Общая характеристика установок

ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ

ПР.050721.21-05.05.08.

 

_____________________________________________________________

(наименование вида практики)

 

____________________________________________________________

(место практики и предприятия)

_____________________________________________________________

 

__________

(оценка)

 

Члены комиссии Руководитель ______________________________ ______________________________

(должность, ученая степень)   (должность, ученая степень)   ______________________________ _______________________________

  (инициалы, фамилия)   (инициалы, фамилия)

_____________ ______________ _______________ _____________

 (подпись) (дата) (подпись)   (дата)  

 

Нормоконтролер  Студент

______________________________ ______Быков Ю.А.___________

  (должность, ученая степень)   (инициалы, фамилия)

______________________________  ______________ ______________

 (инициалы, фамилия)     (подпись) (дата)

______________ ______________ ________ХТОВ-202_________

 (подпись)  (дата)   (группа)

 

200__

Содержание

 

1. Характеристика предприятия

1.1 История предприятия (год, начало проектирования) начало строительства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего времени

1.2 Источники сырья, пара, воды и электроэнергии

1.3 Перечень выпускаемой продукции

1.4 Перечень основных цехов

2. Охрана труда

2.1 Общие вопросы охраны труда

2.2 Организация работ по охране труда

2.3 Основы техники безопасности

3. Мероприятия по охране окружающей среды

3.1 Общие сведения о предприятии

3.2 Защита атмосферного воздуха от загрязнения

4. Краткая характеристика основного производства ЗАО «Павлодарский НХЗ»

Общая характеристика установок

5. Подготовка нефти к переработке

5.1 Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизация нефти

5.2 Сортировка нефти

5.3 Выбор направления переработки нефти

5.4 Очистка нефти от примеси

6. Принципы первичной переработки нефти

6.1 Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением

6.2 Устройство и действие ректификационных колонн, их типы

6.3 Комплексы ректификационных колонн, виды их подключения

6.4 Промышленные установки по первичной переработке нефти

 

Характеристика предприятия

История предприятия (год начало проектирования.) начало

Перечень выпускаемой продукции

 

Таблица 1

Наименование выпускаемых нефтепродуктов	Номер нормативной документации на выпускаемую продукцию
Бензины
Бензин автомобильный А-76 неэтилированный	ГОСТ 2084-77
Бензин автомобильный АИ-80Н неокрашенный	ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001
Бензин автомобильный АИ-85Н неокрашенный	ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001
Бензин автомобильный АИ-91Н неокрашенный	ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001
Бензин автомобильный АИ-92Н неокрашенный	ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001
Бензин автомобильный АИ-93Н неокрашенный	ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001
Бензин автомобильный АИ-95Н неокрашенный	ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001
Бензин автомобильный АИ-96Н неокрашенный	ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001
Бензин автомобильный АИ-98Н неокрашенный	ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001
Бензин автомобильный неэтилированный АИ-93 Плюс	ТУ 5510 РК 39334881 ЗАО - 005-2002
Дизельные топлива
Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,2% и температурой вспышки 62 (Л-0,2-62)	ГОСТ-305-82
Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,5% и температурой вспышки 62 (Л-0,5-62)	ГОСТ-305-82
Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,5% и температурой вспышки 40 (Л-0,5-40)	ГОСТ-305-82
Топливо дизельное зимнее З-0,2 минус 35	ГОСТ-305-82
Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,2 минус 30, марки А	ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-003-2001
Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,5 минус 30, марки А	ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-003-2001
Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,5 минус 25, марки Б	ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-003-2001
Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,2 минус 25, марки Б	ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-003-2001
Реактивное топливо
Топливо для реактивных двигателей ТС-1 высшего сорта	ГОСТ 10227-86
Мазуты
Мазут топочный М-40, зольный с серой 2,0%	ГОСТ 10585-99
Мазут топочный М-100, зольный с серой 2,0%	ГОСТ 10585-99
Газы
Газы углеводородные сжиженные для коммунально-бытового потребления марки СПБТ	ГОСТ 20448-90
Газы углеводородные сжиженные для коммунально-бытового потребления марки БТ	ГОСТ 20448-90
Битумы нефтяные
Битумы нефтяные кровельные марок БНК 40/180, БНК 45/190	ГОСТ 9548-74
Битумы нефтяные дорожные вязкие марок БНД 40/60, БНД 60/90, БНД 90/130, БНД 130/200, БНД 200/300	ГОСТ 22245-90
Битумы нефтяные строительные марок БН 50/50, БН 70/30, БН 90/10	ГОСТ 6617-76
Нефтяной кокс
Кокс электродный замедленного коксования с размером кусков 0-25 мм	ТУ 38.001310-78
Кокс нефтяной сернистый замедленного коксования	ТУ 38.101585-89
Кокс электродный суммарный замедленного коксования	ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-002-2001
Сера
Сера техническая сорт 9998	ГОСТ 127.1-93
Сера техническая сорт 9995	ГОСТ 127.1-93

