Сырье нефтеперерабатывающих заводов

^ Нефтеперерабатывающий заводПромышленное предприятие, основной функцией которого является переработка Нефти в Бензин, авиационный Керосин, Мазут, Дизельное топливо, смазочные масла, смазки, Битумы, Нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, Коксования, Висбрекинга, Гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.

Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом Топочного мазута и газа)

Первые ГПЗ в Pоссии (производств. мощностью 100-300 тыс. м 3 /сут) были сооружены в 10-20-x гг. 20 в.; осуществляли только отбензинивание – отделение жидких углеводородов от попутного нефт. газа (отсюда старое назв. “газобензиновый з-д”). Hачиная c 30-x гг. в CCCP построены ГПЗ для переработки попутного нефт. и природного газов в Башк. ACCP (Tуймазинский, Шкаповский), Tат. ACCP (Mиннибаевский), Kуйбышевской обл. РСФСР (Oтрадиенский, Hефтегорский), Aзерб. CCP (Kарадагский), на Cев. Kавказе (Грозненский, Hефтекумский, Вознесенский). Cовр. ГПЗ – предприятия, перерабатывающие десятки млрд. м 3 газа в год (1980): Oренбургский, Mубарек – ский, Heжневартовский и др.

B состав ГПЗ входят: пункт приёма и подготовки газа, компрессорные станции, технол. установки (для очистки газа от сернистых соединений и двуокиси углерода, отбензинивания газа, газофракционирования, отделения гелия, этана и произ-ва серы, стабилизации и переработки газового конденсата нефтестабилизации), a также вспомогат. объекты, товарные парки, службы водо-, паро – и электроснабжения. Tехнология газопереработки на ГПЗ включает: подготовку газа к переработке (очистка от механич. примесей и осушка); компримирование газа до давления, необходимого для его переработки; очистку газа от сернистых соединений и углекислоты, произ-во серы, этана и гелия, глубокую осушку газа; разделение нестабильного бензина, вырабатываемого на з-де и поступающего извне (напр., c промысловых нефтестабилизац. установок), на стабильный газовый бензин и индивидуальные технически чистые углеводороды (этан, пропан, бутаны, пентаны, гексаны); компримирование газа, прошедшего все стадии переработки (сухого газа), для его транспортирования по магистральным газопроводам.

Mетоды переработки исходных продуктов на ГПЗ – абсорбционный, адсорбционный, низкотемпературной ректификации – применяются в зависимости от объёма перерабатываемого газа и содержания в нём целевых компонентов. При абсорбционном методe используется разл. растворимость содержащихся в исходном газе углеводородов в жидких нефтепродуктах (абсорбентах). Aдсорбционный метод основан на способности твёрдых пористых материалов (адсорбентов) поглощать пары и газы. B качестве адсорбента обычно используют активированный уголь, цеолиты, к-рые поглощают из газа преимущественно тяжёлые углеводороды. Mетод низкотемпературной ректификации основывается на способности сжатого в компрессоре и охлаждённого газа и выделившихся жидких углеводородов разделяться при многократной конденсации и испарении в ректификац. колонне.

Зa рубежом наибольшее число ГПЗ действует (1982) в США (св. 760) и Kанаде (св. 170). Hаряду c предприятиями производств. мощностью 10 и более млрд. м 3 /год получили применение малогабаритные (передвижные и стационарные) установки по отбензиниванию газа. При переработке газов широко используются

Http://zadocs. ru/fizika/13252/index. html? page=3

Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов [1] .

    Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический. Объём переработки (в млн тонн). Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчёте на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа).

На сегодняшний день границы между профилями стираются, предприятия становятся более универсальными. Например, наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный продукт.

В российской нефтеперерабатывающей промышленности выделяют три профиля нефтеперерабатывающих заводов, в зависимости от схемы переработки нефти: топливный, топливно-масляный, топливно-нефтехимический.

На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.

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

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.

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

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции (пиролиз, производство полиэтилена, полипропилена, полистирола, риформинг направленный на производство индивидуальных ароматических углеводородов и т. д.).

Сначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки. В нефти остаётся не более 3—4 мг/л солей и около 0,1 % воды. Затем нефть поступает на первичную перегонку.

Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 350 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С), реактивное топливо (180—240 °С) и дизельное топливо (240—350 °С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века его выбрасывали, как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используют пять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.

Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).

В 1891 году инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %. Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.

Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.

Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. Один из наиболее важных процессов в нефтепереработке.

Задача процесса — очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.

Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280—340 °C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции, содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.

Установка Клауса активно применяется на нефтеперерабатывающих предприятиях для переработки сероводорода с установок гидрогенизации и установок аминной очистки газов для получения серы.

Бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава. Также этот процесс называется компаундирование или блендинг.

Http://wp. wiki-wiki. ru/wp/index. php/%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Одна из особенностей нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности заключается в том, что затраты на установку (процесс) па продукцию непосредственно не переносятся. Дело в том, что поскольку в одном процессе вырабатывается продукция нескольких видов, возникает необходимость деления ее на основную (ради производства которой создан процесс) и побочную (получаемую попутно). Побочная продукция оценивается условным методом, либо по стоимости сырья (или в процентах от него), либо по стоимости нефти (или в процентах от нее), либо по себестоимости продукции того процесса, где она является основной, либо по ценам возможной реализации.  [c.345]

Усиление режима экономии — одна из центральных задач, которую в условиях интенсивного развития народного хозяйства последовательно решает нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность. Особая актуальность этой задачи для отрасли обусловлена тем, что основным сырьем (58—60%) является нефть — ценнейшее углеводородное сырье, отрасль относится к числу наиболее материалоемких и энергоемких — доля материальных затрат в себестоимости отдельных видов продукции достигает 90%.  [c.55]

Интенсивное использование недр, лесов, пахотных земель, пастбищ, подземных и поверхностных вод, развитие на этой основе промышленных, лесных, сельскохозяйственных, водохозяйственных и других производств началось в республике в середине 30-х гг., однако вплоть до 50-х гг. жизнедеятельность человека еще не оказывала существенного отрицательного влияния как на состояние самих природных ресурсов, так и на общую экологическую обстановку. Невозобновляемые природные ресурсы использовались вначале в небольшом количестве, возобновляемые ресурсы могли восстанавливаться в процессе саморегулирования, а так называемые компенсаторно-адаптационные возможности человека, животных и растений, воздушной и водной среды (их способность сопротивляться и приспосабливаться) еще не были исчерпаны. Дальнейшая индустриализация края привела к развитию необратимых экологических процессов. В первую очередь это касается строительства в советский период крупнейшего в Европе комплекса нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических заводов вдоль реки Белой от Мелеуза до Благовещенска. В основном благодаря этой индустрии Республика Башкортостан входит в настоящее время в число наиболее развитых в промышленном отношении и в то же время экологически неблагоприятных регионов РФ. Республика производит для страны из собственного и привозного углеводородного сырья, других видов сырья и полуфабрикатов широкий ассортимент топлива, минеральных удобрений, гербицидов, полимеров и т. й., оставляя себе экологические проблемы и связанные с ними экономические издержки.  [c.289]

Http://economy-ru. info/info/164290/

Основными задачами нефтеперерабатывающей промышленности являются наиболее полное удовлетворение народного хозяйства в высококачественных нефтепродуктах и обеспечение сырьем смежных производств.

В настоящее время одной из важнейших проблем нефтеперерабатывающей промышленности является дальнейшее углубление переработки нефти и увеличение доли перерабатываемого сырья во вторичных процессах. Одним из этих процессов является коксование нефтяных остатков, позволяющее:

1) углубить отбор светлых нефтепродуктов из тяжелых остаточных фракций первичной и вторичной переработки нефти;

К остаточным фракциям относятся: гудроны, асфальтены деасфальтизации, крекинг – остатки, экстракты масляного производства.

Переработка тяжелых нефтяных остатков позволяет существенно увеличить выработку газов и моторных топлив (бензинов, керосинов, дизельных топлив), а также сырья для химической, нефтехимической и микробиологической промышленности.

Далеко не последнее место занимает в нефтехимической промышленности производство нефтяного кокса.

Основное количество нефтяного кокса получают на установках замедленного коксования.

Включение в схему НПЗ процессов коксования оправдано как при переработке малосернистых, сернистых, так и высокосернистых нефтей. На

К оксование направляются фактически все отходы от переработки нефти.

Нефтяные коксы используются в основном для производства электродной продукции. Наиболее крупными потребителями кокса является алюминиевая промышленность (производство анодов для выплавки алюминия), а на втором месте стоит производство графитированных электродов, которые в дальнейшем применяются при получении электростали, магния, хлора. Кроме этих отраслей, нефтяной кокс может быть успешно использован в цветной и черной металлургии при шахтной плавке окисленных никелевых руд, в производстве ферросплавов, кремния; в химической промышленности – в производстве карбида кальция, сульфата натрия, сероуглерода. В настоящее время в народном хозяйстве ощущается острый недостаток углеродистого сырья. В связи с этим облагораживание и рациональное использование ресурсов нефтяного кокса представляют актуальную задачу.

Производство нефтяного кокса в нашей стране развивается по следующим направлениям:

Увеличение выработки кокса за счет утяжеления и повышения коксуемости сырья;

– разработка и освоение технологии производства новых сортов кокса;

– инженерная разработка и усовершенствование коксовых производств, средств механизации и дистанционного управления.

Эксплуатации отечественных установок коксования в необогреваемых камерах с выдачей рекомендаций по улучшению их технико-экономических

Показателей, качества получаемых продуктов и их рациональному использованию.

