с 72 до 90 % глубины переработки нефти с производством моторных топлив высших экологических классов, повышение выхода светлых нефтепродуктов с 58 % до 74 %) при снижении объемов нефти, направляемой на переработку, до 277 млн. т в 2020 году и до 240 млн. т к 2035 году [96, 97].

Процессы первичной переработки нефти являются наиболее крупнотоннажными, ресурсоемкими и высоко энергозатратными, характеризуются частой сменой фракционного состава перерабатываемых нефтей. От технико-экономических показателей первичных процессов переработки нефти (качество получаемых компонентов, процент отбора фракций легких углеводородов, удельный объем потребления топлива и др.), зависит качество функционирования остальных технологических стадий переработки нефти, поэтому решение системных проблем первичной нефтепереработки окажет существенное положительное влияние на систему нефтепереработки в целом и, как следствие, на всю нефтяную отрасль Российской Федерации.

Многие из перечисленных проблем нефтеперерабатывающей отрасли, связанные в том числе и со сложившейся неблагоприятной экономической ситуацией в России и мире, напрямую касаются вопросов эффективности управления процессами первичной переработки и качества получаемых нефтепродуктов.

К основным системным проблемам, возникающим в управлении многостадийными процессами первичной переработки нефти, относятся недостаточный уровень автоматизации и качества управления процессами нефтепереработки, недостаточная эффективность работы существующего производственного оборудования, невысокое качество продуктов нефтепереработки.

Для преодоления указанных системных проблем вертикально интегрированные нефтяные компании разработали и реализуют комплекс мер по реконструкции существующих производств и строительству новых установок с целью повышения эффективности процессов первичной нефтепереработки и качества выпускаемых нефтепродуктов.

Однако, решение указанных проблем существенно осложняется сложившейся в стране и мире экономической ситуацией. В связи с падением цен на нефть курс рубля по отношению к основным валютам значительно снизился. Кроме того, в результате действующих экономических санкций ограничен доступ к заемному финансированию. С учетом того, что значительная часть оборудования для модернизации объектов нефтепереработки приобретается за валюту, нефтяные компании, реализующие программы модернизации производства, сталкиваются с недостатком средств для финансирования своих инвестиционных проектов. Нефтяные компании вынуждены приостанавливать строительство новых объектов, пересматривать графики строительства новых и модернизации существующих объектов, переносить пуск объектов на более поздний срок.

Кроме того, непрерывно возрастающая конкуренция в мировой экономике и переход к новым стандартам энерго – и ресурсосбережения, качества и экологической безопасности создают необходимость непрерывного ужесточения требований, предъявляемых к процессам первичной переработки нефти, что обусловливает очевидную потребность в разработке новых системных подходов к увеличению эффективности производства в нефтяной отрасли, оптимизации управления основными процессами и, как следствие, к повышению качества конечных продуктов нефтепереработки без существенных капитальных вложений.

Выраженный системный характер данной проблемы определяет необходимость ее решения на базе системных исследований с использованием современных методов и средств системного анализа, теории моделирования, управления и оптимизации.

Вышеизложенное подтверждает актуальность рассматриваемой в диссертации проблемы системного анализа и оптимизации алгоритмов управления многостадийными процессами первичной переработки нефти.

1. Определена ключевая роль нефтепереработки как системного элемента топливноэнергетического комплекса Российской Федерации, проведен анализ объемов поставки нефти на основные российские нефтеперерабатывающие предприятия.

2. Установлено, что рынок нефтепереработки является динамично развивающимся и перспективным, как с точки зрения обеспечения потребностей внутреннего рынка, так и для получения возможностей экспорта российских нефтепродуктов при условии соответствия их качества мировым требованиям.

3. Рассмотрена укрупненная структура нефтепереработки, включающая три основные связанные между собой многочисленными энергетическими и материальными потоками стадии, каждая из которых реализуется как сложная совокупность взаимосвязанных последовательных операций по преобразования потоков сырья и энергии, представляющих собой процессы различной физической и химической природы. При наиболее высокотоннажным, энергоемким и ресурсозатратным, является процесс первичной переработки нефти. Данное обстоятельство определило выбор процесса первичной нефтепереработки на установках атмосферно-вакуумной перегонки в качестве объекта системного анализа, управления и оптимизации.

4. Проведен обзор основных типов промышленных установок первичной переработки нефти, к которым, прежде всего, относятся установки атмосферной трубчатки, вакуумной трубчатки и атмосферно-вакуумной трубчатки, при этом доля установок АВТ в первичной переработке действующих российских НПЗ составляет около 95 %.

5. Рассмотрены и проанализированы основные системные проблемы нефтепереработки как ключевого элемента нефтяной отрасли РФ, к которым относятся следующие: низкий коэффициент извлечения нефти, низкое качество и нестабильный состав нефтепродуктов, недостаточный уровень автоматизации и качества управления процессами нефтепереработки, недостаточная эффективность работы существующего производственного оборудования; низкая глубина переработки, недозагруженность первичных процессов переработки при существенном дефиците мощностей вторичной переработки, невысокое качество конечной продукции, ее несоответствие экспортным требованиям, отсталая производственная структура, высокий уровень физического износа основных ресурсов и оборудования, высокий уровень энергопотребления, недостаточность инвестиций для финансирования программы поддержания основных фондов и инвестиционной деятельности.

6. Установлено, что одной из основных проблем первичной нефтепереработки является недостаточный уровень эффективности работы существующего оборудования и качества управления, решение которой обусловливает необходимость разработки новых системных подходов к увеличению эффективности производства в нефтяной отрасли, оптимизации управления основными процессами и, как следствие, к повышению качества конечных продуктов нефтепереработки без существенных капитальных вложений.

Проблемам анализа эффективности процессов переработки нефти посвящены работы специалистов, занимающихся изучением и внедрением систем усовершенствованного управления, например, Дозорцева В. М., Кнеллера Д. В. [28, 32, 54].

В их работах подробно изложены пути повышения эффективности процессов переработки нефти на различных этапах, применение усовершенствованного управления в химических, нефтехимических процессах. В своих работах авторы подробно излагают возможности повышения эффективности процессов за счет применения прогнозирующих моделей в сочетании с разработкой и внедрением виртуальных анализаторов. Этот подход себя оправдал и подтвержден положительным опытом внедрения на практике.

Вопросам разработки общих системных подходов анализа качества управления сложными технологическими процессами посвящены исследования Малина А. С., Мухина В. И., Минскера И. Н., Ицковича Э. Л. [47, 51, 68, 70] и других авторов.

Основные подходы к комплексному аудиту качества управления процессом разделения нефти прорабатывались специалистами ОАО «СвНИИНП». Ими были разработаны рекомендации по построению локальных систем регулирования, которые носят частный характер [41].

Несмотря на имеющиеся результаты, к настоящему времени вопросы системного анализа сложных многостадийных процессов первичной нефтепереработки, управляемых многоконтурными каскадными САУ, изучены недостаточно.

Не существует единой стратегии системного анализа данных отраслевых процессов, позволяющих на основе интегральных системных количественных оценок выявить неэффективно управляемые технологические параметры и разработать рекомендации по оптимизации исследуемых систем.

Таким образом, возникает задача разработки методики системного анализа многостадийного процесса первичной переработки нефти как сложного технического объекта управления и оптимизации, которая позволит на основе построения системных интегральных оценок относительной эффективности локальных контуров регулирования выявить неэффективно управляемые технологические параметры и оптимизировать соответствующие многосвязные системы управления. Полученные в результате анализа формализованные (количественные) оценки должны отражать соответствие оцениваемых систем управления действующим нормативным документам, выбранным системным критериям технологической эффективности, промышленной и экологической безопасности, ресурсосбережения и энергоэффективности. Системные оценки позволят разработать рекомендации по повышению уровня автоматизации и эффективности технологического управления.

Решение задачи разработки алгоритмов оптимизации по частотным критериям качества структуры и параметров многосвязных систем управления многостадийными процессами первичной нефтепереработки на основе результатов оценки качества управления позволит повысить эффективность производственных процессов при одновременной минимизации затрат материальных ресурсов и энергии без дополнительных капитальных затрат.

В основу системного анализа многостадийных процессов первичной переработки нефти положены следующие принципы и допущения:

Многостадийный процесс первичной переработки нефти включает 1) последовательные операции преобразования потоков исходного сырья в потоки продуктов [2, 3, 6, 48]. Системный анализ технологической топологии процесса, состоящего из различных стадий нагрева, конденсации, охлаждения, смешения или разделения потоков, позволяет представить её в виде взаимосвязанной системы технологических операторов, классифицируемых по их функциональному назначению.

Технологические операторы определяются элементарными не упрощаемыми технологическими операциями, осуществляемыми над технологическими потоками.

Таким образом, совокупность технологических операторов и технологических потоков можно представить в виде технологической схемы установки первичной переработки нефти и осуществляемого на ней процесса.