 

Перечень основных цехов

 

Цех №1(ЛК-6У)

Комбинированная установка ЛК-6У представляет собой сложный промышленный комплекс, включающий в себя, пять технологических процессов конструктивно и технологически скомпонованных в четырех секциях, а именно

Секция100 – ЭЛОУ-АТ обессоливания и обезвоживания нефти и первичной переработки мощностью 6 млн. тонн нефти в год.

Секция 200 – каталитический риформинг мощностью 1млн. тонн в год по сырью.

Секция 300 -1 – гидроочистка дизельного топлива мощностью 2 млн. тонн в год по сырью.

Секция 300 -2 – гидроочистка керосина мощностью 600 тыс. тонн в год по сырью.

Секция 400 – газофракционирования мощностью 450 тыс. тонн в год по сырью.

 

Цех №2

Товарно-сырьевая база завода (ТСБ) Компаундирования нефтепродуктов, их слива-налива. Сюда поступает сырая нефть, которая потом, пройдя длинную технологическую цепочку на установках, превращается в нефтепродукты, вновь поступающие в товарные парки ТСБ. Из этого же цеха идет отгрузка готовой продукции потребителям: бензина, керосина, дизельного топлива, мазута, сжиженных газов.

В состав ТСБ входят пять самостоятельных участков: товарно-сырьевые парки (ТСБ), парк сжиженных газов (ПСГ), узел смешения бензинов (УСБ), реагентное хозяйство и эстакады налива нефтепродуктов.

Товарно-сырьевые парки предназначены для приема и хранения сырой нефти и товарной продукции. ТСП - это отдельные парки и насосные для перекачки нефти, компонентов и товарных продуктов. На территории парков размещены 34 резервуара. Суммарная емкость резервуаров ТСП составляет более 700 тыс. м³.

Парк сжиженных газов используется для приема, хранения и налива сжиженных газов. В состав ПСГ – входят 28 резервуаров общей емкостью 8 тыс. м³ и наливная эстакада с единовременным фронтом налива до 30 вагон-цистерн различных сжиженных газов.

Узел смещания бензинов промежуточным звеном между технологическими установками ЛК-6У, КТ-1 и товарно-сырьевым парком является узел смещания бензинов. На нем происходит прием, компаундирование компонентов автомобильных бензинов, вырабатываемых на установках, с целью приготовления товарной продукции – автомобильных бензинов марок А-76, АИ-80, АИ-91, АИ-93.

Реагентное хозяйство технологические установки завода зависят от работы реагентного хозяйства, которое обеспечивает их реагентами и техническими маслами.

В реагентном хозяйстве находятся на хранении концентрированные реагенты и здесь же ведется приготовление их растворов.

 

Цех№3

Комплекс КТ-1 комбинированная установка КТ-1 предназначена для глубокой переработки мазута по топливному варианту с целью получения следующих основных нефтепродуктов: высокооктанового компонента автобензина АИ-93, пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракции (сырья для алкилирования), компонентов дизельного и котельного топлива, печного топлива, сырья для производства технического углерода.