1 УСТАНОВКА ЗАМЕДЛЕННОГО КОКСОВАНИЯ

Нефтяной кокс получают при коксовании нефтяного сырья в горизонтальных обогреваемых кубах, в необогреваемых камерах и в аппаратах с движущимся теплоносителем. Исходным сырьем для коксования являются обычно нефтяные остатки: гудрон, мазут, крекинг-остаток. В меньшем количестве используют тяжелые ароматизированные дистилляты пиролиза, каталитического крекинга. В зависимости от технологии получения нефтяной кокс содержит от 90 до 95% углерода, 2-5% водорода, 2-3% кислорода и азота. Важнейшими показателями качества кокса являются:

Эти показатели зависят от состава перерабатываемой нефти (остатка). Содержание серы в коксе различных марок должно быть не более 1,5% вес., зольность – не более 0,3-0,6% вес., содержание влаги – не более 3,0% вес., выход летучих – не более 5,0 – 7,0% вес. Большое значение имеет также структура кокса. Существуют установки трех типов процессов коксования: коксование в горизонтальных обогреваемых кубах (периодический метод), термоконтактное (непрерывное) коксование, замедленное коксование в необогреваемых камерах.

Кубовый метод коксования является самым старым из существующих процессов коксования. Коксование проводится в нескольких обогреваемых камерах, работающих самостоятельно. Кубы представляют собой горизонтальные аппараты диаметром 2-4,5 м и длиной 10-13 м. Сырье загружают в куб и постепенно подогревают его снизу открытым огнем. При температуре 300°С начинаются выделения дистиллятных паров, которое

У силивается по мере разогревания кубов. После того как температура в

Паровой фазе куба достигнет 445-460°С начинается ее снижение. Понижение температуры говорит о том, что выделение погонов прекратилось и процесс образования коксового «пирога» в основном закончился. Дальнейший подогрев куба необходим для завершения процесса коксования, прокалки и просушки кокса. Прокалку кокса ведут при температуре 700-720 °С.

После прокалки, которая продолжается 2-3 часа, температуру в топке под кубом постепенно снижают, выключают форсунку и охлаждают куб. Для охлаждения куба подается сначала водяной пар, а затем воздух.

Когда температура кокса понизится до 150-250 °С, приступают к его выгрузке. Кокс выгружают через люк. Для этого перед шуровкой в куб закладывают цепь или щиты, которые лебедкой вытягиваются из люка, взламывая коксовый «пирог». Оставшаяся часть кокса извлекается вручную.

На кубовых установках благодаря хорошей прокалке в кубах удается получить крупнокусковой кокс с малым содержанием летучих (2-5%) компонентов, что позволяет выпускать качественный электродный кокс.

1- куб; 2- разгрузочный люк; 3- шлемовая труба; 4- конденсатор-холодильник; 5- сепаратор; 6- приемник дистиллята коксования;7- труба для хвостовых погонов; 8 – аварийный бачок.

1 .1.2 Термоконтактный метод коксования.

При термоконтактном (непрерывном) коксовании нагретое сырье вступает в контакт с подвижным, нагретым до более высокой температуры инертным теплоносителем и коксуется на поверхности этого теплоносителя. Кокс, отложившийся на поверхности теплоносителя, вместе с ним выводится из зоны реакции.

Поскольку основное количество тепла, необходимое для коксования, сообщается за счет контакта сырья с нагретым теплоносителем, сырье перед подачей в реактор можно подогревать до более низкой температуры, чем требуется при замедленном коксовании. Это облегчает переработку наиболее высоковязких, смолистых продуктов, например асфальтов масляного производства, которое быстро коксуется при подогреве в трубчатых печах.

На работающих установках непрерывного коксования теплоносителем является порошкообразный кокс с размером частиц до 0,3 мм, а коксование происходит в кипящем слое теплоносителя. Используется принцип пневмотранспорта. Движущей силой является поток газа или пара, захватывающий коксовые частицы и несущий их.

Высокая температура коксового теплоносителя способствует испарению продуктов разложения и удалению их с поверхности коксовых частиц. Возможность образования продуктов вторичного происхождения уменьшается. Поэтому выход кокса при термоконтактном коксовании меньше, чем при замедленном коксовании.

При непрерывном коксовании в кипящем слое происходит одновременно три процесса: коксование, сопровождающееся образованием продуктов разложения и уплотнения, прокалки кокса, и вторичные реакции распада и уплотнения продуктов коксования, находящихся в паровой фазе.

Получаемый на этой установке кокс представляет собой мелкие и плотные шарики с блестящей поверхностью и с выходом летучих 1-4%.

Максимальный размер шариков 2 мм, минимальный – 0,07 мм; из них 90% – мельче 0,4 мм.

П роцесс непрерывного коксования испытан в масштабе опытно промышленной установки.

Рис. 1.2 Схема установки непрерывного коксования в псевдоожиженном слое кокса.

1- парциальный конденсатор (скруббер); 2- реактор; 3- коксонагреватель; 4 – топка; 5-холодильник-классификатор кокса; 6-ректификационная колонна; 7-конденсатор; 8-компрессор; 9-холодильник; 10-газосепаратор; 11-стабилизатор; 12-отпарная колонна; 13-котел-утилизатор.

Рис. 1.3 Схема установки замедленного коксования в необогреваемых камерах

1,6,12,15 – насосы; 2,3 – трубчатые печи; 4- приемник; 5,5′ – камеры замедленного коксования; 8,19,21 – аппараты воздушного охлаждения; 9- ректификационная колонна; 10,11 – отпарные колонны; 16 – холодильник; 17 – газоотделитель; 18-20-теплообменни

Основную массу нефтяного кокса составляют карбоиды – продукты глубокого уплотнения нефтяных остатков (гудронов, крекинг-остатков, асфальтов деасфальтизации, экстрактов масляного производства), образующихся в результате действия на эти углеводороды высокой температуры – до 510 °С. Карбоиды – сложные соединения, богатые углеродом и бедные водородом, характеризуются полной нерастворимостью в бензоле.

При нагреве сырья коксования до температуры 460-510 °С происходят реакции распада и конденсации молекул с образованием свободных радикалов. Под свободными радикалами подразумеваются осколки молекул, имеющие неспареный электрон, в силу этого обладающий повышенной реакционной способностью.

Коксообразующими компонентами в нефтяных остатках являются смолы,

В ыход кокса из асфальтенов, смол и масел составляет соответственно: 60 – 75 % , 25 – 30 % и 1%. При совместном присутствии всех указанных выше компонентов, суммарный экспериментальный выход кокса заметно выше, чем рассчитанный по содержанию в сырье масел, смол и асфальтенов по правилу смешения. Это объясняется тем, что в реакции коксообразования углеводородов совместно с аналогичными осколками молекул смол и асфальтенов. Изменяя условия процесса, можно влиять превращение компонентов сырья и, следовательно, регулировать материальный баланс в сторону меньшего или большего выхода тех или иных продуктов.

Влияние температуры на ход и результаты коксования многообразно. В частности, при повышении температуры в камере количество продуктов, остающихся в жидкой фазе и подвергающихся полному разложению, уменьшается и выход кокса снижается.

Начиная с некоторой температуры, тем более низкой, чем менее ароматизировано сырье, и обычно большей 500°С, наиболее ароматизированные асфальтены выделяются из раствора в смолах и маслах в виде капель второй жидкой фазы и наблюдается образование сферических колец кокса. Чрезмерная глубина разложения сырья в печи, растущая с повышением температуры, может приводить для относительно малоароматизированного сырья, например для гудронов высокопарафинистых нефтей, к закоксовывания змеевика печи. Одной из наибольших трудностей при эксплуатации установок замедленного коксования является вспенивание (вспучивание) продукта в коксовой камере и переброс его вследствие этого в ректификационную колонну. Продукт в коксовой камере, концентрация асфальтенов в котором достигает пороговой, является студнем, т. е. обладает высокой вязкостью.

Http://works. doklad. ru/view/rNoR5aY6aKQ. html

К общезаводскому хозяйству (ОЗХ) современных НПЗ и НХЗ относятся объекты приема и хранения сырья, приготовления из компонентов товарной продукции, хранения и отгрузки товарной продукции; ремонтно-механическая база; складское хозяйство; объекты, предназначенные для снабжения воздухом, водородом, инертным газом, топливом; вспомогательные службы (факельное хозяйство, газоспасательная служба, пожарная охрана, медицинская служба и служба питания). В более широком смысле в ОЗХ включают также объекты энергоснабжения, водоснабжения, канализации, очистных сооружений.

Объекты ОЗХ занимают большую часть территории предприятия, а стоимость их строительства превышает 40% от общей стоимости заводов.

Состав объектов ОЗХ зависит от профиля предприятия, его технологической схемы. Например, на заводах топливно-масляного профиля заметное место принадлежит узлам приготовления товарных масел, приема многочисленных присадок со стороны, хранения и затаривания твердых парафинов и т. д. Эти объекты на заводах топливного профиля отсутствуют.

Сырье поставляется на НПЗ и НХЗ по магистральным трубопроводам, железной дороге и, в незначительной степени, водным (танкеры, баржи) и автомобильным (автоцистерны) транспортом.