2) Эффективность работы установок и выполнение планового производственного задания зависят от различных факторов, в том числе аварийно-опасных [11, 38, 50, 60].

Основным возмущением, наиболее сильно влияющим на качество динамического процесса первичной переработки нефти, является изменение качества перерабатываемого сырья. Для упрощения анализа управления процессом ректификации целесообразно все остальные возмущения, кроме аварийных ситуаций, отказов оборудования, непредвиденных остановов, заменить при постоянных отборах проб нефтепродуктов эквивалентными изменениями качества сырья или, напротив, при неизменном качестве сырья – изменениями отборов.

3) Системы автоматического регулирования и автоматизированного управления применяются для компенсации указанных возмущений с целью обеспечения надежности и экономической эффективности производства на плановом уровне. Интегральную оценку качества управления установкой первичной переработки нефти, учитывая доминирование возмущения, связанного с изменением качества сырья, можно, в первую очередь, определить путем сравнения вариации качества продуктовых фракций с вариацией качества сырья. При этом, чем ниже влияние доминирующего возмущения на качество получаемых продуктов, тем выше качество управления. Наилучшим качеством управления считается ситуация, когда колебания качества получаемых нефтепродуктов при наличии любых возмущений процесса полностью отсутствуют. Интегральным показателем, отражающим качество потоков сырья или получаемых продуктовых фракций, можно считать удельный вес нефтепродукта.

4) Управление ходом многостадийного процесса на типовых установках первичной переработки нефти, в том числе на установках АВТ, осуществляет автоматизированная система управления, которая может быть представлена в виде трех основных подсистем 2.1). Эти подсистемы предназначены для решения локальных (рисунок специализированных задач для оперативного, точного, безопасного и экономически эффективного управления [76].

Информационно-измерительная подсистема обеспечивает измерения параметров процесса и является информационной и технической базой для подсистем промышленной безопасности и технологического управления. Основными критериями качества работы подсистемы являются полнота информации и точность средств измерения.

Подсистема технологического управления обеспечивает выполнение плановых заданий по качеству и объему производства нефтепродуктов, осуществляя функции контроля и регулирования параметров технологического процесса. Основными критериями качества работы подсистемы являются соответствие заданных показателей качества управления локальными САР в установившихся и динамических режимах нормативам, установленным по требованиям регламента и нормативно-технической документации.

Обеспечение заданного уровня надежности производства и минимизацию рисков деятельности нефтеперерабатывающего предприятия в целом осуществляет подсистема промышленной безопасности. Надежность и соответствие основных функций, алгоритмов работы системы, перечня контролируемых параметров требованиям нормативной документации можно считать критериями работы подсистемы промышленной безопасности.

Рисунок 2.1 – Структура автоматизированной системы управления многостадийным процессом первичной нефтепереработки

2.2 Методика системного анализа процесса первичной нефтепереработки Исходными данными для системного анализа являются: технологический регламент, схемы описания процесса первичной нефтепереработки, отчетные материалы о работе предприятия, технологическая инструкция, схема информационных потоков автоматизированной системы управления предприятием, другие нормативные документы предприятия.

На рисунке 2.2 представлен алгоритм системного анализа многостадийного процесса первичной нефтепереработки, который заключается в реализации следующих этапов [30, 58]:

1. Анализ технологической структуры установки первичной нефтепереработки.

Состоит из процедур сбора исходных данных в установленных формах, детального обследования установки и разработки топологического описания процесса разделения нефти. На этом этапе характеризуются входные и выходные потоки, составляются структурная и укрупненная технологическая схемы, которые полностью описывают технологическую структуру, составляются операторные схемы блоков и узлов, которые отражают все связи технологической топологии, осуществляется классификация и обозначение параметров, потоков блоков и узлов [2, 18-20, 51].

2. Анализ подсистемы технологического управления Включает исследование состава и качества управления локальных САР. На этом этапе анализируются существующие контуры регулирования основных технологических параметров процессов, составляется их перечень, определяются характеристики локальных САР и составляется перечень технологических параметров и потоков. По результатам анализа определяются оценки по абсолютным и интегральным показателям качества процессов управления в локальных автоматизированных системах регулирования технологического режима [51], которые заносятся в паспорта локальных САР.

3. Анализ информационно-измерительной подсистемы установки первичной нефтепереработки.

Включает исследование состава комплекса технических средств и качества измерения параметров потоков и оборудования. На этом этапе определяются требования к измерению параметров потоков и оборудования, анализируются характеристики существующих измерительных приборов и оцениваются качество и требования измерения параметров технологических потоков и оборудования блоков и узлов [2, 51].

4. Анализ подсистем блокировок и защит установки первичной нефтепереработки.

Включает исследование состава и работоспособности автоматических систем блокировок (АСБ) и противоаварийных защит (ПАЗ). На этом этапе определяется характеристика подсистем АСБ и ПАЗ и оценивается степень соответствия предъявляемым требованиям работоспособности [19, 21, 51].

5. Анализ энергетической эффективности АСУ ТП установки первичной нефтепереработки.

Включает характеристику принятых и полученных нефтяных продуктов за отчетный период, расчет планового и фактического удельного расхода тепловой энергии на переработку, определение степени энергетической эффективности АСУ ТП [84].

6. Анализ уровня автоматизации установки первичной нефтепереработки.

Включает анализ количественных и качественных показателей степени автоматизации установки первичной нефтепереработки, в том числе определяются [51]:

Оценка уровня автоматизации функций управления отдельными процессами;

Оценка уровня контроля показателей качества регулирования локальных систем;

Оценка уровня контроля и регистрации параметров технологических потоков и оборудования;

Оценка уровня передачи информации на верхний уровень управления;

7. Анализ надежности АСУ ТП установки первичной нефтепереработки.

Включает составление расчетной логической схемы надежности и расчет интенсивности отказов всех компонентов САР, в том числе датчики, измерительные каналы, средства отображения информации, регуляторы, каналы связи и исполнительные органы [25].

Рисунок 2.2 – Методика системного анализа многостадийного процесса первичной переработки нефти как сложного технического объекта управления и оптимизации

8. Сравнительный анализ относительной эффективности локальных САР установки первичной нефтепереработки.

Анализ основан на многокритериальном методе анализа DEA (Data Envelopment Analysis) и включает оценку сравнительных интегральных показателей качества САР в статическом и динамическом режимах [15, 26, 27, 42, 77, 98-107], что позволяет установить параметры, управление которыми соответствует технологическим требованиям, и выявить, насколько показатели неэффективно управляемых параметров далеки от своих потенциально возможных эффективных значений.

В случае соответствия качества управления предъявляемым технологическим требованиям вырабатываются рекомендации по практическому использованию результатов системного анализа, и задача считается решенной. В случае несоответствия качества управления требованиям технологии осуществляется переход к последующим этапам.

10. Анализ динамики контуров с неэффективно управляемыми параметрами.

Заключается в выборе и обосновании ориентированных на использование в задачах параметрической оптимизации математических моделей для описания объектов регулирования локальных САР в форме передаточных функций по рассматриваемым каналам действия управляющих и возмущающих воздействий.

11. Параметрическая оптимизация САР с неэффективно управляемыми параметрами.

Заключается в решении задачи параметрической оптимизации по частотным критериям качества типовых регуляторов локальных САР с неэффективно управляемыми параметрами многоконтурной системы управления на основе альтернансного метода.

12. Оценка абсолютных показателей качества процессов управления в оптимизированных локальных контурах в статическом и динамическом режимах работы, после чего осуществляется переход к этапу 8.

2.3 Методика оценки уровня автоматизации и качества управления процессом первичной переработки нефти Для оценки уровня автоматизации и качества управления процессов первичной переработки нефти в диссертации разработана методика, регламентирующая алгоритмы получения, сортировки, обработки и анализа информации согласно сформулированным требованиям к форме представления исходных данных и результатам анализа на каждом из перечисленных в разделе 2.2 этапов 1-8 системного анализа.

2.3.1 Анализ структуры первичной нефтепереработки Структура первичной нефтепереработки рассматривается как целостная система взаимодействия аппаратов, машин и технологических процессов, обеспечивающая переработку сырья в полуфабрикаты и в продукты потребления путем проведения требуемых технологических операций [2].

На первом этапе по технологическому регламенту определяются входные и выходные потоки установки первичной нефтепереработки и составляется схема входных и выходных потоков. Пример схемы входных и выходных потоков для установки первичной нефтепереработки АВТ-4 АО «Куйбышевский нефтеперерабатывающий завод» представлен на рисунке 2.3 [48, 76].

Характеристика входных потоков (исходного сырья, реагентов и катализаторов) и выходных потоков (полуфабрикатов, готовой продукции и отходов производства) установки первичной нефтепереработки определяется на основании технологического регламента для каждого из потоков: наименование, контролируемые показатели и их нормативные значения, назначение потоков. В приложении А, таблицах А.1 и А.2, на примере установки первичной нефтепереработки АВТ-4 приведены соответственно характеристики входных и выходных потоков.