В комбинированную установку КТ-1 входят шесть секций:

Секция 001 - вакуумная перегонка мазута производительностью по сырью 4000 тыс. тонн в год и висбрекинг гудрона производительностью по сырью 1500 тыс. тонн в год.

Секция 100 - гидроочистка вакуумного газойля производительностью по сырью 2400 тыс. тонн в год.

Секция 200 - каталитический крекинг и ректификация производительностью по сырью 2000 тыс. тонн в год.

Секция 300 - абсорбция и газофракционирование производительностью по сырью 1250 тыс. тонн в год.

Секция 400 - утилизация тепла.

Секция 500 - очистка дымовых газов от катализаторной пыли перед выбросом в атмосферу.

 

Цех №4

Установка производства серы (УПС) состоит из двух блоков: блок регенерации моноэтаноламина (МЭА) и блок получения серы. В состав комплекса вошли технологическая установка, склад серы с сетями электроснабжения, подъездными железнодорожными и автодорожными путями.

Установка производства битумов (УПБ) состоит из двух блоков: блока вакуумной перегонки мазута и блока окислительных колонн. Технология получения битумов заключалась в непрерывности процесса окисления гудрона в колоннах против периодического окисления его в кубовых установках, что позволяло одновременно получать дорожный, строительный, кровельный битумы различных марок.

Установка замедленного коксования (УЗК) состоит из следующих технологических блоков: коксования (блок печей и блок коксовых камер) и ректификации (блок ректификации, блок очистки газов коксования, узел компримирования газов коксования, узел улавливания вредных выбросов, узел очистки сульфидсодержащих стоков, блок утилизации тепла, блок стабилизации бензина).

Сырьем коксования в необогреваемых камерах типа 21 – 10/9 служит гудрон (фр. 500°С), поступающий с комплекса КТ-1. Целевой продукт установки - нефтяной кокс. Побочными продуктами является газ коксования, головка стабилизации, стабильный бензин, легкий газойль, сероводород в растворе МЭА.

Установка прокаливания нефтяного кокса (УПНК) предназначена для удаления летучих компонентов, влаги и прокалки суммарного нефтяного кокса, вырабатываемого на установке замедленного коксования с получением товарного прокаленного кокса. Установка состоит из блоков транспорта сырого и прокаленного кокса, прокалки, утилизации тепла, электрофильтра, склада прокаленного кокса, блоков охлаждения и термического обезвоживания.

 

Охрана труда

2.1 Общие вопросы охраны труда

 

Охрана труда – это система законодательных актов и соответствующих им социально – экономических, технических, гигиенических и организационных мероприятий, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда.

Многочисленные и разнообразные технологические процессы нефтехимической промышленности основаны на использовании высоких температур, высоких давлений, взрыво-, пожароопасных и токсичных веществ в различных агрегатных состояний. Для обеспечения благоприятных и безопасных условий труда работающих необходимо применение принципиально различных технических приёмом и способов защиты, создание новой техники и технологии, обеспечивающие оптимальные условия труда.

 

Основы техники безопасности

 

2.3.1 Воздействие электрического тока на человека. При электротравме могут быть вызваны ожоги, электрические знаки, металлизация кожи, механические повреждения, резкое расстройство нервной системы, поражение дыхательного центра.

2.3.2 Меры безопасности при отборе проб. Организация отбора проб зависит от агрегатного состояния веществ, их давления и температуры. Пробы жидкостей из аппаратов и трубопроводов в доступных местах отбирают через отборные краники, капельные отборники и другие устройства, которые исключают разлив продуктов и выделение горючих и ядовитых газов. Пробы отбирают в специальные металлические сосуды, в стеклянные бутыли, пробоотборники. Пробы газов отбирают в специальные металлические пробоотборники.