Трубопроводный транспорт нефти и нефтехимического сырья. Трубопроводным транспортом в нашей стране перевозится около 80% сырой нефти и 8% нефтепродуктов. Общая протяженность нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на конец 1980 г. составила 69,7 тыс. км. Средняя дальность перекачки нефти достигла 1400 км. Все нефтеперерабатывающие заводы Советского Союза связаны трубопроводными магистралями с районами добычи нефти. Нефтепроводы проектируются и эксплуатируются организациями Министерства нефтяной промышленности. Пропускная способность нефтепровода определяется мощностью НПЗ, а диаметр, кроме того, зависит от схемы перекачивания нефти (непрерывная или периодическая). При расширений НПЗ зачастую оказывается необходимо предусмотреть увеличение пропускной способности нефтепровода. Эта задача решается прокладкой параллельных трубопроводов на всей протяженности нефтепровода или на отдельных, наиболее перегруженных участках.

Для организации учета и контроля подачи нефти на НПЗ непосредственно перед предприятием (а иногда и на его территории) размещается приемо-сдаточный пункт. В состав пункта входят: площадка приема шара — специального устройства, которое время от времени прогоняется по нефтепроводу с целью очистки трубы от парафинистых отложений и грязи; фильтры-грязеуловители счетчики. Показания счетчиков служат для контроля количества «Поступающей на НПЗ нефти. Они передаются на головную станцию нефтепровода и на центральный диспетчерский пункт НПЗ. Перед фильтрами приемо-сдаточного пункта устанавливаются предохранительные клапаны для. защиты последних участков нефтепровода от разрыва. Причиной разрыва может быть недопустимо высокое давление, возникающее вследствие закрытия задвижки перед приемо-сдаточным пунктом. Сброс от предохранительных клапанов направляют в резервуары сырьевой базы НПЗ. С приемо-сдаточного пункта нефть подается в резервуары сырьевой базы НПЗ. Участок трубопровода от пункта до резервуаров является собственностью НПЗ. Этот трубопровод, как правило, прокладывается в земле и выводится на поверхность перед резервуарами-,

У Нефтехимические предприятия получают по трубопроводам сырье с близлежащих нефте – и газоперерабатывающих заводов. Обычно по трубопроводам подаются на НХЗ бензиновые фракции, сжиженные газы, ароматические углеводороды. Эксплуатируются, также магистральные трубопроводы, по которым сырье подается в НХЗ с предприятий, расположенных на расстоянии 150—200 км и выше.

Нефтехимические заводы часто используют в качестве сырья (например, для установок оксосинтеза) природный газ. Газ поступает на НХЗ из систем магистральных газопроводов через газораспределительные пункты (ГРП). На ГРП происходит снижение давления газа до величины, которая необходима нефтехимическому предприятию, здесь же организуется учет природного газа, Передаваемого на НХЗ. ГРП проектируются и эксплуатируются организациями Министерства газовой промышленности. Трубопровод природного газа, выходящий с ГРП, является собственностью НХЗ.

Транспорт сырья по железной дороге. Нефть на НПЗ подается в железнодорожных цистернах маршрутами, грузоподъемность которых определяется путевым развитием и пропускной способностью сети железных дорог. Для перевозки нефти используются цистерны различных типов — двух-, четырех-, шести – и восьмиосные. Подробная характеристика цистерн приведена в литературе.

Рис. 1.1. Комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива нефти и налива темных нефтепродуктов:

1 — наливной стояк; 2 — установка нижнего слива нефти; 3 — коллектор слива нефти; 4 — коллекторы темных нефтепродуктов.

На вновь строящихся НПЗ проектируются для приема нефти двухсторонние сливные эстакады длиной 360 м, вдоль которых устанавливается состав после его расцепки на две части. С целью более полного использования территории и уменьшения капитальных и эксплуатационных затрат практикуется оснащение железнодорожных эстакад устройствами для налива нефтепродуктов — мазута или дизельного топлива. В этом случае эстакада называется сливо-наливной и на ней поочередно осуществляется слив нефти и налив нефтепродукта. На рис. 5.1 изображена комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива нефти и налива темных нефтепродуктов.

Цистерны для перевозки нефти оснащены нижними сливными патрубками, к которым подводится и герметично присоединяется установка для нижнего слива (налива), представляющая собой систему шарнирно сочлененных труб. Промышленностью выпускаются установки для нижнего слива по ТОСТ 18194—79. Стандартом предусмотрен выпуск установок без подогрева (УСН), с паровым подогревом (УСНПп), с электроподогревом (УСНПэ). Установки типа УСН имеют диаметр условного прохода 150 и 175 мм, УСНПп — 175 мм, а УСНПэ — 150 мм.

Из сливной установки нефть поступает в сливной трубопровод. Ранее сливным трубопроводом нефть передавалась в резервуары, расположенные ниже отметки рельса («нулевые» резервуары). Вместимость этих резервуаров принималась такой, чтобы обеспечить слив всего маршрута. Из «нулевых» резервуаров нефть забиралась насосами заглубленной насосной и подавалась в резервуары сырьевой базы завода.

Практика показала, что в сооружении «нулевых» резервуаров и заглубленных насосных нет необходимости. Следует предусматривать поступление нефти от сливных приборов к насосам, расположенными на поверхности земли через сливную буфер.

Внимание необходимо уделять расчету гидравлических сопротивлений сливного трубопровода, учитывать всасывающую способ-Юность сырьевого насоса.

При проектировании сливо-наливных железнодорожных эстакад следует учитывать требования по нормативной продолжительности сливных операций, установленные «Правилами перевозок жидких грузов наливом в вагонах — цистернах и бункерных полувагонах», утвержденными МПС 25 мая 1966 г. Эти правила устанавливают следующую продолжительность слива (в ч) в пунктах механизированного (1) и немеханизированного (2) слива.

В зимнее время слив некоторых сортов нефтей и других продуктов, обладающих высокой температурой застывания затруднен, поскольку они поступают на пункты слива загустевшими. Правила перевозки грузов предусматривают увеличение продолжительности слива таких продуктов в период с 15 октября по 15 апреля, а также выделение специального времени на разогрев;

Для разогрева нефти в цистернах предусматривают паровые t гидромеханические подогреватели ПГМП-4 конструкции ВНИИСПТ Нефти, электрогрелки, погруженные змеевиковые подо-греватели, а также системы циркуляционного разогрева, сущность которых заключается в том, что холодный продукт, забираемый из цистерны, подогревается в специальном теплообменнике и в горячем состоянии возвращается в цистерну. Учитывая недостаточную эффективность вышеупомянутых способов непрямого разогрева

Q — .производительность слива; QH — подача основного насоса; Q д —подача дополнительного насоса.

В проектах следует предусматривать также подачу в цистерны острого пара. Сырье нефтехимических предприятий перевозится в цистернах с нижним сливом (и в этих случаях схема сливных операций аналогична описанной выше для нефти), в цистернах с верхним сливом и в специализированных цистернах.

Верхний слив из железнодорожных цистерн менее удобен, чем нижний. При верхнем сливе имеют место значительные потери от испарения, частые срывы работы насосов при сливе продуктов с высоким давлением насыщенных паров. Зачастую не, удается достичь полного удаления продукта из цистерн. Слив может осуществляться самотеком (при благоприятном рельефе местности) или с помощью, насосов.

В тех случаях, когда для верхнего слива применяют центробежные насосы, не обладающие самовсасывающей способностью, необходимо предусматривать установку поршневых насосов для первоначального (перед началом откачки) заполнения трубопроводов продуктом и зачистки цистерн. В летнее время слив продуктов с высоким давлением насыщенных паров сопровождается образованием газовых пробок во всасывающих трубопроводах насосов. Для уменьшения вакуума во всасывающих линиях рекомендуется предусматривать в проектах применение эжекторов. В качестве рабочей жидкости в эжекторах используется сливаемый продукт. При работе с погруженным эжектором не только полностью исключается вакуум во всасывающих линиях, но в отдельных случаях создается избыточное давление (подпор).

Схема обвязки эжекторов определяется разностью отметок между нижней образующей котла цистерны и резервуаром или насосом. На рис. 1.2 приведены различные варианты обвязки эжектора. Схема, изображенная на рис. 1.2, а применяется в тех случаях, когда разность геодезических отметок цистерны и резервуара позволяет (с учетом дополнительного подпора, развиваемого эжектором) обеспечить заданную производительность слива Q 0. Подача и напор насоса обеспечивают работу эжектора. В тех случаях, когда разность отметок цистерны и резервуара не позволяет организовать самотечный слив или резервуар находится выше цистерны, применяют схемы, изображенные на рис. 1.2, б. Если давление, развиваемое основным насосом недостаточно для работы эжектора, то следует предусмотреть дополнительный насос для подачи рабочей жидкости в эжектор (рис. 5.2, б). Производитель-Юность дополнительного насоса выбирают равной расходу рабочей жидкости через эжектор, а дифференциальный напор равным разности между давлением рабочего продукта перед эжектором и давлением, развиваемым основным насосом.

Слив продукта может быть значительно ускорен, если создать повышенное давление над поверхностью продукта в цистерне. Для создания избыточного давления применяют подачу сжатого воздуха, инертного газа (азота) или пара.

Промыво-пропарочные станции. Для подготовки цистерн под налив и ремонта цистерн предназначены промыво-пропарочные станции (ППС), которые проектируются в составе НПЗ и НХЗ.

Заданием на проектирование ППС устанавливается суточная программа по очистке и промывке цистерн и бункерных полувагонов, оговариваются виды очистки (горячая или холодная). Обычно ППС на НПЗ должны ежесуточно обрабатывать 400—600 цистерн и 50—100 полувагонов.