Рисунок 2.3 – Схема входных и выходных потоков установки первичной нефтепереработки АВТ-4 2.

3.2 Отображение топологии установки первичной нефтепереработки с помощью структурной схемы На следующем этапе системного анализа проводится декомпозиция схемы входных и выходных потоков (см. рисунок 2.3): составляется структурная схема установки, при этом выделяется типовая структура, характерная для большинства установок первичной нефтепереработки, включающая крупные технологические единицы: блоки и узлы [48, 76].

Блок предназначен для удаления солей, содержащихся в сырой нефти и вызывающих коррозию технологического оборудования.

Сырая нефть смешивается с водой, в которой при температуре (100-120)°С соли растворяются, и поступает в электрообессоливающую установку (ЭЛОУ), где в электродегидраторах – специальных аппаратах с вмонтированными внутри электродами, под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), эмульсия (смесь нефти и воды) разрушается. При этом вода с растворенными в ней солями собирается в нижней части аппарата и откачивается. Причем для более эффективного разделения эмульсии в нефть вводятся специальные вещества – деэмульгаторы.

Основное назначение блока заключается в разделении нефти на фракции и их вывод с установки. Входным сырьевым потоком для установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти является обессоленная нефть, которая поступает с ЭЛОУ.

Технологический процесс атмосферной перегонки нефти происходит в атмосферновакуумных трубчатках (АВТ) и осуществляется путем двухкратного испарения нефти. В состав блока входят две ректификационные колонны К-1 и К-2. В колонны К-1 происходит отгон легких бензиновых фракций, из колонны К-2 выводятся остальные бензиновые фракции и боковые дистилляты – компоненты нефтепродуктов.

В основной состав оборудования вакуумного блока входят вакуумная колонна и паровые или жидкостные эжекторы. В вакуумной колонне происходит отбор от мазута масляных дистиллятов или вакуумного газойля – широкой масляной фракции. Остатком вакуумной перегонки является гудрон. Эжекторы предназначены для создания разряжения в вакуумной колонне (40-60) мм рт. ст. за счет чего снижается максимальная температура в колонне до (360-380)°С и создаются условия для отбора масляных дистиллятов.

Блок стабилизации бензина предназначен для отделения от бензина сжиженных газов, которые негативно влияют на качество, и выработки товарного прямогонного бензина. Кроме того, процесс стабилизации бензина используется для повышения октанового числа и производства ароматических углеводородов путем разгонки бензиновой фракции на 2-5 узких фракций с помощью соответствующего количества колонн.

Блок утилизации тепла дымовых газов трубчатых печей установок первичной нефтепереработки предназначен для использования физического тепла продуктов сгорания для выработки перегретого пара. Перегретый пар по паропроводам подается в колонны атмосферного и вакуумного блоков для поддержания температуры процесса крекинга.

Процесс обработки раствором щелочи (защелачивание) необходим для удаления из нефтепродукта органических кислот, которые в результате химических реакций превращаются в натровые мыла и меркаптиды. Последние переходят в водный раствор щелочи и выводятся из нефтепродукта.

Прямоугольники, обозначающие основные блоки установки первичной нефтепереработки имеют несколько входов и выходов. Каждый вход или выход представляет собой определенный технологический поток, а направленные линии указывают технологические связи между блоками, характеризующие направление передачи технологических потоков от одного элемента структурной схемы к другому. В качестве источника для составления структурных схем используются технологический регламент и схемы, которые составляются на предприятии для описания технологии процесса нефтепереработки. Характеристику технологических потоков каждого блока установки можно представить в виде таблиц, в которых указываются наименования, контролируемые показатели и их нормативные значения, назначение технологических потоков. В качестве примера, в приложении А, таблицах А.3 и А.4 приведены характеристики входных и выходных потоков вакуумного блока установки АВТ-4 соответственно.

2.3.3 Отображение топологии установки первичной нефтепереработки с помощью технологических схем.

Укрупненная технологическая схема (УТС) установки первичной нефтепереработки включает изображения и взаимосвязи основных технологических элементов блоков и узлов. Каждый из этих элементов является технологической единицей или подсистемой и реализует какую-либо основную технологическую операцию или стадию технологического процесса. Основой для построения УТС являются использующиеся на предприятии технологические схемы, в которых описывается технология процесса нефтепереработки.

Детализированная технологическая схема (ДТС) выполняется по ГОСТ 2.701-84 ЕСКД и содержит описание многостадийного процесса нефтепереработки в виде взаимосвязей функциональных элементов технологического оборудования установки.

2.3.4 Анализ технологических операторов и потоков установки первичной нефтепереработки В качестве технологического оператора (ТО) рассматривается каждый элемент установки первичной нефтепереработки, который качественно и количественно преобразует параметры входных потоков k-гo ( K 1, 2. k ) элемента технологической

Существуют два класса ТО: основные и вспомогательные (см. рисунок 2.5).

Основные ТО предназначены для обозначения основных химических и физических превращений, происходящих при преобразовании веществ и энергии в элементах ТС.

Вспомогательные ТО предназначены для обозначения энергетических и фазовых явлений, сопровождающих разнообразные преобразования вещества и энергии в элементах ТС.

Классификация типовых ТО осуществляется в соответствии с таблицей 2.1. Принцип приведенной классификации отображает физические и химические явления в элементах производственного оборудования [2].

Для характеристики ТО основных блоков установки первичной нефтепереработки заполняются специальные таблицы, где указываются наименование и назначение ТО в технологическом процессе, наименование технологического оборудования (или его элемента), в котором происходит указанный ТО, количество входных и выходных технологических потоков, участвующих в данном ТО, и их наименование в соответствии с технологическим регламентом и ДТС.

В качестве примера, в таблице А.5 приложения А приведены характеристики ТО блока АВТ установки АВТ-4.

Для наглядного отображения технологической топологии установки первичной нефтепереработки составляется операторная схема. Для обозначения на схеме ТО применяются графические обозначения, показанные на рисунке 2.5.

Типовые технологические операторы Учитывая значимость вакуумного блока и блока АВТ для технологии перегонки нефти в дальнейшем анализе будем рассматривать эти блоки в качестве основных. Остальные блоки установки АВТ и их влияние на технологию в рамках настоящего исследования рассматриваться не будут.

Операторные схемы для блока АВТ и вакуумного блока установки АВТ-4 представлены на рисунках 2.6 и 2.7 соответственно. Технологические операторы на схемах обозначаются по ГОСТ 2.701-84 ЕСКД с помощью соответствующих выносок.

2.3.5 Классификация параметров и потоков установки первичной нефтепереработки Учитывая большое количество материальных и энергетических потоков установки первичной нефтепереработки, для однозначного символьного их обозначения вводятся специальные обозначения блоков, а также присваиваются уникальные номера основным технологическим потокам. Пример обозначения блоков и основных технологических потоков установки АВТ-4 представлен в таблицах А.6 и А.7 приложения А.

Перечень параметров потока составляется на основе технологического регламента и включает номер параметра, наименование и единицы измерения. Пример перечня параметров технологического потока для установки АВТ-4 приведен в таблице А.8 приложения А.

Общий перечень потоков блоков и узлов составляется для учета каждого потока установки первичной нефтепереработки. Каждому потоку присваивается номер, указывается наименование потока в соответствии с регламентирующими документами и специальный шифр.

Пример перечня технологических потоков блока АВТ установки АВТ-4 представлен в таблице А.9 приложения А.

2.3.6 Оценка управляющих функций локальных САР При обследовании подсистемы технологического управления оценивается соответствие управляющей функции каждой локальной САР:

Показателям технологической и экономической эффективности процессов управления в локальных САР.

Обобщенным технико-экономическим критериям эффективности функционирования установки первичной нефтепереработки;

6 – Операторная схема блока АВТ Рисунок 2.7 – Операторная схема вакуумного блока другим требованиям стандартов и нормативов предприятия.

Для оценки качества подсистемы технологического управления установки первичной нефтепереработки составляется полный перечень локальных САР, где указываются порядковый номер в составе блока или узла, наименование в соответствии с технологическим регламентом и специальный шифр, в который включаются обозначение блока или узла, идентификационный признак САР по управляемой или регулируемой величине (уровень, расход, давление, температура и т. п.) и порядковый номер.

Пример перечня локальных САР блока АВТ установки АВТ-4 представлен в таблице А.10 приложения А.

2.3.7 Составление паспортов локальных САР Для составления паспорта локальной САР определяется краткая характеристика системы управления, перечень параметров технологических потоков и оборудования, характеристика параметров и возмущений, а также оценка качества процессов управления [2, 51]. Оценку качества процессов управления определяют по нормативным документам, в которых устанавливаются требования к показателям качества работы САР в динамическом (максимальное перерегулирование, время регулирования и степень затухания переходного процесса) и в установившемся (установившееся значение управляемой величины и максимальная динамическая ошибка) режиме работы [51].