2.3.3 Предельно допустимые концентрации. Отравление токсичными веществами, находящихся в газообразном или парообразном состоянии, или в виде пыли, возможно только при их концентрации в воздухе рабочей зоны, превышающие определённый предел.

По степени воздействия на организм вредные вещества подразделяются на четыре класса вредности:

1й – чрезвычайно опасные (ПДК менее 0,1 мг/м3);

2й – высоко опасные (ПДК 0,1 – 1,0 мг/м3);

3й – умеренно опасные (ПДК 1,1 – 10,0 мг/м3);

4й – малоопасные (ПДК более 10,0 мг/м3).

Сероводород в смеси с углеводородами относится к третьему классу опасности; аммиак, оксид углерода, бензин, керосин (в пересчёте на С,

ПДК 300) относится к четвёртому классу опасности.

Не смотря на то, что предельно допустимая концентрация керосина (бензина) в 60000 раз больше, чем для тетраэтилсвинца, то керосин малоопасен и можно беспечно относиться к работе с этим продуктом. При больших концентрациях керосиновой, бензиновой фракций в воздухе в течение нескольких минут наступает смерть.

2.3.4 Меры безопасности на установке гидроочистки дизельного топлива. Процессы, входящие в состав установки гидроочистки дизельного топлива характеризуются:

- применением токсичных, пожароопасных, взрывоопасных нефтепродуктов, водородсодержащего газа;

- осуществлением реакции обессеривания, гидрирования при высоком

давлении до 4 МПа;

- применением в качестве реагента моноэтаноламина.

Все нефтеперерабатываемые, получаемые, применяемые, на установке нефтепродукты и реагенты по своим физико–химическим свойствам являются пожароопасными, взрывоопасными и вредными веществами.

Основными газоопасными местами являются:

- реакторный блок гидроочистки дизельной фракции;

- трубные печи;

- насосная реакторного блока;

- подземные и полуподземные латки, колодцы, приямки.

Особенностью секции гидроочистки керосина с точки зрения газовой опасности является комбинирование нескольких отдельных технологических процессов.

Протекание всех технологических процессов секции, а также подготовка некоторых аппаратов или отдельных блоков к ремонту сопряжены с выделением пожаро-, взрывоопасных и вредных веществ:

- сероводорода;

- углеводородных газов и паров нефтепродуктов;

- водородсодержащего газа.

По пожаровзрывоопасности установка гидроочистки дизельной фракции относится к категории А. В соответствии с нормами проектирования

СНИП – 2 – 92 – установки гидроочистки относится к группе производственного процесса IIIб.

Для обеспечения безопасности обсуживающего персонала предусмотрены индивидуальные средства защиты:

1) защита органов дыхания – применяют фильтрующие противогазы, шланговые противогазы ПШ – 1, ПШ – 2 и воздушные аппараты АСВ – 2, «Сеноба».

К фильтрующим промышленным противогазам подбирается коробка, которая может быть: белая – защищает от оксида углерода (СО), жёлтая (В) – от кислых газов, сероводорода, оксида азота, сернистого ангидрида, коричневая (А) – от паров бензина, керосина и других нефтепродуктов.

Шланговые противогазы изолируют органы дыхания только от воздуха находящегося в зоне рабочего места, автономные противогазы – полностью от окружающего воздуха.

1) защита органов зрения. Для защиты глаз от воздействия вредных и опасных производственных факторов применяют защитные очки.

2) Защита кожных покровов. Для защиты кожных покровов применяют спецодежду, спецобувь и предохранительные приспособления. Нахождение обслуживающего персонала на рабочем месте без спецодежды и спец обуви категорически запрещается.

2.3.5 Компенсация профессиональных вредностей. В химических и нефтехимических промышленностях предусматривается система льгот и компенсаций профессиональных вредностей. Один из видов такой компенсации – сокращённый рабочий день, так как чем меньше работающий находится в неблагоприятных условиях, тем меньше он подвергается вредному воздействию.