На ППС предусматривается проведение следующих операций: удаление остатка светлых нефтепродуктов; пропарка котлов цистерн с одновременным сливом остатков темных нефтепродуктов; промывка горячей водой внутренних стенок котлов цистерн; удаление промывочных вод с помощью вакуумных установок; дегазация котлов цистерн вентиляционной установкой; обезвоживание слитых остатков темных нефтепродуктов; очистка сточных вод. ППС проектируются по заказам генпроектировщиков НПЗ проектными институтами МПС СССР.

Водный транспорт сырья. Перевозка нефти и нефтепродуктов. по воде осуществляется в самоходных нефтеналивных судах, морских и речных танкерах, а также в несамоходных морских, (лихтеры) и речных (баржи) судах. Внутренним водным транспортом перевозится более 60 млн. т. нефтепродуктов. Основной объем речных перевозок нефти и нефтепродуктов приходится на Волго-Камский и Обь-Иртышский бассейны. Сырая нефть перевозится с полуострова Мангышлак и из Махачкалы в Волгоград, а также из Куйбышева в районы Черного, Балтийского и Каспийского морей.

Для создания благоприятных условий слива нефти и для предотвращения загрязнения водоемов устраиваются специальные нефтяные гавани, в которых сооружаются пристани, пирсы или причалы. Гавани могут быть естественными (бухты, заливы, затоны) или искусственными.

Хранение сырья. Для хранения нефти на НПЗ предназначаются сырьевые резервуарные парки. Нормы технологического проектирования предлагают предусматривать в проектах такую вместимость парков, чтобы она обеспечивала бесперебойную работу НПЗ, получающего нефть по нефтепроводу, в течение 7. суток. Если предприятие снабжается нефтью по железной дороге или водным путем вместимость сырьевых парков должна быть увеличена. В этом случае величина нормативного запаса оговаривается в задании на проектирование.

Для предотвращения потерь нефти от испарения ее хранят в резервуарах с плавающими крышами или понтонами. На сырьевых базах НПЗ обычно устанавливаются резервуары объемом 20— 50 тыс. м3. Число резервуаров определяется общей вместимостью парка и принятым единичным объемом резервуара. При проектировании сырьевых складов НПЗ и НХЗ руководствуются СНиП II -106—79 [44]. Этот нормативный документ разработан для использования при проектировании складов нефти и нефтепродуктов; его допускается применять при проектировании складов легковоспламеняющихся, и горючих жидкостей, условия хранения которых в зависимости от их свойств сходны с условиями хранения нефти и нефтепродуктов. СНиП П-106—79, однако, не распространяется на проектирование складов (товарных баз) сжиженных газов, нефтепродуктов с упругостью паров выше 93,6 кПа (700 мм рт. ст.) при 20°С, складов синтетических жирозаменителей, подземных хранилищ в горных породах, отложениях каменной соли, ледогрунтовых хранилищ.

СНиП П-106—79 делит склады нефти и нефтепродуктов на две группы, причем товарно-сырьевые склады НПЗ и НХЗ отнесены к первой группе. Склады первой группы подразделяются на три категорий в зависимости от общей вместимости. В СНиП регламентированы расстояния от зданий и сооружений складов (товарно-сырьевых баз) до зданий и сооружений соседних предприятий, жилых и общественных зданий, расстояния от резервуаров для нефти и нефтепродуктов до зданий и сооружений склада (сливо-наливных устройств, насосных, канализационных сооружений, складов для нефтепродуктов в мелкой таре и т. п.), расстояния от зданий и сооружений склада до трубопроводов. СНиП П-106—79 рекомендует размещать резервуары группами, устанавливает предельную вместимость резервуаров в группе и расстояния между стенками резервуаров, расположенных в одной и соседних группах.

Товарная продукция, вырабатываемая на НПЗ, может быть условно разделена на две группы: 1) продукция, производимая непосредственно на технологических установках, и 2) продукция, приготавливаемая из различных компонентов. Непосредственно на установках НПЗ вырабатывают индивидуальные углеводородные фракции С3— Cs (пропановую, бутановые, пентановые), ароматические углеводороды (бензол, толуол, индивидуалыше ксилолы), различные марки твердых парафинов, присадки к маслам и т. д.

Значительное количество крупнотоннажных товарных продуктов — бензин, дизельное и котельное топлива, смазочные масла — получают на НПЗ смешением (компаундированием) из компонентов, вырабатываемых на различных установках. Так, для приготовления автомобильных бензинов на некоторых НПЗ используют до 10—15 компонентов.

На нефтехимических предприятиях товарная продукция — спирты, альдегиды, кислоты, полиолефины, сырье для производства синтетического каучука и др. — вырабатывается непосредственно в цехах и на установках.

Для осуществления операций по приготовлению товарной продукции из компонентов проектируются специальные объекты, на которых используются следующие основные методы компаундирования:

1) циркуляционный — приготовление производится в смесительных резервуарах;

3) непосредственное смешение в трубопроводах. Разработке проекта узла приготовления товарной продукции должен предшествовать расчет ожидаемых показателей качества товарных продуктов на основе сведений о качестве компонентов. В расчетах следует учитывать, что только некоторые из показателей качества являются аддитивными. Так, плотность смеси, содержание в ней серы, температуру анилиновой точки, показатели фракционного состава, определенные по ИТК, находят суммированием произведений массовых долей компонентов на соответствующие показатели каждого из компонентов. Давление насыщенных паров смеси с достаточной степенью точности можно определить суммированием произведений мольных долей компонентов на давления паров этих компонентов.

В известной степени аддитивными являются показатели октанового и цетанового чисел: Однако определенное по правилу аддитивности октановое число смеси может оказаться выше или ниже реального. Более Точно рассчитать реальное октановое число позволяет формула:

Здесь Осм — реальное октановое число смеси; О А, Ов — октановые числа ; высокооктанового и низкооктанового компонента смеси, соответственно; А и В — содержания компонентов в смеси, % (об.); k — поправочный коэффициент, определяемый по специальному графику, приведенному в литературе. –

Для расчета октанового числа смеси могут быть также использованы формулы, разработанные ВНИИНП и НПО «Нефтехим-автоматика» и фирмой «Этил Корпорейшн».

Более точные уравнения, по которым можно определить смесительные характеристики мазутов, зная показатели отдельных компонентов, приводятся в литературе.

Метод приготовления товарной продукции многократной циркуляцией через смесительные резервуары применяется в течение многих лет. Сущность метода заключается в следующем. Компоненты товарных продуктов с технологических установок поступают в компонентные,

Резервуары парков смешения, анализируются, а затем насосами подаются в смесительный резервуар. Приготовленный в смесительном резервуаре продукт забирается специальными насосами и многократно перекачивается по схеме «резервуар—насос— резервуар» до тех пор, пока в резервуаре не будет получена однородная по составу смесь, показатели которой соответствуют требованиям, предъявляемым к готовому продукту.

Вместимость компонентных резервуаров при приготовлении топлив должна соответствовать 48-часовому запасу каждого компонента, а смесительных резервуаров— 16-ч-асовой выработке данного вида топлива. При получении товарных масел предусматриваются компонентные резервуары, исходя из 36-часового запаса каждого компонента, и смесительные резервуары, исходя из суточной выработки масел.

В табл. приводится пример расчета необходимой вместимости резервуарных парков смешения, автобензина.

Для улучшения условий перемешивания резервуары оборудуют смесительными устройствами: маточниками с большим числом отверстий, направленных вверх, вниз или под углом; так называемыми «пауками» с установленными на них инжекторами-смесителями; подъемными трубами, через которые продукт закачивают на определенную высоту от днища.

В аппаратах с перемешивающими устройствами готовят товарные масла. Для ряда НПЗ была запроектирована установка приготовления масел, в состав которой входят компонентные резервуары, смесители с принудительным перемешиванием, насосная, емкости для присадок и камеры для плавления присадок.

Оба описанных выше метода обладают рядом серьезных недостатков: повышенным расходом электроэнергии, малой производительностью смешения, необходимостью строительства смесительных резервуаров.

Р-1—Р-3 — компонентные резервуары; Р-4 — товарный резервуар; Н-1—Н-3 — насосы; Ф-1—Ф-3 —фильтры; PM – J — PM -3— расходомеры; РЕ-1—РЕ-3— регуляторы; К-1—К-3 — регулирующие клапаны; СК-1 — смесительный коллектор.

Более эффективным является приготовление товарной продукции смешением в потоке. Для каждого НПЗ разрабатываются индивидуальные проекты автоматизированных систем (автоматических станций) смешения. Схема автоматической станции смешения, на которой приготавливается продукт из трех компонентов, приведена на рис. 1.3. В состав оборудования станции входят: компонентные резервуары, насосы, фильтры для очистки компонентов от механических примесей, газоотделитель (при приготовлении бензинов), измерители расхода, регулирующие клапаны, обратные, клапаны.

Объем резервуарного парка для хранения компонентов обуславливается производительностью станции смешения, необходимостью остановки для профилактического осмотра и ремонта, потребностью во времени для лабораторного анализа. Нормы технологического проектирования не регламентируют объема компонентных резервуаров, представляя право решать эту задачу проектировщикам. Оптимальные условия эксплуатации, как показывает практика, обеспечиваются при наличии 2-3 резервуаров для каждого компонента, общая вместимость которых соответствует 16—20-часовой выработке этого компонента.

Для перекачки каждого компонента следует предусматривать индивидуальные насосы, причем нежелательно, чтобы одним насосом компонент перекачивался в разные смесительные коллекторы.