Работа локальных САР анализируется на соответствие установленным нормам по государственным или отраслевым стандартам, техническим условиям и стандартам предприятия.

Паспорт локальной САР представляет собой совокупность следующих сведений.

Общая характеристика САР В общей характеристике указываются порядковый номер САР в составе блока или узла установки первичной нефтепереработки; шифр и наименование САР, управляющее воздействие основного контура управления, общее количество и краткая характеристика функционального назначения контуров управления; классификация САР по целям управления, по характеристике работы системы в установившемся режиме; по состоянию системы на момент обследования (отключена, в ручном или автоматическом режиме управления). Для САР с переменной структурой указывается контур управления, который находится в автоматическом режиме.

Перечень параметров технологических потоков Параметры локальных САР установки первичной нефтепереработки подразделяются на параметры технологических потоков и параметры оборудования. В перечне указываются шифр и наименование САР, порядковый номер и наименование технологического потока САР; перечисляются специальные шифры параметров указанного технологического потока САР, которые включают обозначение блока или узла, номер основного технологического потока, номера технологических операторов источника и приемника потоков соответствующего блока, а также указывается номер параметра; для каждого параметра приводятся наименование и единицы измерения, принятые на предприятии.

Перечень параметров оборудования Параметры оборудования САР включают основные характеристики элементов технологического оборудования и параметры режимов работы оборудования (уровень, диаметр, высота аппарата, объем, площадь сечения и т. д.) Сведения, указываемые в перечне параметров оборудования САР, аналогичны сведениям, указываемым в перечне параметров технологических потоков за исключением вводимого шифра параметров оборудования, который включает обозначение блока, код САР, номер САР в составе соответствующего блока, обозначение оборудования на укрупненной технологической схеме, порядковый номер соответствующего параметра.

Характеристика параметров САР Для анализа параметров локальных САР всех контуров управления указываются порядковый номер, шифр и наименование анализируемого параметра технологического потока или технологического оборудования САР; классификация параметра по принадлежности к входному или выходному потоку, к управляющим воздействиям или управляемым параметрам, для которых дополнительно указывается способов реализации функции управления. Для контролируемых параметров технологических потоков или технологического оборудования указывается способ реализации функции контроля (c помощью приборов по месту, на щите, с применением компьютера (микропроцессора) на мнемосхемах) и способ регистрации значений параметров (вручную, с помощью самописцев на диаграммах, компьютерная регистрация).

Характеристика возмущений на управляемые параметры САР Для анализа возмущений действующих на управляемые параметры локальных САР указываются номер контура управления; шифр и наименование управляемого параметра САР; порядковый номер возмущающих воздействий на управляемый параметр и их наименования; краткая характеристика каждого из указанных возмущений включает диапазон изменения возмущения, тип возмущения (внутреннее или внешнее), характеристика источника возмущения (если источником возмущения является параметр технологического потока или оборудования, то указывается его шифр, если источником возмущения является окружающая среда, то приводится его наименование и краткая характеристика).

Характеристика качества процессов управления САР Для анализа качества процессов управления в локальных САР указываются порядковый номер, шифр и наименование управляемого параметра САР; оценка соответствия САР требованиям, предъявляемым к показателям качества динамических режимов работы (заданное и фактическое значения максимального перерегулирования, времени регулирования, степени затухания переходного процесса); оценка соответствия САР требованиям, предъявляемым к показателям качества статических режимов работы (заданное и фактическое значения установившегося значения переходного процесса и статической ошибки); приоритет технологического потока, который характеризует рассматриваемый управляемый параметр; приоритет управляемого параметра в технологическом потоке. Указываемые приоритеты технологического потока и параметра влияют на анализ качества управления всей локальной САР.

Приоритет технологического потока САР можно выставить в соответствии со следующими правилами:

Приоритет «1» – устанавливается потокам, которые соответствуют готовым продуктам (сырой нефти, обессоленной нефти, фракциям, выводимых с установки, гудрону, мазуту и т. п.);

Приоритет «2» – устанавливается потокам, которые соответствуют полуфабрикатам – промежуточным продуктам крекинга нефти (циркулирующей флегме, фракциям, участвующим в подогреве сырьевых потоков и циркуляционном орошении, газовому конденсату, жидкому топливу);

Приоритет «3» – устанавливается вспомогательным потокам (водяному конденсату, насыщенному пару, теплофикационной воде).

Приоритет управляемого параметра можно выставить в соответствии со следующими правилами:

Приоритет «1» – устанавливается нормативным параметрам автоматических систем блокировок и противоаварийных защит, а также подсистем экологической и промышленной безопасности;

Приоритет «2» – устанавливается параметрам, участвующим в коммерческом учете и регламентном технологическом управлении;

Приоритет «3» – устанавливается вспомогательным параметрам, участвующим в технологическом управлении (коррекции по температуре, измерении с целью идентификации состояния процесса и т. п.);

Приоритет «4» – устанавливается нормативно-технологическим параметрам, участвующим в диагностике технологического состояния блоков и узлов.

Если все фактические показатели качества соответствуют заданным, то рассматриваемая локальная САР считается полностью отвечающей нормативным и регламентирующим документам предприятия. Если некоторые фактические показатели качества не соответствуют заданным, то определяется степень соответствия рассматриваемой локальной САР нормативным и регламентирующим документам предприятия (допустимая или недопустимая).

Качество подсистемы технологического управления установки первичной нефтепереработки оценивается на соответствие нормативно-технической документации после того, как будут заполнены паспорта АСУ ТП для всех локальных технологических САР.

В таблицах А.11-А.15 приложения А. приведен пример заполнения паспорта локальной САР установки АВТ-4.

2.3.8 Анализ соответствия информационно-измерительной подсистемы Анализ информационно-измерительной подсистемы основан на анализе технологической структуры (см. раздел 2.3.1) установки первичной нефтепереработки.

Качество информационно-измерительной подсистемы оценивается на основе требований к измерению параметров технологических потоков и оборудования установки первичной нефтепереработки, проводится анализ существующих приборов для измерения параметров технологических потоков и оборудования и устанавливается степень соответствия предъявляемым требованиям.

При определении требований к измерению параметров технологических потоков и оборудования установки первичной нефтепереработки используются характеристики входных и выходных технологических потоков, определенных в разделе 2.3.1, порядковый номер потока, его шифр и наименование. Затем указываются приоритет технологического потока и приоритет параметра в потоке, которые могут быть выбраны исходя из рекомендаций, приведенных в разделе 2.3.8; номер контролируемого параметра и его наименование; номера государственных или отраслевых стандартов, стандартов предприятия; нормированное значение параметра по соответствующему стандарту.

Сведения о среднем времени работы проборов до отказа T, представленные в проектно-технической документации, позволяют определить допустимую интенсивность отказов прибора по формуле (2.1) [25]:

. (2.1) T Для оценки существующих приборов, осуществляющих измерения параметров технологических потоков и оборудования, установки первичной нефтепереработки указываются порядковый номер технологического потока или обозначение оборудования по технологической схеме, соответствующие шифры технологического потока и номера параметров, характеристики существующих приборов для измерения. Оценка соответствия предъявляемым требованиям для способов реализации функций контроля и регистрации измерений параметров технологических потоков или оборудования определяется на основе сопоставления информации. Текущая интенсивность отказов прибора зависит от значения среднего арифметического T реальных периодов Ti

2.3.9 Анализ соответствия подсистем блокировок и защит При анализе подсистем блокировок и защит установки первичной нефтепереработки указываются следующие данные: порядковый номер; обозначение оборудования в соответствии с перечнем отсекающих и запорных устройств установки; результаты последней проверки оборудования. Затем, учитывая требования к подсистемам защиты и блокировки на основе нормативно-технической документации, определяется оценка соответствия результатов проверки предъявляемым требованиям [88].

В таблице А.20 приложения А представлен пример оценки подсистем АСБ и ПАЗ на соответствие предъявляемым требованиям работоспособности.

2.3.10 Оценка энергоэффективности процесса Для оценки энергоэффективности процесса первичной нефтепереработки проводится сравнение фактических затрат энергетических ресурсов с расчетом теоретических затрат тепла для однократного испарения продуктовых фракций. Для проведения расчета необходимо использовать данные о переработке нефти и нефтепродуктов на установке первичной нефтепереработки за отчетный год, а именно количество планируемых и фактически принятых нефтяных продуктов в тоннах, количество планируемых и фактически полученных из переработки нефтяных продуктов, с учетом плановых и фактических потерь. Классификация нефтяных продуктов, полученных путем переработки, и потерь осуществляется по следующим группам:

Светлые фракции, масляные дистилляты, гудрон, побочные продукты и потери [48, 76].

В таблицах А.21 и А.22 приложения А приведены примеры характеристик принятых и полученных нефтяных продуктов на установке АВТ-4, в соответствии с типовой формой предприятия ТП-36.