Для работников установлен сокращённый рабочий день продолжительностью шесть часов (что соответствует 36 – часовой рабочей неделе).

Другим видом компенсации профессиональных вредностей является дополнительный отпуск, предоставляемый сверх 12 – дневного отпуска на 6, 12, 18, 24, 30 и 36 рабочих дней.

Для компенсации профессиональных вредностей работникам выдают молоко или другие пищевые продукты, а также лечебно – профилактическое питание для предупреждения профессиональных заболеваний и укрепления их здоровья.

Большую роль в предотвращении вредных воздействий на организм играет правильное применение средств индивидуальной защиты, защищающих от загрязнений, высоких и низких температур и т. д.

 

Установка ЛК-6У

Установка ЛК-6У введена в эксплуатацию в 1978 году, состоит из 4-х cекций:

- C-100 -ЭЛОУ-АТ, мощностью 7,5 млн.тн/год;

- С-200 -каталитический риформинг, мощностью 1 млн. тн/год;

- С-300/1 -гидроочистка дизельного топлива, мощностью 2000 тыс.тн/год;

- С-300/2 -гидроочистка керосина, мощностью 600 тыс.тн/год;

- С-400 -газофракционирование, мощностью 450 тыс.тн/год.

Установка КТ-1

Установка КТ-1 введена в эксплуатацию в 1983 году. Представляет собой комплекс по глубокой переработке мазута, состоит из следующих секций:

- Секция 001 – вакуумная перегонка мазута, мощностью 4000 тыс.тн/год;

- Cекция 100 – гидроочистка вакуумного газойля, мощностью 2400 тыс.тн/год;

- Секция 200 – каталитический крекинг, мощностью 2000 тыс.тн/год;

- Секция 300 – абсорбция и газофракционирование, мощностью 1250 тыс.тн/год.

Секция 001 предназначена для переработки мазута методом ректификации под вакуумом с целью получения:

- вакуумного дистиллята-сырья гидроочистки вакуумного газойля (С-100);

- гудрона – сырья установки замедленного коксования или блока висбрекинга;

- легкой дизельной фракции–сырья гидроочистки секции 100;

- затемненного продукта-компонента котельного топлива.

Мазут с ЛК-6у поступает на топливную станцию в резервуары Р-3,6, предусмотрена также подача мазута с ЛК-6у минуя топливную станцию на комплекс КТ-1 секцию 001.

Основное оборудование секции: вакуумная колонна К-601/1, трубчатые печи П-601/1,2, теплообменное и насосное оборудование.

Секция 100-установка гидроочистки вакуумного дистиллята, предназначена для предварительного гидрогенизационного облагораживания сырья каталитического крекинга с целью снижения содержания сернистых, азотистых, кислородсодержащих, металлоорганических соединений и полициклической ароматики с одновременным снижением его коксуемости, а также очистки газов раствором моноэтаноламина от сероводорода.

Процесс гидроочистки сырья каталитического крекинга осуществляется по традиционной для всех гидроочисток технологии и включает:

реакторный блок, где осуществляется собственно процесс гидроочистки и отделение гидрогенизата от циркулирующего водородсодержащего и углеводородных газов, в качестве катализаторов гидроочистки используются катализаторы фирмы Грейс-Девисон;

отделение ректификации (стабилизации) гидрогенизата, где происходит последующее разделение гидрогенизата на бензин, дизельное топливо и гидроочищенный вакуумный дистиллят;

блок печей, включающий печи для нагрева газосырьевой смеси перед входом в реакторы и нестабильного гидрогенизата для последующего разделения в атмосферной колонне;

блок моноэтаноламиновой очистки газов, где очистке от сероводорода подвергаются циркуляционный водородсодержащий газ, сухой газ каталитического крекинга, жирный газ висбрекинга, пропан-пропиленовая фракция и углеводородный газ секции-100;

блок защелачивания бутан-бутиленовой фракции, где при неработающем реакторном блоке колонна очистки углеводородного газа висбрекинга используется в схеме очистки бутан-бутиленовой фракции щелочью.

Получаемые продукты:

- гидроочищенный вакуумный газойль;

- нестабильный бензин (фракция н.к.-180°С);

- дизельное топливо (фракция 180-350°С);

- пропан-пропиленовая фракция;

- компоненты топливного газа технологических печей;

- сероводород в растворе насыщенного МЭА.

Основное оборудование секции: реактора Р-101/1,2, стабилизационная колонна К-101, отпарная колонна К-108, абсорберы К-102,103,105, экстракторы К-104, 106, теплообменная аппаратура, сепараторы, насосно-компрессорное оборудование.

Секция 200, входящая в состав комбинированной установки КТ-1, включает в себя реакторный блок каталитического крекинга, блок ректификации и очистки технологического конденсата, воздушную компрессорную.

В основу реакторного блока принята схема каталитического крекинга по типу установок Г-43-107 с прямоточным лифт-реактором с псевдосжиженным слоем микросферического катализатора. В качестве катализатора крекинга в настоящее время используется катализатор «Спектра-985р» (фирмы Грейс Девисон, Германия).

Процесс каталитического крекинга гидроочищенного сырья является целевым в наборе процессов установки КТ-1 и позволяет получать следующие продукты:

- жирный газ и нестабильный бензин, используемые в качестве сырья на секции абсорбции и газофракционирования с целью получения пропан-пропиленовой, бутан-бутиленовой фракции, сухого углеводородного газа, высокооктанового компонента автобензина (фр.н.к.-205°С);

- легкий газойль (фр.195-270°С), используемый в качестве компонента дизельного топлива или товарного печного топлива, а также для получения “Универсина-C ”;

- фракция 270-420° С, используемая в качестве компонента сырья для производства технического углерода или компонента котельного топлива;

- фракция >420°С, используемая в качестве компонента сырья для производства технического углерода, игольчатого кокса или компонента котельного топлива.

Разделение данных продуктов крекинга осуществляется по традиционной схеме для всех моделей каталитического крекинга и осуществляется в ректификационной колонне К-201.

Реконструированный в составе секции блок очистки технологического конденсата позволяет довести до нормы качественный состав конденсата перед сбросом его на очистные сооружения завода.

Основное оборудование секции: реактор Р-201, регенератор Р-202, ректификационная колонна К-201, отпарная колонна К-202/1,2, десорбер К-203, теплообменное и емкостное оборудование, насосно-компрессорное оборудование.

Установка производства серы

Установка производства серы, мощностью 20тыс.тн.серы/год, запроектирована институтом «Гипрогазоочистка» г.Москва и состоит из двух блоков: блока регенерации водного раствора моноэтаноламина и блока получения серы. Блок регенерации водного раствора моноэтаноламина введен в эксплуатацию в 1978году, блок производства серы - в 1979году.

Установка производства серы с блоком регенерации раствора МЭА предназначена для регенерации водного раствора МЭА и получения элементарной серы из сероводорода, выделившегося при регенерации.

Регенерация водного раствора МЭА производится кипячением раствора с помощью «глухого» пара в тарельчатых десорберах. Производительность блока регенерации –380м3/час раствора МЭА.

Для получения элементарной серы применен 3-х ступенчатый окислительный процесс с первой термической ступенью и двумя последующими каталитическими ступенями (метод Клауса). Термическая стадия оборудована котлами-утилизаторами типа Г-105/300.Ц. Каталитические стадии оборудованы топками, конверторами, конденсаторами-генераторами типа Г-420.