В качестве измерителей расхода на станциях смешения применяются объемные счетчики или турбинные расходомеры. Широкое распространение получили венгерские турбинные расходомеры «Турбоквант», достоинством которых являются небольшие размеры, малая металлоемкость, простота ремонта. При разработке проектов станций смешения следует стремиться, чтобы максимальная производительность по компоненту не превышала 75% от пропускной способности расходомера, а минимальная не была близка к нижнему пределу пропускной способности.

Для управления процессом смешения в Рязанском СКВ Московского НПО «Нефтехимавтоматика» разработаны комплексы приборов управления «Поток». В состав комплексов входят блоки компонентов и управления.

Если схема автоконтроля блока компонента фиксирует отклонение действительного расхода компонента от заданного более чем на 0,5% в сторону уменьшения расхода, то формируется команда «Ошибка-1», по которой блок управления снижает скорость смешения.

В составе комплексов имеются основные и резервные блоки. При нарушении режима работы основных блоков резервные блоки подключаются к сети и форсированно выводятся на режим работы основного блока.

Хранение и отгрузка основного количества товарной продукции на НПЗ и НХЗ производится через товарно-сырьевые базы (ТСБ) предприятий. Отдельные виды продукции — битумы, элементарную серу, нефтяной кокс — отправляют потребителям непосредственно с технологических установок. При проектировании предприятий следует стремиться к тому, чтобы объекты по хранению и отгрузке продукции были сосредоточены в одном месте, что облегчает управление товарной базой, упрощает работу железнодорожного транспорта. Исключение делают для объектов по отгрузке сжиженных газов, которые в соответствии с противопожарными нормами проектирования следует размещать на расстоянии не менее 300—500 м от территории предприятия. Вместимость товарных складов (парков) зависит от устанавливаемых нормами технологического проектирования сроков хранения. Товарные парки должны обеспечивать возможность приема и хранения в них 15-суточной выработки, каждого из товарных нефтепродуктов. Вместимость складов сжиженных газов не должна превышать трехсуточной выработки этих продуктов. Если отгрузка товарных нефтепродуктов потребителям производится по трубопроводам, нормативный срок хранения сокращается до 7 суток.

Число устанавливаемых резервуаров зависит от количества подлежащего хранению продукта и единичной вместимости выбранного резервуара. Экономически целесообразно устанавливать меньшее число резервуаров большей вместимости. Так, расход металла на сооружение 6 резервуаров по 10 тыс. м3 составляет 955 т, а при строительстве 3 резервуаров по 20 тыс. м3 — 825 т. Сооружение резервуаров большей вместимости взамен мелких позволяет также уменьшить территорию, занимаемую парками.

Для каждого вида товарной продукции рекомендуется предусматривать не менее 3 резервуаров (в один поступает товарная продукция, второй находится на анализе, из третьего производится отгрузка продукции).

По, расположению и планировке резервуары делятся на подземные (если наивысший уровень жидкости в резервуаре ниже наинизшей планировочной отметки прилегающей площадки не менее, чем на 0,2 м) и наземные (если они не удовлетворяют вышеуказанным условиям). Для хранения товарной продукции НПЗ и НХЗ используются стальные емкости вместимостью 200 м3 (до ОСТ 26-02-1496—76); стальные резервуары вертикальные цилиндрические со щитовой кровлей вместимостью от 100 м3 до 30 тыс. м3 с понтоном и щитовой кровлей вместимостью от 100 м3 до 30 тыс. м3, с плавающей крышей вместимостью от 10 тыс..м3 до 50 тыс. м3; стальные резервуары с коническими днищами; горизонтальные емкости для хранения продуктов под давлением 0,6—1,8 МПа вместимостью отг25 м3 до_200_м,3 (по ОСТ 26-02-1159^-76); шаровые резервуары для хранения продуктов под давлением 0,25—1,2 МПа железобетонные резервуары.

В табл. 1.3 приведены рекомендации по выбору типа емкости для хранения продукции НПЗ и НХЗ. На рис. 1.4 изображен резервуар с плавающей крышей, применяемый для хранения бензина и других легкокипящих продуктов.

Безопасная и удобная эксплуатация резервуаров обеспечивается применением дополнительного оборудования, которое предназначено для заполнения и опорожнения резервуаров, замера уровня продукта, зачистки, .отбора проб, сброса подтоварной воды,

1 — верхний настил крыши; 2 — нижний настил крыши; 3 — днище; 4- подвижная лестница.

Рис. 1.5. Схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах для маловязких нефтепродуктов:

1— световой люк; 2 — вентиляционный патрубок; 3 — дыхательный клапан; 4 — огневой предохранитель; 5 — замерный люк; 6 — прибор для замера уровня; 7— люк-лаз; 8 —сифонный кран; 9 — хлопушка; 10 — при-емо-раздаточный патрубок; 11 — перепускное устройство; 12 — управление хлопушкой; 13 — крайнее положение приемо-раздаточных патрубков по отношению к оси; 14 — предохранительный клапан.

Пенотушения, поддержания определенного давления в резервуарах. На рис. 1.5 приводится схема расположения оборудования на вертикальных резервуарах, для маловязких нефтепродуктов.

При разработке проектов товарных баз для НПЗ и НХЗ рекомендуется использовать СНиП II -106—79

Товарная продукция НПЗ и НХЗ отгружается трубопроводным, железнодорожным, автомобильным – и речным транспортом.

Трубопроводный транспорт. По трубопроводам транспортируются потребителям светлые и темные нефтепродукты — бензин, дизельное и котельное топлива, а также сжиженные газы, этилен, аммиак. Экономически целесообразным трубопроводный транспорт становится при концентрированном потреблении продукта в одной точке и районе, когда по трубопроводу перекачиваются не менее 300—500 тыс. т продукта в год.

В ближайшие годы намечается значительно расширить сеть нефтепродуктопроводов. Постановление Совета Министров СССР о развитии сети нефтепродуктопроводов в 1981—1985 годах предусматривает сооружение новых трубопроводов для перекачки бензина и дизельного топлива в центральных районах страны, Сибири, Казахстане, создание ряда мазутопроводов, связывающих НПЗ с крупными тепловыми электростанциями, и керосинопроводов между заводами и аэропортами.

На территории НПЗ и НХЗ обычно размещаются головные сооружения нефтепродуктопроводов: склады (парки), головные насосные. Некоторые продуктопроводы имеют в составе головных сооружений собственные резервуарные парки, в которые продукт подается из резервуаров товарной базы НПЗ насосами товарной насосной. Более экономичным решением является использование в качестве головных сооружений резервуаров заводской товарной базы. Продукт в магистральный трубопровод подается непосредственно c этих резервуаров насосами головной насосной станции, размещаемой рядом с резервуарами.

Железнодорожный транспорт. Транспортировка продукции НПЗ и НХЗ по железной дороге является основным видом перевозки нефтепродуктов и ее ведущее значение сохранится в ближайшие годы. Основным видом тары для перевозки по железной дороге нефтяных и химических продуктов служат цистерны. Цистерны подразделяются на универсальные, предназначенные для перевозки различных грузов (нефти и светлых нефтепродуктов, нефти и мазута и т. д.) и специальные. В специальных цистернах перевозится какой-либо один вид продукции (например, сжиженные газы, кислоты, спирты). Характеристика Цистерн, изготавливаемых вагоностроительными заводами и используемых при перевозке нефтяных и химических. продуктов, приводится в литературе. Для отгрузки продукции нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий в составе товарных баз проектируются специальные устройства. Если объем отгрузки ограничен десятками тысяч тонн в год, то предусматривают одиночные стояки или небольшие односторонние эстакады, состоящие из 5—10 стояков. Для отгрузки многотоннажных продуктов (бензин, реактивное, дизельное и котельное топлива, смазочные масла) сооружаются двухсторонние эстакады галерейного типа. Эстакады для налива реактивного топлива, авиационных бензинов, смазочных масел, присадок к маслам и других ЛВЖ и горючих жидкостей, в которые недопустимо попадание воды, должны быть оборудованы навесами и крышами. Температура ЛВЖ, подаваемых на налив, должна быть не менее, чем на 10°С, ниже температуры начала кипения наливаемого продукта.

Налив нефтепродуктов осуществляется в одиночные цистерны, группы и маршруты цистерн. Маршрутный налив цистерн более экономичен и должен предусматриваться при проектировании эстакад как основной вид налива.

Длина эстакады не должна быть меньше половины длины маршрута. Конструкция эстакад должна обеспечивать техническую возможность налива продуктов в железнодорожные цистерны всех типов, пригодные для перевозки данных продуктов. Проектирование железнодорожных эстакад на ограниченное число типов (моделей) цистерн допускается только при наличии согласования с Управлением железной дороги, обслуживающей предприятие, или с’ предприятием — собственником цистерн.

В последние годы осуществляется постепенный переход железнодорожного транспорта на цистерны новых типов — шести восьмиосные вместимостью 90 и 120 м3. В проектах следует принимать во внимание особенности налива этих цистерн.