На первом шаге для каждой полученной из переработки продуктовой фракции вычисляется средняя температура выкипания Т срi по формуле (2.4) [76]:

Средняя плотность фракции Di определяется на втором шаге. Для каждого вида сырья средняя плотность фракции Di определяется своей зависимостью. По формуле

Значений средней плотности фракции в той же справочной таблице. При этом рабочая температура на входе установки Tрабi определяется по технологическому регламенту.

Температуре на входе установки Tрабi, j 1, 2. n, где n – количество значений средней плотности фракции в справочных таблицах [90].

На четвертом шаге, по аналогии с вычислением энтальпии фракции в жидкой фазе

H жi на третьем шаге, вычисляется значение энтальпии фракции в паровой фазе H пi :

1. H пi определяется по справочной таблице [90], пока текущее значение средней

Значений средней плотности фракции в той же справочной таблице. При этом рабочая температура на входе установки Tпарi определяется по технологическому регламенту.

На пятом шаге вычисляется разность между энтальпиями фракций в паровой H пi и жидкой фазе H жi по формуле (2.9) [76]:

2.3.11 Анализ уровня комплексной автоматизации блоков и узлов 2.3.11.1 Оценка уровня автоматизации контроля параметров Проектный уровень автоматизации контроля параметров технологических потоков блоков и узлов K1П рассчитывается по формуле (2.17) [84]:

Приведенные коэффициенты способа реализации функции контроля параметров потоков Для расчета достигнутого уровня автоматизации K1 Д используется формула (2.18)

Где pi – показатель соответствия характеристик приборов предъявляемым требованиям по контролю параметров технологических потоков информационноизмерительной подсистемы.

Например, для блока АВТ установки АВТ-4 достигнутый уровень автоматизации контроля параметров технологических потоков может быть рассчитан по формуле (2.18) следующим образом (числовые данные в примере получены на основании обследования установки АВТ-4):

Для выявления соответствия достигнутого уровня автоматизации контроля параметров технологических потоков блоков и узлов нормативным и регламентирующим требованиям рассчитывается коэффициент K1с по формуле (2.19) [84]:

Полученные значения показателя К1с означают, что система автоматизации контроля параметров технологических потоков блока АВТ лучше, чем у вакуумного блока. Изменить сложившуюся ситуацию возможно, если привести систему контроля параметров технологических потоков вакуумного блока к нормативным и регламентирующим требованиям.

2.3.11.2 Оценка уровня автоматизации регистрации параметров потоков Проектный уровень автоматизации регистрации параметров потоков блоков и узлов

Где n2 j – число регистрируемых по способу j параметров технологических потоков;

K 2 j – коэффициент зависит от способа реализации функции регистрации и определяется по таблице 2.3.

Приведенный коэффициент способа реализации функции регистрации параметров потоков На примере для блока АВТ установки АВТ-4 показатель проектного уровня автоматизации регистрации параметров технологических потоков может быть рассчитан по формуле (2.20) следующим образом (численные данные в примере получены на основании анализа установки АВТ-4):

Где pi – показатель соответствия характеристик приборов предъявляемым требованиям по регистрации параметров технологических потоков информационноизмерительной подсистемы.

Например, для блока АВТ установки АВТ-4 показатель достигнутого уровня автоматизации регистрации параметров технологических потоков может быть рассчитан по формуле (2.22) следующим образом (числовые данные в примере получены на основании обследования установки АВТ-4):

Для выявления соответствия достигнутого уровня автоматизации регистрации параметров технологических потоков блоков и узлов нормативным и регламентирующим требованиям рассчитывается коэффициент K 2с по формуле (2.22) [84]:

2.3.11.3 Оценка уровня автоматизации контроля параметров оборудования Проектный уровень автоматизации контроля параметров оборудования блоков и узлов рассчитывается по формуле (2.23) [84]:

Где n3 j – число контролируемых по способу j параметров оборудования;

K 3 j – коэффициент зависит от способа реализации функции контроля и определяется по таблице 2.4.

Приведенные коэффициенты способа реализации функции контроля параметров оборудования Например, для блока АВТ установки АВТ-4 показатель проектного уровня автоматизации контроля параметров оборудования может быть рассчитан по формуле (2.23) следующим образом (численные данные в примере получены на основании обследования установки АВТ-4):

Где pi – показатель соответствия характеристик приборов предъявляемым требованиям по контролю параметров оборудования информационно-измерительной подсистемы.

Например, для блока АВТ установки АВТ-4 показатель достигнутого уровня автоматизации контроля параметров оборудования может быть рассчитан по формуле (2.24) следующим образом (численные данные в примере получены на основании обследования установки АВТ-4):

Для выявления соответствия достигнутого уровня автоматизации контроля параметров оборудования блоков и узлов нормативным и регламентирующим требованиям рассчитывается коэффициент K 3с по формуле (2.25) [84]:

Полученные значения показателя К 3с означают, что система автоматизации контроля параметров оборудования блока АВТ хуже, чем у вакуумного блока. Изменить сложившуюся ситуацию возможно, если привести систему контроля параметров оборудования блока АВТ, в соответствие с нормативными и регламентирующими требованиями.

2.3.11.4 Оценка уровня автоматизации регистрации параметров оборудования Проектный уровень автоматизации регистрации параметров оборудования блоков и узлов K 4 П рассчитывается по формуле (2.26) [84]:

K 4 j – коэффициент зависит от способа реализации функции регистрации и определяется по таблице 2.5.

Приведенные коэффициенты способа реализации функции регистрации параметров оборудования

Где pi – показатель соответствия характеристик приборов предъявляемым требованиям по регистрации параметров оборудования информационно-измерительной подсистемы.

Например, для блока АВТ установки АВТ-4 показатель достигнутого уровня автоматизации регистрации параметров оборудования может быть рассчитан по формуле (2.79) следующим образом (численные данные в примере получены на основании обследования установки АВТ-4):

Для выявления соответствия достигнутого уровня автоматизации регистрации параметров оборудования блоков и узлов нормативным и регламентирующим требованиям рассчитывается коэффициент K 4с по формуле (2.28) [84]:

Полученные значения показателя К 4с означают, что система автоматизации регистрации параметров оборудования блока АВТ хуже, чем у вакуумного блока.

Изменить сложившуюся ситуацию возможно, если привести систему регистрации параметров оборудования блока АВТ в соответствие с нормативными и регламентирующими требованиями.

2.3.11.5 Оценка уровня автоматизации функции управления Проектный уровень автоматизации функции управления технологическими процессами производится по формуле (2.29) [84]:

K 5 j – коэффициент зависит от способа реализации функции управления и определяется по таблице 2.6.

Приведенные коэффициенты способа реализации функции управления Например, для блока АВТ установки АВТ-4 показатель проектного уровня автоматизации функции управления технологическими процессами может быть рассчитан по формуле (2.29) следующим образом (числовые данные в примере получены на основании обследования установки АВТ-4):

2.3.12 Оценка надежности системы управления Надежность системы управления процессом первичной нефтепереработки определяется по показателю интенсивности отказов всех компонентов систем, включая датчики, измерительные каналы, средства отображения информации, регуляторы, каналы связи и исполнительные органы.

Показатель интенсивности отказов АСУ связан с математическим ожиданием

При резервировании блока постоянно включенными J блоками с интенсивностью i, резервированная группа заменяется эквивалентным блоком с интенсивностью отказов отказов (см.

На рисунке 2.10 представлен способ резервирования с дробной кратностью, при m однотипных основных элементов резервируемых n резервными с одной и той же надежностью k.[87]:

Рассмотрим в качестве примера расчет надежности установки АВТ-4. В соответствии со структурной схемой установки АВТ-4 (рисунок 2.4), расчетную логическую схему надежности можно отнести к простой схеме без резервирования (рисунок 2.11).

Рисунок 2.11 – Расчетная логическая схема надежности АСУ установки АВТ-4:

ЭЛОУ – электрообессоливающая установка; АВТ – блок атмосферно-вакуумной перегонки, ВБ – вакуумный блок, БСТБ – блок стабилизации бензина, БЗ – блок защелачивания, БУТ – блок утилизации тепла.

Для АСУ вакуумного блока интенсивность отказов ВБ (время наработки на отказ TВБ ) не установлена.

В состав АСУ вакуумного блока входят, согласно данным обследования, следующие локальные САР, соединенные по основной схеме (рисунок 2.12):

В_4_1 В_1_2 В_1_3 В_4_4 1 В_4_5 В_4_4 2 Рисунок 2.12 – Расчетная логическая схема надежности системы управления процессами перегонкт на вакуумном блоке установки АВТ-4 В_4_1 – САР температуры мазута на выходе из печи П-3; В_1_2 – САР уровня в ёмкости Е-13; В_1_3 – САР уровня в ёмкости Е-3; В_4_4 1- САР температуры верха колонны К-5 (I-ЦО); В_4_4 2 – резервная САР температуры верха колонны К-5 (I-ЦО);

Таким образом, окончательно интенсивность отказов АСУ установки АВТ-4:

Математическое ожидание времени работы АСУ установки АВТ-4 до первого отказа составляет:

АВТ 4 Установленное в ходе расчета время работы АСУ установки АВТ-4 до первого отказа означает, что установленная система резервирования АСУ ТП может обеспечить до 478 суток безаварийной работы средств АСУ ТП. Если получившееся время работы АСУ установки АВТ-4 до первого отказа не удовлетворяет требованиям по надежности средств АСУ ТП, то можно повысить этот показатель путем пересмотра проектного уровня резервирования АСУ ТП или замены (модернизации) оборудования.