 

Подготовка нефти к переработке

 

Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С. С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке. Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

 

Стабилизация нефти

 

Потери легких компонентов в основном происходят в резервуарах при так называемых «больших и малых дыханиях» — выброс воздуха, содержащего испарения нефти, при заполнении пустого резервуара или незначительные по объему выбросы, вызываемые колебаниями уровня в резервуаре и изменениями плотности при перепаде температур. Устранение потерь дыхания резервуаров осуществляют посредством их герметизации и применения дышащих крышек, дышащих баллонов, и др. Суть применяемых дышащих аппаратов заключается в их способности изменять объем под давлением вытесняемой из резервуара воздушной смеси. Таким образом дыхательные аппараты увеличивают или уменьшают объем резервуара сохраняя на время вытесненную из резервуара воздушную смесь. Такие аппараты применяют для сокращений потерь при малых дыханиях резервуаров. Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т.е. удалению низкомолекулярных углеродов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.

 

Сортировка нефти

 

Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторой нефти характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет серность, масляничность смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественной характеристики нефти в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти. Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефти в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.

 

Очистка нефти от примеси

 

От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках. Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию стойкой эмульсии предшествуют, понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества — эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т.п., легче смачиваемые нефтью, чем водой. Существуют три метода разрушения нефтяных эмульсий:

механический: отстаивание — применяется к свежим, легко разрешимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением

8-15 а.т.м в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды. центрифугирование — отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности 15 — 45 м3/ч каждая.

химический: разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ — деэмульгаторов. Разрушение достигается

а) адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью,

б) образованием эмульсий противоположного типа

в) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором.

Химический метод применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим.

электрический: при попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. Установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ — электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении

8-10 ат, применяют группами по 6 — 8 шт. с производительностью 250 — 500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработке.

 

Постепенным испарением

 

При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостная смесь покидает подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одна и та же. Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе. Если при каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния, а число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным испарением. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Если для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным и многократным испарением, то окажется, что температура начала кипения фракций при однократном испарении выше, а конца кипения ниже, чем при многократном испарении. Если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее. К тому же при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350 — 370°С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350 — 370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья.

 

Заключение

 

Компоненты, полученные после первичной переработки, обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.

 

Список использованной литературы

 

1. Коршак А.А., Шаммазов А.М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2004

2. Шаммазов А.М. «История нефтегазового дела», Москва «Химия», 2001

3. Современный справочник по нефтяным топливам и технологиям их производства. М.И. Рустамов, А.С. Гайсин, Д.Н. Мамедов, Фонд «Химик», 2005

4. http://www.aboutcompany.ru/company/pavlodarskiy_neftepererabativayuschiy_zavod.html

5. http://www.pnhz.kz

ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ

ПР.050721.21-05.05.08.

 

_____________________________________________________________

(наименование вида практики)

 

____________________________________________________________

(место практики и предприятия)

_____________________________________________________________

 

__________

(оценка)

 

Члены комиссии Руководитель ______________________________ ______________________________

(должность, ученая степень)   (должность, ученая степень)   ______________________________ _______________________________

  (инициалы, фамилия)   (инициалы, фамилия)

_____________ ______________ _______________ _____________

 (подпись) (дата) (подпись)   (дата)  

 

Нормоконтролер  Студент

______________________________ ______Быков Ю.А.___________

  (должность, ученая степень)   (инициалы, фамилия)

______________________________  ______________ ______________

 (инициалы, фамилия)     (подпись) (дата)

______________ ______________ ________ХТОВ-202_________

 (подпись)  (дата)   (группа)

 

200__

Содержание

 

1. Характеристика предприятия

1.1 История предприятия (год, начало проектирования) начало строительства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего времени

1.2 Источники сырья, пара, воды и электроэнергии

1.3 Перечень выпускаемой продукции

1.4 Перечень основных цехов

2. Охрана труда

2.1 Общие вопросы охраны труда

2.2 Организация работ по охране труда

2.3 Основы техники безопасности

3. Мероприятия по охране окружающей среды

3.1 Общие сведения о предприятии

3.2 Защита атмосферного воздуха от загрязнения

4. Краткая характеристика основного производства ЗАО «Павлодарский НХЗ»