При разработке проектов железнодорожных эстакад необходимо учитывать возможность поступления под налив неисправных цистерн. Чтобы иметь возможность удалить из этих цистерн имеющийся в них продукт, проектом предусматриваются – самостоятельные эстакады с верхним и нижним сливом, которые оборудуются отдельными стояками и коллекторами для сливаемых продуктов. При небольших объемах отгрузки для слива неисправных цистерн могут быть запроектированы отдельно стоящие

Особые требования предъявляются к проектированию железнодорожных эстакад для слива и налива сжиженных газов. Эти эстакады должны быть отделены от прочих эстакад, оборудованы Самостоятельными коллекторами, трубопроводами, сливо-наливными устройствами и газоуравнительными системами для каждого вида наливаемых и сливаемых сжиженных газов. Одновременно с эстакадами для слива и налива сжиженных газов в составе товарно-сырьевых баз сжиженных газов следует проектировать эстакады для подготовки цистерн сжиженного газа под налив. Опыт проектирования эстакад освещен. Эксплуатация железнодорожных эстакад галерейного типа отличается большой трудоемкостью и применением ручного труда. Наиболее трудоемки подготовительные и вспомогательные операции, открытие и закрытие люков цистерн, заправка и подъем наливных шлангов и телескопических устройств и т. д. При проектировании железнодорожных эстакад следует предусматривать их оснащение средствами механизации и автоматизации: ограничителями налива, которые служат для автоматического прекращения подачи жидкости в цистерну при достижении в ней определенного уровня (ПОУН-1, ПОУН-2, НО-2М), устройствами механизации подъема— спуска наливных средств.

Автомобильный транспорт. Продукция НПЗ и НХЗ перевозится автомобильным транспортом в ограниченных размерах, На отдельных предприятиях имеются устройства для налива в автоцистерны мазута, битумов, бензина. Сооружения, предназначенные для полуавтоматического налива нефтепродуктов в автоцистерны и автотопливозаправщики, называются станциями налива. Станции налива оборудуются стояками, которые различаются по виду наливаемого продукта, По способу налива (герметизированные и негерметизированные), по виду управления процессом (автоматизированные и неавтоматизированные), по виду управления, (с механизированным и ручным управлением).

Станция налива состоит из 4—12 наливных «островков», располагаемых под навесом. Каждый островок оборудуется одним или двумя наливными стояками, в качестве которых применяются установки: автоматизированного налива с местным управлением АСН-5П, автоматизированного налива с дистанционным управлением АСН-5Н, автоматизированного и герметизированного налива АСН-12.

Водный транспорт. Нефтеперерабатывающие, заводы, расположенные вблизи крупных рек, отправляют в навигационный период часть своей продукции водным путем (в танкерах, баржах и лихтерах). Для налива сооружаются специальные причалы.

Налив нефтепродуктов осуществляется по трубопроводам, прокладываемым от резервуаров к причалам. Возможны два варианта организации налива: 1) подача продукта насосами из резервуаров товарного парка непосредственно в наливные суда; 2) подача продукта по трубопроводам в промежуточные резервуары, расположенные в непосредственной близости от причала с последующим поступлением нефтепродуктов в суда самотеком. Последний вариант применяют обычно ‘в тех случаях, когда НПЗ расположен на расстоянии нескольких километров от причала.

В составе нефтепричалов проектируют следующие сооружения: водные подходы, причальные устройства (подходные эстакады, центральные платформы, швартовые палы, отбойные устройства), шлангующие устройства и установки.

При проектировании водных подходов необходимо определить глубину и ширину полосы акватории, глубину водных подходов. Проект причальных устройств включает выбор типа причальных сооружений, определение суточной пропускной способности одного причала и числа причалов, необходимого для отгрузки всего количества грузов. В проекте нефтепричала также решаются вопросы выбора шлангующих устройств, подготовки резервуаров, трубопроводов и нефтеналивных судов к сливо-наливным операциям, определяются методы борьбы с потерями нефтепродуктов при наливе и защиты водных бассейнов от загрязнения нефтепродуктами.

1. Рудин М. Г., Смирнов Г. Ф. Проектирование нефте-перерабатывающих и нефтехимических заводов. –Л.: Химия, 1984.

Http://topref. ru/referat/136112.html

Сырьем нефтеперерабатывающих заводов являются нефть и газовый конденсат.

Нефть представляет собой сложную смесь органических соединений (преимущественно углеводородов), образовавшуюся в результате глубоких превращений, происходивших в земных недрах в течение десятков и сотен миллионов лет.

Мировые промышленные запасы нефти оцениваются величиной около 260 млрд. тонн. Мировые разведанные запасы по состоянию на 1 января 2002 года составляют около 1 триллиона баррелей (приблизительно 145 млрд. тонн).

Наиболее богатыми по разведанным запасам нефти странами являются Саудовская Аравия, Ирак, Иран, Абу-Даби, Кувейт, Венесуэла, Россия, Ливия, Мексика, Китай.

В 2001 году в мире было добыто свыше 3 млрд. 300млн тонн нефти и газового конденсата. Добыча в ведущих нефтедобывающих государствах составила (млн. тонн):

Важнейшие нефтяные месторождения России расположены в районах Западной Сибири, Татарстана, Башкортостана, республики Коми. Эксплуатируются месторождения в Ставропольском и Краснодарском краях, на острове Сахалин.

Добычу нефти в России ведут крупные вертикальные интегрированные нефтяные компании, производственные объединения и совместные предприятия с иностранным участием. Данные о добыче нефти в России в 2001 году крупнейшими компаниями приводятся ниже (млн. тонн):

Крупными запасами нефти обладают и другие страны, ранее входившие в состав СССР – Казахстан, Азербайджан, Туркменистан, Узбекистан и др. Нефть также добывается на Украине, в Белоруссии, Грузии. Ниже содержатся данные о добыче нефти в этих странах (млн. тонн, 2001 г.):

Http://additive. spb. ru/syrie_npz. html

1 Профили НПЗ

    1.1 Топливный профиль 1.2 Топливно-масляный профиль 1.3 Топливно-нефтехимический профиль

2 Подготовка сырья 3 Первичная переработка — перегонка 4 Вторичная переработка — крекинг 5 Гидроочистка 6 Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу) 7 Формирование готовой продукции 8 Историческая справка 9 Также см. Литература

Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов. Подробнее см. Виртуальный НПЗ

    Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический. Объем переработки (в млн. тонн.) Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа)

На сегодняшний день грани между профилями стираются, предприятия становятся более универсальными. Например: Наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный продукт.

В отечественной нефтеперерабатывающей промышленности выделяют три типа профиля нефтеперерабатывающего завода, в зависимости от схемы переработки нефти: 1. Топливный 2. Топливно-масляный 3. Топливно-нефтехимический

На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.

Набор установок включает в себя: обязательно – перегонку нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг, изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.

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

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.

Примеры: Омский нефтеперерабатывающий завод, Ярославнефтеоргсинтез, Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез и т. д.

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

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции (пиролиз, производство полиэтилена, полипропилена, полистирола, риформинг направленный на производство индивидуальных ароматических углеводородов и т. д.).

Сначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки. В нефти остаётся не более 3—4 мг/л солей и около 0,1 % воды. Затем нефть поступает на первичную перегонку.

Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 350 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С), реактивное топливо (180—240 °С) и дизельное топливо (240—350 °С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века его выбрасывали, как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используют пять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.

Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. cracking — расщепление).

В 1891 году инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %. Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.

Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.

Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. Один из наиболее важных процессов в нефтепереработке.

Задача процесса — очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.

Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280—340°C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции, содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.

Установка Клауса активно применяется на нефтеперерабатывающих предприятиях для переработки сероводорода с установок гидрогенизации и установок аминной очистки газов для получения серы.

Бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава. Также этот процесс называется компаундирование или блендинг.

Первый российский нефтеперерабатывающий завод был основан братьями Чумеловыми на реке Ухта в 1745 . Завод производил осветительный керосин и смазочные масла.

    Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 544 стр., 2005, ISBN 5-94423-066-5 Шаммазов А. М. и др.: «История нефтегазового дела России», Москва, «Химия», 2001, 316 стр., УДК 622.276, ББК 65.304.13, ISBN 5-7245-1176-2 В. Г. Шухов, Проекты нефтеперерабатывающих установок и заводов (техническая документация): Центральный исторический архив Москвы, фонд № 1209, опись 1, дело № 2; Архив Российской Академии Наук, фонд № 1508, опись 1, дела № 2, 5, 6, 11, 12, 13, 14, 16, 20, 21, 34, 40, 44, 45, 46.

скачать

Данный реферат составлен на основе статьи из русской Википедии. Синхронизация выполнена 09.07.11 21:39:55

Http://wreferat. baza-referat. ru/%D0%9D%D0%9F%D0%97

Производство индивидуальных ароматических углеводородов (бензола и толуола).

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

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

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

Http://xn--90afyi. xn--p1ai/?article=117&page=dynamic&section=31

Нефтеперерабoтка, крупнотоннажное производство, основанное на превращениях Нефти, ее фракций и нефтяных газов в товарные Нефтепродукты и сырье для Нефтехимии, основного органического синтеза и микробиологического синтеза. Это производство представляет собой совокупность осуществляемых на нефтеперераб. заводах (НПЗ) физических и химико-технологических процессов и операций, включающую подготовку сырья, его первичную и вторичную переработку.

Перед переработкой нефть подвергают спец. подготовке сначала на нефтепромыслах, а затем непосредственно на НПЗ, где ее освобождают от пластовой воды. минер. солей и мех. примесей (см. Обезвоживание и обессоливание нефти)и стабилизируют, отгоняя главным образом пропан-бутановую, а иногда частично и пентановую углеводородные фракции. П е рв и ч н а я п е р е р а б о т к а нефти заключается в разделении ее на фракции, различающиеся пределами выкипания, с помощью первичной (в основном) или вторичной атм. и вакуумной перегонки (см. Дистилляция нефти). Такая переработка позволяет выделять из нефти только изначально присутствующие в ней вещества. Ассортимент, выход и качество вырабатываемых продуктов полностью определяются хим. составом сырья.

Историческая справка. Переработка нефти с целью ее очистки для уменьшения неприятного запаха при использовании в лечебных целях была известна еще в начале нашей эры. Описания различных способов перегонки нефти приведены в средневековых иностранных и русских лечебниках. Впервые нефтепереработка в промышленном масштабе была осуществлена в России на заводе, построенном на р. Ухте (1745). В 18-19 вв. в России и др. странах действовали отдельные примитивные НПЗ, на которых получали преимущественно осветительный керосин и смазочные масла. Большой вклад в развитие нефтеперерабoтки внесли русские ученые и инженеры. Д. И. Менделеев, детально изучив технол. и экономич. проблемы нефтеперерабoтки, предложил строить нефтеперегонные заводы в местах концентрированного потребления нефтепродуктов. А. А. Летний создал основы крекинга и пиролиза нефти; под его руководством запроектирован и построен ряд НПЗ. К. В. Харичков предложил способ переработки высокопарафинистых мазутов для послед. использования их в качестве котельного топлива; Л. Г. Гурвич разработал основы очистки нефтепродуктов. В. Г. Шухов изобрел форсунку для сжигания жидкого топлива, что позволило применять не находивший квалифицированных источников потребления мазут как топливо для паровых котлов; кроме того, совместно с С. П. Гавриловым он запатентовал трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия, технические принципы которой используются в работе современных установок первичной переработки нефти.

Дальнейшее развитие нефтепереработка получила в 20 в. в связи с появлением автомобильного и авиац. транспорта. Особенно быстрыми темпами происходил рост нефтепереработка после 2-й мировой войны: производственной мощности, например, капиталистич. стран с 1947 по 1988 возросли с 416 до 2706 млн. т/год.

Направления и схемы. Основные современные тенденции нефтеперерабoтки: укрупнение единичных мощностей технол. установок; комбинирование процессов и снижение их энергоемкости благодаря повышению активности и селективности катализаторов. утилизации отходящей тепловой энергии, оптимизации теплообмена и коэф. избытка воздуха. подаваемого в технол. печи. и т. д.; углубление переработки нефти (см. ниже); улучшение качества товарных нефтепродуктов при ухудшении качества перерабатываемых нефтей; широкое внедрение автоматизации и компьютеризации и др.

К числу гл. факторов, определяющих выбор схемы нефтепереработки, относятся выход светлых нефтепродуктов и содержание в нефти S. Переработка сернистых и высокосернистых нефтей, содержащих S соотв. 0,5-2,5% и более 2,5% по массе, требует включения в состав НПЗ установок гидроочистки и гидрообессеривания нефтепродуктов.

По назначению НПЗ делятся на предприятия топливного и топливно-масляного профилей, а также топливно-масляного профиля с выпуском нефтехимической продукции (последние в СССР ранее наз. нефтехим. комбинатами; за рубежом именуются “НПЗ хим. профиля”). Наиб. важная характеристика НПЗ-г л у б и н а п е р е р а б о т к и нефти, которая определяется выходом (в расчете на нефть, % по массе) всех светлых нефтепродуктов или только моторных топлив либо, наоборот, выходом остаточного котельного топлива – мазута. Увеличение глубины переработки нефти, т. е. фактически уменьшение выхода мазута по сравнению с его естественным содержанием в сырье, м. б. достигнуто с помощью разл. деструктивных процессов. Их удельный вес (отношение суммарной мощности установок к мощности установок первичной переработки нефти) определяет возможности НПЗ и нефтеперераб. промышленности в целом по обеспечению определенной глубины переработки.

НПЗ т о п л и в н о г о п р о ф и л я с н е г л у б о к о й п е р ер а б о т к о й н е ф т и. Характерны для районов с высоким потреблением мазута. На этих предприятиях осуществляются технологические процессы: подготовка нефти к переработке; ее атм. перегонка, при которой получают бензины, керосины, дизельные топлива и мазут; облагораживание топлив – каталитический риформинг и изомеризация бензинов (для получения высокооктановых компонентов автомобильных топлив), гидроочистка керосинов и дизельных топлив, гидрообессеривание мазута (для получения товарных топлив с низким содержанием S). Выход последнего на таких НПЗ может достигать 50% по массе и более; при необходимости часть мазута м. б. направлена на вакуумную перегонку с целью получения остаточных битумов или сырья для производства окисленных битумов.

НПЗ т о п л и в н о г о п р о ф и л я с г л у б о к о й п е р ер а б о т к о й нефти. Предназначены для регионов с низким уровнем потребления мазута. Реализуемые технологические процессы: подготовка нефти к переработке, ее атм. и вакуумная перегонка; деструктивная переработка (каталитич. крекинг и гидрокрекинг) тяжелого и остаточного сырья и облагораживание нефтепродуктов (каталитич. риформинг, гидроочистка и др.). Существует большое число деструктивных процессов переработки нефтяных остатков (мазут, гудрон) в светлые нефтепродукты с целью увеличения в них соотношения водород/углерод по сравнению с исходным сырьем. Они подразделяются на процессы, обеспечивающие снижение содержания углерода (термич. и каталитич. крекинг, коксование, деасфальтизация); процессы, приводящие к возрастанию содержания водорода (разновидности гидрокрекинга). Последние характеризуются повышенными выходом и качеством нефтепродуктов, однако требуют значительно более высоких капиталовложений и эксплуатац. расходов, обусловленных необходимостью проведения процессов при высоких давлениях (15-25 МПа) в атмосфере водорода. Технол. схема переработки остатков может включать один целевой процесс либо комбинацию процессов (напр., гидрообессеривание мазута-каталитический крекинг). Выбор схемы определяется техническими и экономическими особенностями функционирования НПЗ. Известны предприятия, на которых достигается практически полное превращение нефти в светлые нефтепродукты.

НПЗ т о п л и в н о-м а с л я н о г о п р о ф и л я. На этих предприятиях осуществляются процессы: подготовка к переработке нефти и ее атм. перегонка; вакуумная перегонка мазута, при которой получают несколько вакуумных дистиллятов и гудрон. Дистилляты проходят последовательно Селективную очистку, депарафинизацию и гидродоочистку либо доочистку H2SO4 (см. Сернокислотная очистка)или с помощью отбеливающих глин (см. Адсорбционная очистка, Контактная очистка, Перколяциопиая очистка). Гудроны подвергают деасфальтизации, причем образующийся деасфальтизат обрабатывают по той же схеме, что и дистиллятные фракции, а остаток (т. наз. концентрат) используют для производства битумов или в качестве сырья для газификации. После доочистки дистиллятные и остаточный компоненты направляют на компаундирование (смешение). Изменяя соотношения компонентов и вводя разл. присадки, получают товарные смазочные масла.

НПЗ т о п л и в н о-м а с л я н о г о п р о ф и л я с в ы п у ск о м н е ф т е х и м и ч е с к о й п р о д у к ц и и. На этих предприятиях в отличие от рассмотренных выше реализованы процессы пиролиза и каталитич. риформинга, обеспечивающие выработку основных видов нефтехимического сырья (низших олефинов и ароматич. углеводородов), а также более или менее длинная цепочка процессов получения различных нефтехим. продуктов (спиртов, смесей олефинов и др.). Доля нефти, расходуемой в мире на производство продукции нефтехимии. в среднем составляет 6%, достигая в Японии 9-11%.

Потенциал, темпы и перспективы развития. По объему нефтеперерабoтки и выпуску основных видов нефтепродуктов Советский Союз занимает второе место в мире, превосходя Великобританию, Италию, Францию и Германию вместе взятые, а по средней мощности НПЗ намного опережает все развитые капиталистические страны. Практически все регионы СССР располагают промышленным потенциалом по нефтеперерабoтке и производству нефтехимической продукции. Кроме традиционных центров нефтеперерабoтки, размещенных в Волжско-Уральском и Центральном районах и в Закавказье, особенно бурное развитие в последние годы нефтепeрeраб. промышленность получила в районах Западной и Восточной Сибири.

Наращивание пром. потенциала нефтеперерабoтки в СССР особенно высокими темпами происходило в 1965-85, когда объем выработки нефтепродуктов увеличился более чем в 2 раза. В этот период преимущестенно интенсивно наращивались мощности по первичной (прямой) перегонке нефти. Начиная с 11-й пятилетки отрасль перешла на качественно новый путь развития – повышение эффективности использования нефти на основе углубления ее переработки. Опережающими темпами растет выпуск сырья для нефтехим., хим. и микробиол. отраслей промышленности. Наряду с углублением переработки нефти др. важной задачей нефтеперерабoтки в СССР является улучшение качества гл. нефтепродуктов – моторных топлив и масел для удовлетворения возрастающих требований к охране природы, а также со стороны транспорта. В указанное 20-летие уд. вес высокооктановых бензинов в общем объеме произ-ва автомобильных бензинов удалось повысить с 3,1 до 79,1%, дизельного малосернистого топлива-с 50 до почти 100%, высокоиндексных моторных смазочных масел-с 2,25 до 87,3%.

За рубежом первое место по мощности установок нефтеперерабoтки занимают США; крупными мировыми центрами нефтеперерабoтки являются также страны Западной Европы и Япония. Быстрыми темпами развивается нефтеперерабoтка в нефтедобывающих странах: Саудовской Аравии, Мексике и др. В связи с высоким спросом на мазут для западноевропейских стран и Японии вплоть до 1973 были характерны неглубокая переработка нефти с выпуском св. 40% мазута и соотв. незначительной мощности установок для деструктивных процессов. Вызванное нефтяным кризисом 70-х гг. резкое повышение цен на сырье привело к существ. сокращению потребления нефти и особенно мазута, который стали заменять альтернативными источниками энергии (прир. газом, углем и др.). Поэтому возросла необходимость углубления переработки нефти, причем для стран Западной Европы и Японии наиб. актуальна деструктивная переработка тяжелых дистиллятных фракций (первый этап углубления). Для США, где и до 1973 глубина переработки нефти достигала 78%, прежде всего важна деструктивная переработка нефтяных остатков (второй этап углубления), что требует более совершенной технологии и значительно удорожает произ-во. В настоящее время за рубежом широко осуществляется стр-во установок каталитич. крекинга, гидрокрекинга и висбрекинга, блоков переработки нефтяных остатков, технол. схемы которых включают комбинации процессов гидрообессеривания и каталитич. крекинга или коксования, термич. крекинга и гидрокрекинга и т. д.

Проблема углубления переработки нефти в СССР и ведущих капиталистах, странах решается в условиях сокращения использования высококачественных малосернистых нефтей при одновременном ужесточении экологич. требований к качеству нефтепродуктов. В последние годы значительно снижены, в частности, предельно допустимые значения содержания S в топливах, что привело к ускоренному росту мощностей установок гидроочистки. Др. важный фактор развития современной нефтеперерабoтки – постепенный отказ от этилирования бензинов (введения тетраэтилсвинца), что требует применения др. способов повышения антидетонационной стойкости автомобильных бензинов (каталитич. риформинг, алкилирование, изомеризация и т. д.).

Лит.: Сергиенко С. Р., Очерк развития химии и переработки нефти, М., 1955; Трошин А. К., История нефтяной техники в России, М., 1958; Гуревич И. Д., Смидович Е. В., Черножуков Н. И., Технология переработки нефти и газа, ч. 1-3, М., 1972-80; Эрих В. Н., Расина М. Г., Рудин М. Г., Химия и технология нефти и газа, 3 изд., Л., 1985; Справочник нефтепереработчика, под ред. Г. А. Ластовкина, Е. Д. Радченко и М. Г. Рудина, Л., 1986; Конь М. Я., Зелькинд Е. М., Шершун В. Г., Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность за рубежом. Справочник, М., 1986; Горная энциклопедия, т. 3, М., 1987, с. 472-73. © М. Я. Конь.

Http://chemport. ru/data/chemipedia/article_2410.html

К общезаводскому хозяйству (ОЗХ) современных НПЗ и НХЗ относятся объекты приема и хранения сырья, приготовления из компонентов товарной продукции, хранения и отгрузки товарной продукции; ремонтно-механическая база; складское хозяйство; объекты, предназначенные для снабжения воздухом, водородом, инертным газом, топливом; вспомогательные службы (факельное хозяйство, газоспасательная служба, пожарная охрана, медицинская служба и служба питания). В более широком смысле в ОЗХ включают также объекты энергоснабжения, водоснабжения, канализации, очистных сооружений.

Объекты ОЗХ занимают большую часть территории предприятия, а стоимость их строительства превышает 40% от общей стоимости заводов.

Состав объектов ОЗХ зависит от профиля предприятия, его технологической схемы. Например, на заводах топливно-масляного профиля заметное место принадлежит узлам приготовления товарных масел, приема многочисленных присадок со стороны, хранения и затаривания твердых парафинов и т. д. Эти объекты на заводах топливного профиля отсутствуют.

Сырье поставляется на НПЗ и НХЗ по магистральным трубопроводам, железной дороге и, в незначительной степени, водным (танкеры, баржи) и автомобильным (автоцистерны) транспортом.

Трубопроводный транспорт нефти и нефтехимического сырья. Трубопроводным транспортом в нашей стране перевозится около 80% сырой нефти и 8% нефтепродуктов. Общая протяженность нефтепроводов и нефтепродуктопроводов на конец 1980 г. составила 69,7 тыс. км. Средняя дальность перекачки нефти достигла 1400 км. Все нефтеперерабатывающие заводы Советского Союза связаны трубопроводными магистралями с районами добычи нефти. Нефтепроводы проектируются и эксплуатируются организациями Министерства нефтяной промышленности. Пропускная способность нефтепровода определяется мощностью НПЗ, а диаметр, кроме того, зависит от схемы перекачивания нефти (непрерывная или периодическая). При расширений НПЗ зачастую оказывается необходимо предусмотреть увеличение пропускной способности нефтепровода. Эта задача решается прокладкой параллельных трубопроводов на всей протяженности нефтепровода или на отдельных, наиболее перегруженных участках.

Для организации учета и контроля подачи нефти на НПЗ непосредственно перед предприятием (а иногда и на его территории) размещается приемо-сдаточный пункт. В состав пункта входят: площадка приема шара — специального устройства, которое время от времени прогоняется по нефтепроводу с целью очистки трубы от парафинистых отложений и грязи; фильтры-грязеуловители счетчики. Показания счетчиков служат для контроля количества «Поступающей на НПЗ нефти. Они передаются на головную станцию нефтепровода и на центральный диспетчерский пункт НПЗ. Перед фильтрами приемо-сдаточного пункта устанавливаются предохранительные клапаны для. защиты последних участков нефтепровода от разрыва. Причиной разрыва может быть недопустимо высокое давление, возникающее вследствие закрытия задвижки перед приемо-сдаточным пунктом. Сброс от предохранительных клапанов направляют в резервуары сырьевой базы НПЗ. С приемо-сдаточного пункта нефть подается в резервуары сырьевой базы НПЗ. Участок трубопровода от пункта до резервуаров является собственностью НПЗ. Этот трубопровод, как правило, прокладывается в земле и выводится на поверхность перед резервуарами-,

У Нефтехимические предприятия получают по трубопроводам сырье с близлежащих нефте – и газоперерабатывающих заводов. Обычно по трубопроводам подаются на НХЗ бензиновые фракции, сжиженные газы, ароматические углеводороды. Эксплуатируются, также магистральные трубопроводы, по которым сырье подается в НХЗ с предприятий, расположенных на расстоянии 150—200 км и выше.

Нефтехимические заводы часто используют в качестве сырья (например, для установок оксосинтеза) природный газ. Газ поступает на НХЗ из систем магистральных газопроводов через газораспределительные пункты (ГРП). На ГРП происходит снижение давления газа до величины, которая необходима нефтехимическому предприятию, здесь же организуется учет природного газа, Передаваемого на НХЗ. ГРП проектируются и эксплуатируются организациями Министерства газовой промышленности. Трубопровод природного газа, выходящий с ГРП, является собственностью НХЗ.

Транспорт сырья по железной дороге. Нефть на НПЗ подается в железнодорожных цистернах маршрутами, грузоподъемность которых определяется путевым развитием и пропускной способностью сети железных дорог. Для перевозки нефти используются цистерны различных типов — двух-, четырех-, шести – и восьмиосные. Подробная характеристика цистерн приведена в литературе.

Рис. 1.1. Комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива нефти и налива темных нефтепродуктов:

1 — наливной стояк; 2 — установка нижнего слива нефти; 3 — коллектор слива нефти; 4 — коллекторы темных нефтепродуктов.

На вновь строящихся НПЗ проектируются для приема нефти двухсторонние сливные эстакады длиной 360 м, вдоль которых устанавливается состав после его расцепки на две части. С целью более полного использования территории и уменьшения капитальных и эксплуатационных затрат практикуется оснащение железнодорожных эстакад устройствами для налива нефтепродуктов — мазута или дизельного топлива. В этом случае эстакада называется сливо-наливной и на ней поочередно осуществляется слив нефти и налив нефтепродукта. На рис. 5.1 изображена комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива нефти и налива темных нефтепродуктов.

Цистерны для перевозки нефти оснащены нижними сливными патрубками, к которым подводится и герметично присоединяется установка для нижнего слива (налива), представляющая собой систему шарнирно сочлененных труб. Промышленностью выпускаются установки для нижнего слива по ТОСТ 18194—79. Стандартом предусмотрен выпуск установок без подогрева (УСН), с паровым подогревом (УСНПп), с электроподогревом (УСНПэ). Установки типа УСН имеют диаметр условного прохода 150 и 175 мм, УСНПп — 175 мм, а УСНПэ — 150 мм.

Из сливной установки нефть поступает в сливной трубопровод. Ранее сливным трубопроводом нефть передавалась в резервуары, расположенные ниже отметки рельса («нулевые» резервуары). Вместимость этих резервуаров принималась такой, чтобы обеспечить слив всего маршрута. Из «нулевых» резервуаров нефть забиралась насосами заглубленной насосной и подавалась в резервуары сырьевой базы завода.

Практика показала, что в сооружении «нулевых» резервуаров и заглубленных насосных нет необходимости. Следует предусматривать поступление нефти от сливных приборов к насосам, расположенными на поверхности земли через сливную буфер.

Внимание необходимо уделять расчету гидравлических сопротивлений сливного трубопровода, учитывать всасывающую способ-Юность сырьевого насоса.

При проектировании сливо-наливных железнодорожных эстакад следует учитывать требования по нормативной продолжительности сливных операций, установленные «Правилами перевозок жидких грузов наливом в вагонах — цистернах и бункерных полувагонах», утвержденными МПС 25 мая 1966 г. Эти правила устанавливают следующую продолжительность слива (в ч) в пунктах механизированного (1) и немеханизированного (2) слива.

Http://www. kazedu. kz/referat/174276

Добавить комментарий