2.3.13 Сравнительный анализ относительной эффективности локальных САР Сравнительный анализ относительной эффективности локальных САР предлагается провести способом формирования интегральных обобщённых показателей. Указанный способ основан на методе многокритериального оценивания сравнительной эффективности DEA (Data Envelopment Analysis), одним из наиболее современных методов построения рейтинговых и экспертных оценок производственно-экономических систем [15, 27, 42, 77, 98-107]. Одним из главных достоинств предлагаемого подхода является минимальное присутствие субъективного фактора при формировании интегральных оценок эффективности. Методология DEA реализует непараметрический подход к определению обобщённой эффективности.

Рассмотрим общую постановку задачи. Предполагается, что оцениваемый многомерный объект имеет m входных и k выходных параметров. Таким образом,

Рисунок 2.13 – Обобщенное представление объекта оценивания Выбор выходных величин Y1, Y2, …, Yi, …, Yk осуществляется таким образом, чтобы каждая из них характеризовала положительный фактор в суммарном показателе эффективности f исследуемой системы [9, 28, 61-70]:

Из системы неравенств (2.42), при заданных величинах входных X jn и выходных Yin факторов.

Для определения величин обобщённого показателя эффективности f n для каждого из N объектов предлагается использовать процедуру оптимизации по критерию максимизации функционала f (2.41) в условиях ограничений на множество значений весов ui ( i 1, 2. k ), j ( j 1,2. m), в области определения G.

В общем виде, постановка базового метода DEA заключается в решении задачи вычисления обобщённого показателя эффективности f n для n-ого объекта и соответствующих весовых коэффициентов uin и jn [26, 27, 98, 102, 104-107]:

Первичной переработки нефти и показывает степень реализации технологических возможностей, доступных системе управления.

Результаты использования DEA-метода очень эффективно отражают оценку качества управления, потому что позволяют установить параметры, управление которыми соответствует технологическим требованиям, и выявить, насколько показатели неэффективно управляемых параметров далеки от своих потенциально возможных эффективных значений.

Рассмотрим применение DEA-метода для интегральной оценки качества управления на примере локальных САР вакуумного блока установки АВТ-4. Как показал проведенный анализ подсистемы технологического управления (см. раздел 2.3.7), в составе вакуумного блока установки АВТ-4 функционируют 11 локальных САР.

В таблицу 2.7 сведены данные из паспортов локальных САР вакуумного блока, представлены наименования и анализируемые показатели качества управляемых технологических параметров, указываемые в отклонениях от заданных по технологическим требованиям, и интегральные относительной DEA-оценки эффективности.

Отклонение фактических значений показателей качества в динамическом и установившемся режимах от заданных по технологическим требованиям используется в ( i 1, 2. 5 ) (максимальное постановке задачи как выходные величины Yi перерегулирование, время регулирования, степень затухания, установившееся значение, максимальная динамическая ошибка).

Входные величины X j ( j 1,2. 4 ) (заданное значение регулируемой величины;

Возмущения, действующие на систему; технологические параметры оборудования) и их весовые коэффициенты j ( j 1,2. m) рассматриваются как постоянные и для упрощения решения задачи определения обобщенного показателя эффективности f n ( n 1, 2. 11 ) их целесообразно исключить из целевой функции (2.43) и системы ограничений (2.44). В результате общая постановка модифицированного DEA-метода формулируется как задача линейного программирования следующим образом:

Uin ( n 1, 2. 11 ), которые решаются совместно с применением типовых методов решения задач линейного программирования [77].

В последнем столбце таблицы 2.7 представлен результат решения поставленных задач в виде значений обобщённых показателей эффективности f n ( n 1, 2. 11 ).

Анализ полученных результатов на примере локальных САР вакуумного блока установки АВТ-4 показывает, что значения таких параметров, как расход I циркуляционного орошения в вакуумной колонне К-5, расход III циркуляционного орошения в вакуумной колонне К-5 и расход дизельной фракции на выходе из вакуумной колонны К-5 (п. 6, 8, 10 таблицы 2.7), имеющие интегральные оценки, равные единице, соответствуют предъявляемым к установившимся и переходным режимам работы технологическим требованиям. При этом остальные взаимосвязанные параметры локальных САР не соответствуют установленным требованиям (п. 1-5, 7, 9, 11 таблицы 2.7), что означает необходимость разработки решений по повышению уровня автоматизации и эффективности технологического управления; оптимизации по системным критериям качества состава, структуры и параметров многосвязных систем управления технологическими процессами.

Как показывают результаты применения DEA-метода (п. 1, 2, 3 таблицы 2.7) в данном случае наихудшие интегральные оценки показателей качества процессов управления имеют САР температурой мазута на выходе из печи П-3, расходом мазута в печь П-3 и расходом перегретого пара в печь П-3.

Это означает необходимость перехода к последующим этапам 10-12 для анализа динамики объектов регулирования и параметрической оптимизации данной многоконтурной САУ. Алгоритмы решения указанных задач и их апробация описаны в последующих главах диссертации.

В главе 3 рассмотрены математические модели объектов регулирования, а в главе 4 разработаны алгоритмы решения задачи параметрического синтеза и оптимизации многоконтурных каскадных систем управления, применение которых к оптимизации САУ процессом подогрева сырья, имеющей наихудшие обобщенные оценки качества регулирования, позволило повысить эффективность процессов управления при одновременной минимизации затрат материальных ресурсов и энергии.

Технологические параметры и оценки показателей качества локальных САР вакуумного блока установки АВТ-4 Продолжение таблицы 2.7

Рассмотрены основные принципы и допущения, положенные в основу 1.

Системного анализа многостадийных процессов первичной переработки нефти.

Разработана методика системного анализа многостадийного процесса 2.

Первичной переработки нефти как сложного технического объекта управления и оптимизации, позволяющая на основе построения системных интегральных оценок относительной эффективности локальных контуров регулирования выявить неэффективно управляемые технологические параметры и оптимизировать соответствующие многосвязные системы управления.

Разработана методика оценки уровня автоматизации и эффективности 3.

Управления процессом первичной переработки нефти, регламентирующая алгоритмы получения, сортировки, обработки и анализа информации согласно сформулированным требованиям к форме представления исходных данных и результатам их анализа.

Для оценки сравнительной эффективности локальных САР был применен 4.

Многокритериального оценивания, который позволил установить DEA-метод формализованные (количественные) относительные оценки соответствия существующих САР действующим нормативным документам и требованиям, выбранным системным критериям технологической эффективности, промышленной и экологической безопасности, ресурсосбережения и энергоэффективности.

Полученные в результате системного анализа количественные оценки 5.

Позволяют разработать рекомендации по повышению уровня автоматизации и эффективности технологического управления; оптимизации по системным критериям структуры и параметров многосвязных систем управления технологическими процессами с целью повышения эффективности производственного процесса при одновременной минимизации затрат материальных ресурсов и энергии.

Системного анализа процесса первичной переработки нефти на установке АВТ. В результате реализации этапов 1-8 была проведена оценка уровня автоматизации и эффективности управления процессом, а также получены результаты сравнительного анализа эффективности работы 11 взаимосвязанных локальных САР вакуумного блока установки.

Как показывают результаты применения DEA-метода, в данном случае 7.

Наихудшие интегральные оценки показателей качества процессов управления имеют контуры регулирования температуры мазута на выходе из печи подогрева сырья, расходов мазута и перегретого пара в печь многоконтурной САУ процессом подогрева сырья. Это означает необходимость перехода к последующим этапам 10-12 для анализа динамики объектов регулирования и параметрической оптимизации данной многоконтурной САУ. Алгоритмы решения указанных задач и их апробация описаны в последующих главах диссертации.

3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ДИНАМИКИ ОБЪЕКТОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ САУ ПОДОГРЕВОМ СЫРЬЯ

В настоящем разделе на примере САУ подогревом сырья вакуумного блока установки АВТ проводится в рамках общего подхода, предложенного в диссертационном исследовании, анализ динамики объектов регулирования и синтез математических моделей локальных САР в форме передаточных функций по рассматриваемым каналам действия управляющих и возмущающих воздействий. В разработке математических моделей активное участие принимал аспирант А. С. Морев.

Типовая функциональная схема вакуумного блока установки АВТ представлена на рисунке 3.1. Одной из основных технологических единиц вакуумного блока установки АВТ является печь подогрева сырья (П-3), в которой осуществляется подогрев мазута с целью получения вакуумного газойля. Дополнительным процессом, происходящим в печи подогрева сырья, является перегрев пара, который подается из заводской сети и в дальнейшем поступает в вакуумную колонну (К-10) и в отпарные колонны (К-11, К-12, К-13) (рисунок 3.1).

Основной задачей многоконтурной САУ процессом подогрева сырья является регулирование температуры мазута на выходе из печи. Основными возмущениями, для компенсации которых предназначена данная система, являются: температура мазута на входе в печь, расход мазута в вакуумную колонну и расход перегретого пара на входе в змеевики печи.

Рисунок 3.1 – Функциональная схема вакуумного блока установки АВТ

3.1 Математическое описание объектов управления САУ подогревом сырья Печь подогрева сырья представляет собой одноходовую коробчатую печь радиантно-конвекционного типа с горизонтальным расположением системы труб.

Основные технические характеристики печи подогрева сырья Шестиходовая трубная система состоит из труб, образующих конвекционную и радиационную зоны и пароперегреватель. Мазут подается в змеевики конвекционной зоны печи с низа вакуумной колонны (К-2) шестью потоками, после чего мазут поступает в радиационную зону, расположенную внизу печи, откуда он поднимается по змеевикам вверх. Подача перегретого водяного пара, имеющего температуру 290°С, способствует предотвращению разложения мазута при его нагревании, снижению коксования трубной системы печи и увеличению доли отгона на входе в вакуумную колонну (К-10) в змеевики каждого потока.

Мазут, перемешиваясь с перегретым паром, поступает в трубы радиационной зоны.

По одной из труб мазут поднимается вверх с уровня 5,73 м до уровня 10,955 м, после чего по змеевикам опускается до уровня 9,755 м и выходит из установки в вакуумную колонну К-10. Мазут поднимается вверх по змеевикам и выходит из установки на уровнях 9,355 м и 8,955 м, соответственно.

Пар, поступающий из заводской сети, перегревается в змеевиках пароперегревателя до температуры 365°С и поступает в колонны К-10, К-11, К-12 и К-13.

Для сжигания жидкого топлива применяются 24 инжекционные горелки типа ГП;

Водяной пар используется для распыления жидкого топлива. Мазут вводится по наружной трубе, а водяной пар – по внутренней трубе, их расход регулируется запорной арматурой. Подогретая парожидкостная эмульсия подается двумя потоками к соплу и завихрителю горелки, в которой происходит её распыление, и образование топливовоздушной смеси, после чего в камере сгорания происходит воспламенение.

При математическом описании печи подогрева сырья как объекта регулирования САУ были приняты следующие упрощения и допущения.

1. Поскольку при изменении температуры мазута в диапазоне от 330оС до 390оС его вязкость незначительна, то мазут можно рассматривать как жидкость, близкую к идеальной жидкости.

2. Зависимость между изменением температуры поверхности трубы и величиной теплового потока считается незначительной, поэтому она не рассматривается при моделировании.

3. Можно пренебречь изменениями кинетической и потенциальной энергии во времени.

Указанные допущения позволяют записать следующее уравнение энергетического баланса для протекающего по трубопроводу мазута [106,107]:

I i S qd M (3.1), dx dt где qd – линейная плотность теплового потока от стенки трубы к мазуту; М – массовый расход мазута; i – удельная энтальпия мазута; – плотность мазута; S– площадь сечения трубы.

Подставим в уравнение (3.1) значения удельной теплоемкости с и температуры Т вместо энтальпии i, что позволит записать следующее соотношение:

Рассматривая другую граничную поверхность (=1), аналогично можно получить выражения для изображений по Лапласу относительных изменений теплового потока

Передаточные функции Wq (s ) и WT (s ) и соответствующие постоянные времени могут быть определены согласно (3.49)-(3.52).

Для описания динамики температуры мазута, который протекает по трубе, из уравнений (3.11) и (3.60) могут быть получены соответствующие передаточные функции.

Для описания относительного изменения температуры, исключая из рассмотрения тепловой поток от поверхности трубы к потоку мазута, получим следующее дифференциальное уравнение:

D T (, s ) [T ( ) s WT ( s )] mWq ( s ) q (, s ) ( )[1 nWT ( s )] М (, s )], (3.63) d которое может быть преобразовано к линейному неоднородному уравнению первого порядка общего вида:

В инженерных расчетах влияние относительного изменения расхода можно считать незначительным, и в первом приближении даже для газов и перегретых паров можно принять справедливым выполнение условия M 0.

Из (3.71) следует, что m0 – масса жидкости на участке трубы между ее началом и сечением с координатой. Постоянная времени Td равна времени транспортного запаздывания, которое необходимо для прохождения частицей жидкости в начальном установившемся состоянии расстояния от начала трубопровода до рассматриваемого сечения.

Для определения передаточной функции по каналу «изменение температуры мазута на входе в трубу (на входе в печь) – изменение температуры мазута на выходе из печи»

Найдем передаточную функцию, связывающую изменение тепловой мощности печи с изменением температуры мазута на выходе из печи, cчитая, что плотность теплового потока, подводимого к наружной поверхности трубы, изменяется, а температура и расход жидкости в начале рассматриваемой трубы остаются неизменными ( T 1 M 1 0 ). При этом можно пренебречь изменением расхода по длине трубопровода вследствие теплового расширения жидкости, т. е. M, t 0. Влияние относительного изменения

Допустим, что изменением приращения теплового потока q по длине трубы можно пренебречь, тогда относительную величину q можно считать не зависящей от

Где WTM1 (s ) – искомая передаточная функция по каналу «изменение тепловой мощности печи – изменение температуры мазута на выходе из печи», которая может быть определена согласно соотношению:

Постоянные времени и коэффициенты найденных передаточных функций были рассчитаны на основе исходных данных, представленных в таблице 3.2.

Моделирование в прикладном пакете MatLab переходной характеристики объекта управления, описываемого передаточной функцией (3.94) и сравнение с переходной характеристикой объекта управления, описываемого передаточной функцией (3.92) позволили сделать вывод о высокой точности аппроксимации (рисунок 3.2).

Рисунок 3.2 – Сравнение переходных характеристик объектов управления, описываемых передаточными функциями (3.

94) и (3.92) Моделирование динамики движения жидкости и пара по трубам 3.2

Постоянная времени которой рассчитана по соотношению (3.100) на основе исходных данных, приведенных в таблице 3.3 для длины трубопровода L=7 м.

Исходные данные для расчета постоянных времени передаточных функций (3.101) и (3.102)

Постоянная времени которой рассчитана по соотношению (3.100) на основе исходных данных, приведенных в таблице 3.5.

Исходные данные для расчета постоянной времени передаточной функции (3.104)

1. В рамках общего подхода, предложенного в диссертационном исследовании, проведен анализ динамики объектов регулирования САУ подогревом сырья установки АВТ и синтез математических моделей локальных САР в форме передаточных функций по рассматриваемым каналам действия управляющих и возмущающих воздействий.

2. Рассмотрена типовая функциональная схема вакуумного блока установки АВТ, одной из основных технологических единиц которой является печь подогрева сырья, предназначенная для нагревания мазута с целью получения вакуумного газойля.

3. Рассмотрена многоконтурная САУ процессом подогрева сырья, основной задачей которой является регулирование температуры мазута на выходе из печи, а основными возмущениями, для компенсации которых предназначена САУ, являются температура мазута на входе в печь, расход мазута в вакуумную колонну и расход перегретого пара на входе в змеевики печи.

4. Рассмотрено математическое описание объектов управления локальных САР, полученное на основе: уравнения энергетического баланса, составленного для потока мазута в трубопроводе и линеаризованного в области начального установившегося состояния, соответствующего начальным значениям температуры мазута, его массового расхода и плотности теплового потока; уравнения энергетического баланса для элементарного слоя стенки трубы, дополненного уравнением Фурье и линеаризованного в области установившихся значений, поступающего на единичную площадь рассматриваемого слоя теплового потока и температуры стенки; уравнений, описывающих процессы теплопередачи на граничных поверхностях стенки трубопровода.

5. После перехода к безразмерным единицам, применения преобразования Лапласа и операций упрощения указанные уравнения позволяют получить структурное представление объектов регулирования локальных САР по каналам «изменение тепловой мощности печи – изменение температуры мазута на выходе из печи»; «изменение расхода на входе – изменение температуры мазута на выходе из печи» в виде последовательного соединения звеньев второго порядка, описываемых дробно-рациональными передаточными функциями, со звеньями запаздывания.

6. Для математического описания процессов движения жидкости и пара по трубопроводу, обладающих существенно меньшей инерционностью по сравнению с другими технологическими процессами, протекающими в вакуумном блоке установки АВТ, использовались апериодические звенья первого порядка, которыми представлены следующие передаточные функции

1) передаточная функция участка трубопровода для подачи пара в пароперегреватель печи подогрева сырья;

2) передаточная функция участка трубопровода для подачи перегретого пара в змеевики с мазутом печи;

3) передаточная функция участка трубопровода для подачи мазута в печь подогрева сырья;

4) передаточная функция участка трубопровода для подачи пара в вакуумную колонну.

Полученное математическое описание ориентировано на использование в дальнейшем в оптимизационных процедурах при решении задачи параметрической оптимизации многоконтурной САУ процессом подогрева сырья (глава 4).

4.1 Обоснование выбранного подхода Эффективность внедрения систем и устройств автоматического управления зависит не только от степени оснащения ими производства, но и в значительной мере определяется качеством их наладки, в том числе, выбором оптимальных параметров настройки систем. На этапе решения задачи синтеза САУ определяется эффективная структура системы автоматического управления и выбор алгоритма управления, поиск оптимальных значений параметров настройки регуляторов осуществляется на этапе парамерической оптимизации системы.

Замкнутые динамические САУ с обратными связями, могут при неправильном выборе алгоритма функционирования регулятора или неправильном выборе его параметров настройки потерять устойчивость. Поэтому вопрос обеспечения определенного запаса устойчивости САУ с обратной связью является одним из наиболее значимых.

В широко распространенном случае, когда оптимальные параметры настройки определяются из условия достижения средней квадратичной ошибкой регулирования своего минимального значения, не возникает потери устойчивости, однако, переходные процессы в такой системе часто имеют характер затухающих колебаний, интенсивность затухания которых оказывается явно недостаточной для того, чтобы систему можно было признать пригодной к эксплуатации. Следовательно, минимум интегральной ошибки регулирования не может быть основным или, по крайней мере, единственным показателем качества работы САУ.

Значения параметров передаточных функций объектов регулирования определены всегда с некоторым допущением и не могут считаться неизменными в процессе эксплуатации объекта ввиду наличия большого числа неучтенных внешних и внутренних факторов воздействия на систему. В то же время САУ должна сохранять устойчивость и обеспечивать приемлемые показатели качества регулирования в процессе эксплуатации.

Поэтому необходимо обеспечить определенную степень инвариантности системы к изменениям параметров объекта регулирования и внешних воздействий, т. е. ее робастность (грубость).

Таким образом, основными задачами параметрического синтеза и оптимизации САУ наряду с выбором типа регулятора является выбор таких его настроек, которые обеспечивают экстремум заданного критерия качества регулирования при условии устойчивости и робастности САУ.

Для случаев многоконтурных (многосвязных) САУ вероятность потери устойчивости при неверном выборе параметров настройки регулятора одного из контуров управления существенно возрастает. Кроме того, практически сложно обеспечить одновременное достижение минимума среднего квадратического отклонения регулируемых величин для всех контуров управления, ввиду чего указанный критерий качества окончательно теряет свою актуальность. С другой стороны появляется необходимость существенно снизить взаимное влияние локальных контуров регулирования друг на друга.

Обеспечение максимальной степени инвариантности локальных контуров регулирования по отношению друг к другу и к внешним возмущениям может рассматриваться в качестве основного критерия оптимальности в задачах параметрического синтеза многоконтурных САУ, с учетом дополнительных требований по грубости системы регулирования в целом, а также возможности учета дополнительных требований по качеству переходных процессов.

Любую автоматическую систему управления можно исследовать как во временной, так и в частотной областях. При этом расчеты САУ в частотной области, как правило, менее трудоемки. Поэтому частотные методы анализа и синтеза систем управления нашли в теории автоматического управления чрезвычайно широкое применение. Одним из таких методов является расчет оптимальных параметров настройки по расширенным частотным характеристикам или по максимуму амплитудно-частотных характеристик.

Применение указанных методов для решения задач синтеза одноконтурных САУ отличается простотой, наглядностью и удобством инженерной интерпретации, однако, встречает существенные сложности при проектировании регуляторов в условиях ограниченной неопределенности характеристик объектов управления и в целях синтеза многоконтурных САУ.

Которые помимо количественной оценки качества работы САУ, могут быть взяты за основу при формировании критериев оптимальности, а также при анализе условий устойчивости и робастности системы.

Многие важные задачи аналитического конструирования линейных систем автоматического управления (САУ) могут быть сведены к задаче минимизации максимума амплитудно-частотной характеристики замкнутой системы от внешнего входа к внешнему выходу на множестве стабилизирующих регуляторов (стандартная задача).

Это позволяет получить новые эффективные решения основных задач синтеза в их современной постановке [63]. В частности, используя специальные формы условий робастной устойчивости и качества замкнутых САУ с неструктурированными неопределенностями характеристик объекта управления в [63] формулируются задачи минимизации реактивности САУ по отношению к возмущающим воздействиям при заданных ограничениях на степень грубости.

Таким образом, постановка задачи параметрического синтеза и оптимизации многоконтурных каскадных систем из условия минимизации реактивности САУ по отношению к внешним возмущающим воздействиям с учетом возможности дополнительных требований по качеству переходных процессов, формулируемых в виде заданных ограничений на максимумы амплитудно-частотных характеристик локальных замкнутых контуров синтезируемой САУ, представляется обоснованной и актуальной.

4.2 Постановка задачи параметрического синтеза и оптимизации каскадныхСАУ

Наиболее распространенные в инженерной практике оптимизационные задачи параметрического синтеза сводятся к выбору и настройке типовых регуляторов, не менее 90% которых реализуют известные П-, ПИ – или ПИД – законы регулирования. Таким образом, большинство инженерных задач параметрической оптимизации САУ сводятся к выбору оптимальных параметров настройки типовых П-, ПИ – или ПИД – регуляторов

Правильные рациональные передаточные функции объекта управления i-го контура по каналам управляющего и возмущающего воздействий ui s и f i s, соответственно.

Рисунок 4.1 – Структурная схема многоконтурной каскадной САУ Передаточная функция Wui s может быть определена в зависимости от заданных номинальных передаточных функций системы согласно следующим соотношениям:

Передаточная функция W fi s может содержать любую необходимую информацию о спектральном составе возмущения, которое обязательно должно иметь низкочастотный характер, и может быть представлена в виде:

Здесь Ci s, Di s, M i s, Ni s представляют собой заданные рациональные полиномы.

Ограничимся рассмотрением классом регуляторов, передаточные функции которых W pi s, i, i 1, n могут быть заданы в следующей общей типовой дробно

Выступать максимум АЧХ рассматриваемого контура по каналу возмущающего воздействия, имеющего передаточную функцию W fzi s, i.

В результате задача параметрического синтеза и оптимизации каскадной системы сводится к поиску n векторов параметров i ij, j 1, k i ; i 1, n, настройки регуляторов, минимизирующих максимумы АЧХ всех контуров номинальной системы по каналам действия возмущений:

Http://pdf. knigi-x. ru/21tehnicheskie/401017-1-sistemniy-analiz-upravlenie-processami-pervichnoy-pererabotki-nefti. php

Материальный баланс атмосферной перегонки западно-сибирской нефти

Вакуумная дистилляция — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины, и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.

По своим направлениям, все вторичные процессы можно разделить на 3 вида:

Каталитический риформинг — каталитическая ароматизация нефтепродуктов (повышение содержания аренов в результате прохождения реакций образования ароматических углеводородов). Риформингу подвергаются бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°С [2] . В результате риформинга бензиновая фракция обогащается ароматическими соединениями, и октановое число бензина повышается примерно до 85. Полученный продукт (риформат) используется как компонент для производства автобензинов и как сырье для извлечения индивидуальных ароматических углеводородов, таких как бензол, толуол и ксилолы.

Гидроочистка — процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов. Наиболее распространённый процесс нефтепереработки.

Каталитический крекинг — процесс термокаталитической переработки нефтяных фракций с целью получения компонента высокооктанового бензина и непредельных жирных газов. Сырьем для каталитического крекинга служат атмосферный и легкий вакуумный газойль, задачей процесса является расщепление молекул тяжелых углеводородов, что позволило бы использовать их для выпуска топлива. В процессе крекинга выделяется большое количество жирных (пропан-бутан) газов, которые разделяются на отдельные фракции и по большей части используются в третичных технологических процессах на самом НПЗ. Основными продуктами крекинга являются пентан-гексановая фракция (т. н. газовый бензин) и нафта крекинга, которые используются как компоненты автобензина. Остаток крекинга является компонентом мазута.

Процесс получения нефтяного кокса из тяжелых фракций и остатков вторичных процессов.

Http://ru. wikibedia. ru/wiki/%D0%9E%D1%81%D0%BD%D0%BE%D0%B2%D0%BD%D1%8B%D0%B5_%D1%81%D1%82%D0%B0%D0%B4%D0%B8%D0%B8_%D1%82%D0%B5%D1%85%D0%BD%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0%B3%D0%B8%D0%B8_%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B8_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8

Поделиться ссылкой: