Процес переробки нафти на ЗАТ Павлодарський НПЗ

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.

скачати

Міністерство освіти і науки Республіки Казахстан
Павлодарський державний університет ім. С. Торайгирова
Біолого-хімічний факультет
Кафедра хімії та хімічних технологій

ЗВІТ ПО ПРАКТИЦІ

ПР.050721.21-05.05.08.

_____________________________________________________________
(Найменування виду практики)
____________________________________________________________
(Місце практики і підприємства)
_____________________________________________________________
__________
(Оцінка)
Члени комісії Керівник ______________________________ ______________________________
(Посада, науковий ступінь) (посада, науковий ступінь) ______________________________ _______________________________
(Ініціали, прізвище) (ініціали, прізвище)
_____________ ______________ _______________ _____________
(Підпис) (дата) (підпис) (дата)
Нормоконтролер Студент
______________________________ ______Биков Ю.А.___________
(Посада, науковий ступінь) (ініціали, прізвище)
______________________________ ______________ ______________
(Ініціали, прізвище) (підпис) (дата)
______________ ______________ ________ХТОВ-202_________
(Підпис) (дата) (група)
200__

Зміст
1. Характеристика підприємства
1.1 Історія підприємства (рік, початок проектування) початок будівництва, закінчення будівництва, пуск заводу і розвиток до теперішнього часу
1.2 Джерела сировини, пари, води та електроенергії
1.3 Перелік продукції, що випускається
1.4 Перелік основних цехів
2. Охорона праці
2.1 Загальні питання охорони праці
2.2 Організація робіт з охорони праці
2.3 Основи техніки безпеки
3. Заходи з охорони навколишнього середовища
3.1 Загальні відомості про підприємство
3.2 Захист атмосферного повітря від забруднення
4. Коротка характеристика основного виробництва ЗАТ «Павлодарський НХЗ»

4.1 Загальна характеристика установок

5. Підготовка нафти до переробки
5.1 Скорочення втрат при транспортуванні та зберіганні нафти, стабілізація нафти
5.2 Сортування нафти
5.3 Вибір напрямку переробки нафти
5.4 Очищення нафти від домішки
6. Принципи первинної переробки нафти
6.1 Перегонка нафти з одноразовим, багаторазовим і поступовим випаром
6.2 Пристрій і дію ректифікаційних колон, їх типи
6.3 Комплекси ректифікаційних колон, види їх підключення
6.4 Промислові установки з первинної переробки нафти

1. Характеристика підприємства
1.1 Історія підприємства (рік початок проектування.) Початок
будівництва, закінчення будівництва, пуск заводу і розвиток до теперішнього часу
Майданчик під будівництво Павлодарського нафтопереробного заводу була обрана в 1949году Всесоюзним науково-дослідним інститутом <<ГІПРО-нафтозаводи>>.
Проектування Павлодарського нафтопереробного заводу було виконано інститутом <<Гіпрогрознефть>> Грізному в 1951 році за завданням Міністерства нафтової промисловості на підставі постанови Ради Міністрів СРСР від 9 жовтня 1950года № 4223-1894сс. Потужність заводу з переробки нафти за проектом становила 3млн. тонн на рік, технологічний профіль заводу - паливний.
Генпроектувальник заводу - інститут <<Гіпрогрознефть>> Грозного в той час був одним з провідних проектних інститутів країни по проектуванню нафтопереробних і хімічних підприємств. Будівництво заводу було доручено тресту <<Павлодарпромстрой>> Павлодару.
У лютому 1952 року проектне завдання на будівництво заводу було закінчено і розглянуто експертизою Міннафтопрому, але за рішенням Ради Міністрів СРСР проектування було призупинено до особливого розпорядження. Через два роки вона була відновлена ​​і прийнята типова потужність нафтопереробного заводу-6млн. тонн нафти на рік.
У 1958 році Генпроектувальник справив вишукувальні роботи на майданчику майбутнього НПЗ і приступив до розробки робочих креслень на будівництво заводу.
За рішенням травневого пленуму ЦК КПРС 1958 році в районі розташування Павлодарського НПЗ було намічено будівництво хімкомбінату, тому в 1959-1964 роки інститут <<Гіпрогрознефть>> пропрацював і уточнював вихідні дані по кооперованих об'єктах: зовнiшньому транспорту, водопостачання, каналізації, енергопостачання та інших об'єктів .
У 1964 році повернулися до схеми генерального плану північного промислового вузла Павлодару. Її розробив інститут <<Казпромстройнііпроект>> спільно з генпроектувальником об'єктів, що входять до складу промвузла. Схема генерального плану була затверджена в Держбуді СРСР 3 грудня 1964 року.
У північний пром-вузол увійшло п'ять об'єктів: хімкомбінат, ТЕЦ-3, нафтопереробний і картонно-руберойдовий заводи, автобаза. Почати будівництво пром-вузла планувалося в 1965году з хімкомбінату, ТЕЦ-3 і всіх кооперованих об'єктів, а побудувати всі об'єкти передбачалося до 1985 року.
В1965-1966 роки інститут <<Гіпрогрознефть>> вів роботу з корегування проектного завдання ПНПЗ і не раз ставив питання про сировину, поки не прийняли його пропозиції про тюменської нафти і про будівництва заводу в дві черги.
Проектне завдання на будівництво Павлодарського нафтопереробного заводу потужністю переробки 12млн. тонн нафти на рік було затверджено розпорядженням Ради Міністрів СРСР від 31 березня 1970р. № 605-р.
1978 рік. 9 червня проведено пуск секції 100 установки ЛК-6У № 1: взяли нафту, розпочався технологічний процес. 14 червня над заводом запалено факел, отриманий перший бензин.
30 червня прийнята в експлуатацію секція 100 (ЕЛОУ-АТ) установки ЛК-6У № 1 по первинній переробці нафти потужністю 6 млн. тонн на рік.
21 жовтня проведено мітинг з приводу закінчення будівництва і пуску першої черги заводу.
1979 рік. 29 червня прийнята в експлуатацію установка виробництва сірки.
19 жовтня прийнято в експлуатацію комплекс біологічного очищення промстоків.
20 грудня прийнята в експлуатацію установка виробництва бітумів.
У 1981 - 1983 роки трьома комплексами в експлуатацію введено промивально-пропарювальна станція.
27 грудня прийнята в експлуатацію перша в Союзі комбінована установка КТ-1 з глибокої переробки мазуту.
1986 рік. 31 грудня прийнята в експлуатацію установка сповільненого коксування і ділянка масової видачі нафтопродуктів в автотранспорт.
1987 рік. 28 грудня прийнятий в експлуатацію нефтепрічал.
Глибина переробки нафти досягла 76-78%.
1989 рік. Зроблено перший крок до освоєння ринку: укладені прямі договори на реалізацію надпланової продукції.
28 грудня прийнята в експлуатацію установка прокалки нафтового коксу.
1993 рік. Зроблені значні реконструкції на установках ЛК-6У і КТ-1.
У червні прийнята в експлуатацію перша в СНД установка з утилізації нафтошламу.
18 серпня вперше з-за відсутності сировини завод повністю зупинений.
1994 рік. 15 серпня завод акціоновано і перетворений в Державне акціонерне товариство <<Павлодарський нафтопереробний завод>> (ДАТ <<ПНПЗ>>).
1995 рік. Нестача коштів. Відсутність сировини. Потужності заводу використані мінімально. Вперше отримані дизельне паливо з температурою замерзання мінус 30 ° С, пилесвязивающее засіб <<Універсін-С>> і бензин АІ-80.
1996 рік. Завод працює нестабільно. Розроблено концепцію виходу з фінансової кризи.
22 квітня Президент АТ <<ПНПЗ>> відсторонений від керівництва. Обрано нове правління.
Завод випустив найбільша кількість найменувань товарної продукції-двадцять вісім. Вперше отримані бензини АІ-80 експортний, А-76 і АІ-91 екологічно чисті.
15 листопада оголошено тендер на передачу в майновий найм (концесію) АТ <<ПНПЗ>>.
7 березня 1997 р.-11 липня 2000р. Виробничий комплекс АТ <<ПНПЗ>> знаходився в управлінні американської компанії <<ССl Оil LTD>>.
У 1998-1999 роки освоєно випуск високооктанового бензину АІ-92, дизельне паливо зі зниженою температурою застигання, дизельного палива зимового з депрессорной присадкою.
11 липня 2000р. Договір про концесію Павлодарського НПЗ розірваний.
2000 рік. 11 липня виробничий комплекс ПНПЗ знов повернуто ВАТ <<ПНПЗ>>, яке не припиняло своєї діяльності.
В кінці року більша частина коштів АТ <<ПНПЗ>> за борги передана у Відкрите акціонерне товариство <<Мангістаумунайгаз>> (ВАТ <<ММГ>>).
Дані основні засоби передані Закритому акціонерному товариству <<Павлодарський нафтохімічний завод>> (ЗАТ <<ПНХЗ>>), освіченій 11 жовтня.
2001 рік. Закуплено нові транспортні засоби, включаючи пожежну техніку.
У травні на заводі працювали всі технологічні комплекси.
У капітальний ремонт проведено великі роботи: на всіх каталітичних процесах ЛК-6У і КТ-1 повністю замінені каталізатори, заміна оснащення колон К-200.
ЛК-6У К601 / 1 КТ-1, на трьох градирнях встановлені полімерні зрошувачі, водоулавітелі і форсунки.
Освоєно випуск високооктанових бензинів АІ-93, АІ-95, АІ-96, АІ-98 і зимового дизельного палива.
Перероблено за рік більше двох мільйонів тонн нафти.
Утворено нове громадське об'єднання «Профспілкова організація« Нафтопереробники>>.
2002 рік. У капітальний ремонт проведено роботи по заміні обладнання на риформінгу установки ЛК-6У і парках цеху № 2; виконано ремонт і реконструкція
печей і котлів-утилізаторів ЛК, КТ-1, УПНК; проведена реконструкція С-300
ЛК-6У і УПБ.
Придбано нове обладнання для ВТК-ЦЗЛ, СТН, спорядження для ВГРЗ.
Здано в експлуатацію нова заправна станція.
Перероблено за рік два мільйони тонн нафти.
1.2 Джерела сировини, пари, води та електроенергії
Свою назву нафту отримала від мідійського слова нафата, що означає просачивающаяся, що випливає. Нафта - це рідкий горючий мінерал, що представляє собою складну суміш рідких вуглеводнів і сірчистих, кисневих і азотистих органічних сполук. У нафти також розчинені тверді вуглеводні й смолисті речовини, крім того, в нафті часто розчинені і газоподібні граничні вуглеводні. За зовнішнім виглядом нафту - масляниста, найчастіше темна, рідина, флуоресціюючих на світлі. Колір її залежить від змісту і будови смолистих речовин. Зустрічаються іноді червоні, бурі і навіть майже безбарвні нафти. Нефтеобразования - складний, багатостадійний і тривалий хімічний процес, деталі механізму якого до кінця не з'ясовані. Як правило, більша частина нафтових пасток знаходяться на значній глибині (900-2300 м). В даний час розвідані сотні нафтових і газових родовищ, успішно розвивається морський видобуток нафти (зокрема, район Каспію). Нафта і газ грають вирішальну роль в економіці будь-якої країни. Значення нафти і газу для енергетики, транспорту, оборони країни, для різноманітних галузей промисловості, для побутових потреб населення надзвичайно великий. Природний газ - дешеве висококалорійне побутове паливо. З нафти виробляються всі види рідкого палива: Бензин, гас, реактивні і дизельні сорти пального. З висококиплячих фракцій нафти виробляється величезний асортимент мастильних та спеціальних масел і мастил, парафін, технічний вуглець, кокс, численні марки бітумів і багато інших товарні продукти. Нафта і газ є універсальним хімічним сировиною для виробництва хімічних продуктів і споживчих товарів. Нафтохімічний синтез дає безмежне розмаїття проміжних і кінцевих продуктів.
В даний час АТ <<Мангістаумунайгаз>> поставляє сиру нафту по магістральному нафтопроводу Омськ-Павлодар на Павлодарский НПЗ за схемою взаємообміну з російською стороною на давальницькій основі.
Забезпечення щомісячної завантаження Павлодарського НПЗ у наступному обсязі: ННК <<Казахойл>> - 100 тисяч тонн, АТ <<Мангістаумунайгаз>> - 150 тисяч тонн і АТ <<Актюбенмунайгаз>> - 50 тисяч тонн або 3,6 млн. тонн на рік .
Всі енергоресурси - електроенергію, пар, сан-і промтеплофікаціонную воду завод отримує від Павлодарської ТЕЦ-3. Збереження енергоресурсів - одна з основних завдань енергослужби. Допомагає вирішувати цю проблему експлуатація на заводі котлів-утилізаторів установок, які дозволяють використовувати теплову енергію своїх же технологічних процесів на власні потреби, а не брати у ТЕЦ-3 додатково. У цьому числі і подача власного пари від котлів-утилізатора установки прокалки коксу на очисні споруди і центральну конденсатні станцію значно економить кошти заводу.
1.3 Перелік продукції, що випускається
Таблиця 1
Найменування випускаються нафтопродуктів
Номер нормативної документації на продукцію, що випускається
Бензини
Бензин автомобільний А-76 неетилований
ГОСТ 2084-77
Бензин автомобільний АИ-80Н незабарвлений
ТУ 55 РК 39334881 ЗАТ-001-2001
Бензин автомобільний АИ-85Н незабарвлений
ТУ 55 РК 39334881 ЗАТ-001-2001
Бензин автомобільний АИ-91н незабарвлений
ТУ 55 РК 39334881 ЗАТ-001-2001
Бензин автомобільний АИ-92Н незабарвлений
ТУ 55 РК 39334881 ЗАТ-001-2001
Бензин автомобільний АИ-93Н незабарвлений
ТУ 55 РК 39334881 ЗАТ-001-2001
Бензин автомобільний АИ-95Н незабарвлений
ТУ 55 РК 39334881 ЗАТ-001-2001
Бензин автомобільний АИ-96н незабарвлений
ТУ 55 РК 39334881 ЗАТ-001-2001
Бензин автомобільний АИ-98Н незабарвлений
ТУ 55 РК 39334881 ЗАТ-001-2001
Бензин автомобільний неетилований АІ-93 Плюс
ТУ 5510 РК 39334881 ЗАТ - 005-2002
Дизельні палива
Паливо дизельне літнє з вмістом сірки до 0,2% і температурою спалаху 62 (Л-0 ,2-62)
ГОСТ-305-82
Паливо дизельне літнє з вмістом сірки до 0,5% і температурою спалаху 62 (Л-0 ,5-62)
ГОСТ-305-82
Паливо дизельне літнє з вмістом сірки до 0,5% і температурою спалаху 40 (Л-0 ,5-40)
ГОСТ-305-82
Паливо дизельне зимове З-0, 2 мінус 35
ГОСТ-305-82
Паливо дизельне зі зниженою температурою застигання ПЗ-0, 2 мінус 30, марки А
ТУ 55 РК 39334881 ЗАТ-003-2001
Паливо дизельне зі зниженою температурою застигання ПЗ-0, 5 мінус 30, марки А
ТУ 55 РК 39334881 ЗАТ-003-2001
Паливо дизельне зі зниженою температурою застигання ПЗ-0, 5 мінус 25, марки Б
ТУ 55 РК 39334881 ЗАТ-003-2001
Паливо дизельне зі зниженою температурою застигання ПЗ-0, 2 мінус 25, марки Б
ТУ 55 РК 39334881 ЗАТ-003-2001
Реактивне паливо
Паливо для реактивних двигунів ТС-1 вищого сорту
ГОСТ 10227-86
Мазути
Мазут топковий М-40, зольний із сіркою 2,0%
ГОСТ 10585-99
Мазут топковий М-100, зольний із сіркою 2,0%
ГОСТ 10585-99
Гази
Гази вуглеводневі скраплені для комунально-побутового споживання марки СПБТ
ГОСТ 20448-90
Гази вуглеводневі скраплені для комунально-побутового споживання марки БТ
ГОСТ 20448-90
Бітуми нафтові
Бітуми нафтові покрівельні марок БНК 40/180, БНК 45/190
ГОСТ 9548-74
Бітуми нафтові дорожні в'язкі марок БНД 40/60, БНД 60/90, БНД 90/130, БНД 130/200, БНД 200/300
ГОСТ 22245-90
Бітуми нафтові будівельні марок БН 50/50, БН 70/30, БН 90/10
ГОСТ 6617-76
Нафтовий кокс
Кокс електродний сповільненого коксування з розміром кусків 0-25 мм
ТУ 38.001310-78
Кокс нафтовий сірчистий сповільненого коксування
ТУ 38.101585-89
Кокс електродний сумарний сповільненого коксування
ТУ 55 РК 39334881 ЗАТ-002-2001
Сірка технічна сорт 9998
ГОСТ 127.1-93
Сірка технічна сорт 9995
ГОСТ 127.1-93

1.4 Перелік основних цехів
1.4.1 Цех № 1 (ЛК-6У)
Комбінована установка ЛК-6У являє собою складний промисловий комплекс, що включає в себе, п'ять технологічних процесів конструктивно і технологічно скомпонованих у чотирьох секціях, а саме
Секція100 - ЕЛОУ-АТ знесолення та зневоднення нафти та первинної переробки потужністю 6 млн. тонн нафти на рік.
Секція 200 - каталітичний риформінг потужністю 1млн. тонн на рік із сировини.
Секція 300 -1 - гидроочистка дизельного палива потужністю 2 млн. тонн на рік із сировини.
Секція 300 -2 - гидроочистка гасу потужністю 600 тис. тонн на рік із сировини.
Секція 400 - газофракціювання потужністю 450 тис. тонн на рік із сировини.
1.4.2 Цех № 2
Товарно-сировинна база заводу (ТСБ) компаундування нафтопродуктів, їх зливу-наливу. Сюди надходить сира нафта, яка потім, пройшовши довгу технологічний ланцюжок на установках, перетворюється на нафтопродукти, знову надходять у товарні парки ТСБ. З цього ж цеху йде відвантаження готової продукції споживачам: бензину, гасу, дизельного палива, мазуту, зріджених газів.
До складу ТСБ входять п'ять самостійних ділянок: товарно-сировинні парки (ТСБ), парк зріджених газів (ПСГ), вузол змішування бензинів (УСБ), реагентне господарство та естакади наливу нафтопродуктів.
Товарно-сировинні парки призначені для прийому та зберігання сирої нафти та товарної продукції. ТСП - це окремі парки і насосні для перекачування нафти, компонентів і товарних продуктів. На території парків розміщені 34 резервуара. Сумарна ємність резервуарів ТСП становить більше 700 тис. мі.
Парк зріджених газів використовується для прийому, зберігання та наливу зріджених газів. До складу ПСГ - входять 28 резервуарів загальною ємністю 8 тис. мі і наливна естакада з одноразовим фронтом наливу до 30 вагон-цистерн різних зріджених газів.
Вузол смещанія бензинів проміжною ланкою між технологічними установками ЛК-6У, КТ-1 і товарно-сировинних парком є ​​вузол смещанія бензинів. На ньому відбувається прийом, компаундування компонентів автомобільних бензинів, що виробляються на установках, з метою приготування товарної продукції - автомобільних бензинів марок А-76, АІ-80, АІ-91, АІ-93.
Реагентне господарство технологічні установки заводу залежать від роботи реагентного господарства, яке забезпечує їх реагентами і технічними маслами.
У реагентному господарстві знаходяться на зберіганні концентровані реагенти і тут же ведеться приготування їх розчинів.
1.4.3 Цех № 3
Комплекс КТ-1 комбінована установка КТ-1 призначена для глибокої переробки мазуту по паливному варіанту з метою отримання наступних основних нафтопродуктів: високооктанового компонента автобензину АІ-93, пропан-пропіленової і бутан-бутиленовой фракції (сировини для алкілування), компонентів дизельного і котельного палива , пічного палива, сировини для виробництва технічного вуглецю.
У комбіновану установку КТ-1 входять шість секцій:
Секція 001 - вакуумна перегонка мазуту продуктивністю по сировині 4000 тис. тонн на рік і вісбрекінг гудрону продуктивністю по сировині 1500 тис. тонн на рік.
Секція 100 - гидроочистка вакуумного газойлю продуктивністю по сировині 2400 тис. тонн на рік.
Секція 200 - каталітичний крекінг та ректифікація продуктивністю по сировині 2000 тис. тонн на рік.
Секція 300 - абсорбція і газофракціювання продуктивністю по сировині 1250 тис. тонн на рік.
Секція 400 - утилізація тепла.
Секція 500 - очищення димових газів від каталізаторної пилу перед викидом в атмосферу.
1.4.4 Цех № 4
Установка виробництва сірки (УПС) складається з двох блоків: блок регенерації моноетаноламіна (МЕА) і блок отримання сірки. До складу комплексу увійшли технологічна установка, склад сірки з мережами електропостачання, під'їзними залізничними і автодорожніми шляхами.
Установка виробництва бітумів (УПБ) складається з двох блоків: блоку вакуумної перегонки мазуту і блоку окисних колон. Технологія отримання бітумів полягала в безперервності процесу окислення гудрону в колонах проти періодичного окислення їх у кубових установках, що дозволяло одночасно отримувати дорожній, будівельний, покрівельний бітуми різних марок.
Установка сповільненого коксування (УЗК) складається з таких технологічних блоків: коксування (блок печей і блок коксових камер) та ректифікації (блок ректифікації, блок очищення газів коксування, вузол компримування газів коксування, вузол уловлювання шкідливих викидів, вузол очищення сульфідсодержащіх стоків, блок утилізації тепла , блок стабілізації бензину).
Сировиною коксування в необогреваемих камерах типу 21 - 10 / 9 служить гудрон (фр. 500 ° С), що надходить з комплексу КТ-1. Цільовий продукт установки - нафтовий кокс. Побічними продуктами є газ коксування, головка стабілізації, стабільний бензин, легкий газойль, сірководень у розчині МЕА.
Установка прожарювання нафтового коксу (УПНК) призначена для видалення летких компонентів, вологи і прокалки сумарного нафтового коксу, що виробляється на установці сповільненого коксування з отриманням товарного прокаленного коксу. Установка складається з блоків транспорту сирого і прожареного коксу, прокалки, утилізації тепла, електрофільтра, складу прокаленного коксу, блоків охолодження та термічного зневоднення.

2 Охорона праці
2.1 Загальні питання охорони праці
Охорона праці - це система законодавчих актів і відповідних соціально - економічних, технічних, гігієнічних і організаційних заходів, що забезпечують безпеку, збереження здоров'я і працездатності людини в процесі праці.
Численні і різноманітні технологічні процеси нафтохімічної промисловості засновані на використанні високих температур, високих тисків, вибухо-, пожежонебезпечних і токсичних речовин у різних агрегатних станів. Для забезпечення сприятливих і безпечних умов праці працюючих необхідно застосування принципово різних технічних прийомом і способів захисту, створення нової техніки і технології, що забезпечують оптимальні умови праці.
2.2 Організація робіт з охорони праці
Усі працівники підприємств хімічної і нафтохімічної промисловості незалежно від характеру і ступеня небезпеки виробництва, кваліфікації та стажу роботи по даній професії або посади при вступі на роботу і в подальшому періодично проходять різний інструктаж і навчання безпечним прийомам, і методам роботи, без проходження яких ніхто не може бути допущений до роботи.
Види інструктажу:
- Вступний інструктаж - проводять працівники служби безпеки, пожежної охорони та газорятувальної служби;
- Первинний інструктаж - проводять на робочому місці в тому цеху, в який спрямований новий працівник;
- Виробниче навчання - проводять індивідуально з кожним працівником під керівництвом досвідченого робітника або інженерно - технічного працівника;
- Позаплановий інструктаж - проводять при внесенні змін у технологічний процес;
- Спеціальний інструктаж - проводять при направленні працівника виконання разової чи тимчасової роботи.
2.3 Основи техніки безпеки
2.3.1 Дія електричного струму на людину. При електротравми можуть бути викликані опіки, електричні знаки, металізація шкіри, механічні пошкодження, різке розлад нервової системи, ураження дихального центру.
2.3.2 Заходи безпеки при відборі проб. Організація відбору проб залежить від агрегатного стану речовин, їх тиску і температури. Проби рідини з апаратів і трубопроводів у доступних місцях відбирають через відбірні краники, краплинні відбірником та інші пристрої, які виключають розлив продуктів і виділення горючих та отруйних газів. Проби відбирають у спеціальні металеві посудини, в скляні бутлі, пробовідбірники. Проби газів відбирають у спеціальні металеві пробовідбірники.
2.3.3 Гранично допустимі концентрації. Отруєння токсичними речовинами, що знаходяться в газоподібному або пароподібному стані, або у вигляді пилу, можливе лише за їх концентрації в повітрі робочої зони, що перевищують встановлені межі.
За ступенем впливу на організм шкідливі речовини підрозділяються на чотири класи шкідливості:
1й - надзвичайно небезпечні (ГДК менше 0,1 мг/м3);
2й - високо небезпечні (ГДК 0,1 - 1,0 мг/м3);
Третій - помірно небезпечні (ГДК 1,1 - 10,0 мг/м3);
4й - малонебезпечні (ГДК більше 10,0 мг/м3).
Сірководень в суміші з вуглеводнями відноситься до третього класу небезпеки; аміак, оксид вуглецю, бензин, гас (в перерахунку на С,
ГДК 300) відноситься до четвертого класу небезпеки.
Не дивлячись на те, що гранично допустима концентрація гасу (бензину) в 60000 разів більше, ніж для тетраетилсвинцю, то гас малоопасен і можна безтурботно ставитися до роботи з цим продуктом. При великих концентраціях гасової, бензинової фракцій у повітрі протягом декількох хвилин настає смерть.
2.3.4 Заходи безпеки на установці гідроочищення дизельного палива. Процеси, що входять до складу установки гідроочищення дизельного палива характеризуються:
- Застосуванням токсичних, пожежонебезпечних, вибухонебезпечних нафтопродуктів, водородсодержащего газу;
- Здійсненням реакції знесірчення, гідрування при високому
тиску до 4 МПа;
- Застосуванням в якості реагенту моноетаноламіна.
Всі нафтопереробні, одержувані, застосовувані, на установці нафтопродукти і реагенти за своїми фізико-хімічними властивостями є пожежонебезпечними, вибухонебезпечними і шкідливими речовинами.
Основними газонебезпечними місцями є:
- Реакторний блок гідроочищення дизельної фракції;
- Трубні печі;
- Насосна реакторного блоку;
- Підземні та напівпідземні латки, колодязі, приямки.
Особливістю секції гідроочищення гасу з точки зору газової небезпеки є комбінування декількох окремих технологічних процесів.
Протікання всіх технологічних процесів секції, а також підготовка деяких апаратів або окремих блоків до ремонту пов'язані з виділенням пожежо-, вибухонебезпечних і шкідливих речовин:
- Сірководню;
- Вуглеводневих газів і парів нафтопродуктів;
- Водородсодержащего газу.
За пожежовибухонебезпеки установка гідроочищення дизельної фракції належить до категорії А. Відповідно до норм проектування
СНИП - 2 - 92 - установки гідроочищення відноситься до групи виробничого процесу ІІІб.
Для забезпечення безпеки обслуговуючого персоналу передбачені індивідуальні засоби захисту:
1) захист органів дихання - застосовують фільтруючі протигази, шлангові протигази ПШ - 1, ПШ - 2 і повітряні апарати АСВ - 2, «Сенобіо».
До фільтруючим промисловим противогазам підбирається коробка, яка може бути: біла - захищає від оксиду вуглецю (СО), жовта (В) - від кислих газів, сірководню, оксиду азоту, сірчистого ангідриду, коричнева (А) - від пари бензину, гасу та інших нафтопродуктів.
Шлангові протигази ізолюють органи дихання тільки від повітря знаходиться в зоні робочого місця, автономні протигази - повністю від навколишнього повітря.
1) захист органів зору. Для захисту очей від впливу шкідливих і небезпечних виробничих факторів застосовують захисні окуляри.
2) Захист шкірних покривів. Для захисту шкірних покривів застосовують спецодяг, спецвзуття та запобіжні пристосування. Знаходження обслуговуючого персоналу на робочому місці без спецодягу та спец взуття категорично забороняється.
2.3.5 Компенсація професійних шкідливостей. У хімічних і нафтохімічних промисловостях передбачається система пільг і компенсацій професійних шкідливостей. Один із видів такої компенсації - скорочений робочий день, тому що чим менше працiвник перебуває в несприятливих умовах, тим менше він піддається шкідливому впливу.
Для працівників встановлено скорочений робочий день тривалістю шість годин (що відповідає 36 - годинному робочому тижні).
Іншим видом компенсації професійних шкідливостей є додаткова відпустка, що надається понад 12 - денної відпустки на 6, 12, 18, 24, 30 і 36 робочих днів.
Для компенсації професійних шкідливостей працівникам видають молоко або інші харчові продукти, а також лікувально - профілактичне харчування для попередження професійних захворювань та зміцнення їх здоров'я.
Велику роль у запобіганні шкідливих впливів на організм грає правильне застосування засобів індивідуального захисту, що захищають від забруднень, високих і низьких температур і т. д.

3. Заходи з охорони навколишнього середовища
В умовах інтенсивної індустріалізації і хімізації народного господарства проблема охорони навколишнього середовища набула гострий глобальний характер.
Науково-технічний прогрес не завжди поєднується з раціональним використанням природних ресурсів та охороною навколишнього середовища, ще в значних масштабах біосфера забруднюється шкідливими, токсичними речовинами.
У цих умовах охорона здоров'я населення, забезпечення оптимальних санітарних умов його життя набувають винятково важливе значення. Основна роль у здійсненні планової системи заходів з охорони навколишнього середовища відводиться вдосконаленню технології виробництва, максимального скорочення та утилізації відходів.
При гідроочистки дизельного палива обладнується цілий ряд відходів, які забруднюють навколишнє середовище.
Наприклад: скидання водяного конденсату після відпарки з К-304, який містить сірководень і нафтопродукти.
В атмосферу скидаються такі газові суміші, які містять отруйні речовини. Наприклад: гази регенерації через димову трубу скидаються в атмосферу, а містять вони в собі сірчистий газ та інші отруйні гази.
Факельні системи також є значними джерелами забруднення атмосферного повітря. На факельні установки направляють здування із запобіжних клапанів та інших запобіжних пристроїв, токсичні гази і пари. Крім того на факел направляють гази і пари в аварійних випадках, в період пуску устаткування або його зупинки на ремонт і налагодження технологічного режиму.

3.1 Загальні відомості про підприємство
Особливість підприємства - великі одиничні потужності комбінованих технологічних установок з набором сучасних процесів. ПНХЗ розташований у північній пром. вузлі м. Павлодара, на правому березі р.. Іртиш. Поруч із заводом розташовуються підприємства хімічної промисловості та енергетики, Промбаза ремонтно-будівельної дільниці, промислово-пропарювальна станція, нефтепрічал, мазуто-роздавальна станція. Кордон санітарно-захисної зони (С33) 100 метрів від відведеної земельної ділянки. На південно-заході поряд з С33 розташовано селище Жанаул. Житлові масиви - на відстані 7,5 км від підприємства.
Характеристика стану навколишнього середовища визначається значеннями фонових концентрацій забруднюючих речовин, які викидаються підприємством в атмосферу. З установки С-300-1 викидаються H2S, Н2О і NH3.
3.2 Захист атмосферного повітря від забруднення
Підприємства хімічної та нафтохімічної промисловості викидають в атмосферу значні кількості газів і пилу. На установці гідроочищення дизельної фракції до основних шкідливих речовин, які забруднюють атмосферу, відносяться: оксид вуглецю, сірководень, вуглеці та їх похідні, сірковуглець, сполуки азоту, димові гази від спалювання палива в трубчастих печах, гази регенерації.
Розрізняють організовані і неорганізовані джерела забруднення. Організовані викиди, які можна контролювати, надходять від запобіжних клапанів, з систем загальної та місцевої витяжної вентиляції та ін Неорганізовані викиди виникають через нещільності в апаратурі, трубопроводах, відборі проб вручну.
Боротьба з неорганізованими викидами ускладнена у зв'язку з тим, що їх джерела розосереджені на великій території, тому застосування будь - яких очисних споруд виключається.
Для захисту атмосфери від промислових викидів застосовую різні способи. Відповідно до санітарних норм промислові підприємства, зокрема Павлодарський Нафтопереробний завод, розташовують по відношенню до населеного пункту з підвітряного боку і відокремлюють санітарно - захисної зоною.
Ступінь забруднення атмосферного повітря залежить також від висоти викиду. Тому всі організовані викиди слід направляти вище зони аеродинамічної тіні. При це приземні концентрації шкідливих речовин зменшуються приблизно в 6 разів. Зі збільшенням висоти викиду ступінь розсіювання забруднюючих речовин зростає і часто може бути доведена до гранично допустимої.
Викидних труби розташовують на піднесених місцях, добре обдуваються вітром. Висоту димових і викидних труб розраховують з урахуванням швидкості та напрямку пануючих вітрів, рельєфу місцевості, температури викиду і повітря.
Відпрацьовані гази скидають на свічку. Факельні системи є значними джерелами забруднення атмосферного повітря. На факельні установки спрямовують «здування» і з запобіжних клапанів і з інших запобіжних пристроїв, токсичні гази і пари. Крім того, на факел направляють гази і пари в аварійних випадках, в період пуску обладнання, при зупинці обладнання на ремонт і налагодження технологічного режиму (періодичний скид)
У основи гігієнічного критерію шкідливості скидання стічних вод покладено ступінь обмеження водокористування, викликана забрудненням, що створює небезпеку для здоров'я населення або погіршує санітарні умови життя. Як ГДК шкідливої ​​речовини у воді водних об'єктів приймається максимальна концентрація, яка не має прямого чи опосередкованого впливу на стан здоров'я теперішнього і наступних поколінь. Тому дуже важливе значення має місце очищення стічних вод з підприємств нафтопереробної промисловості.
Таблиця 2 - Характеристика джерел виділення та викидів шкідливих речовин в атмосферу
Джерела
Найменування виробництва і джерела виділення шкідливих речовин
Найменування шкідливої ​​речовини
Кількість шкідливих речовин
Max, м / с
Сумарне т / рік
Димова труба
Н = 180м
Д = 7,2 м
Димова труба
Н = 180м
Д = 7,2 м
Технологічні печі 100, 200, 300.
Реактори блоку гідроочищення і риформінгу
Вуглеводні
СО
SO2
NO
NO2
\ Пил неорг-ническая
V2O5
Бензапирен
СО
SO2
0,865
1,973
73.182
10.528
0.552
0,668
0.227
0,00013
0,1
2.68
24,969
56,945
2111.87
302.945
15.944
19,288
6.5660
0,0040
0,039
1.192

4. Коротка характеристика основного виробництва ЗАТ
«Павлодарський НХЗ»
Павлодарский НПЗ спроектований по паливному варіанту.
До складу заводу входять: установки ЛК-6У, КТ-1, установки виробництва бітумів, сірки, сповільненого коксування, прокалки коксу, установка виробництва водню.

4.1 Загальна характеристика установок

4.1.1 Установка ЛК-6У

Установка ЛК-6У введена в експлуатацію в 1978 році, складається з 4-х Секції:

- C-100-ЕЛОУ-АТ, потужністю 7,5 млн.тон / рік;
- З-200-каталітичний риформінг, потужністю 1 млн. т / рік;
- С-300 / 1-гидроочистка дизельного палива, потужністю 2000 тис.тн / рік;
- С-300 / 2-гидроочистка гасу, потужністю 600 тис.тн / рік;
- З-400-газофракціювання, потужністю 450 тис.тн / рік.
Секція 100. Секція 100, ЕЛОУ-АТ, є головною в комбінованій установці ЛК-6У і призначена для переробки суміші Західно-Сибірських нафт.
Процес проводиться за допомогою фізико-хімічних методів: знесолення, зневоднення, ректифікації, теплообміну.
Секція 100 складається з двох блоків: блоку ЕЛОУ, призначеного для електрознесолення, зневоднення надходить на переробку нафти і блоку АТ, на якому виробляється поділ нафти на фракції.
В результаті технологічного процесу виходять окремі нафтові фракції, які є сировиною наступних секцій установки ЛК-6У, а саме:
- Фр. НК - 62 ° С - нестабільна головка - сировина секції 400,
- Фр. 62 - 180 ° С - прямогонний бензин - сировина секції 200,
- Фр.140 - 230 ° С - гасова фракція - сировина секції 300 / 2,
- Фр.230 - 350 ° С - дизельна фракція - сировина секції 300 / 1,
- Фр. вище 350 ° С - мазут - сировина вакуумних блоків КТ-1, УПБ.
Основне обладнання С.100 - блок ЕЛОУ: електродегідратори; блок АТ: ректифікаційні колони - К-101-отбензінівающая, К-102-атмосферна, К-103-отпарная, К-104-стабілізаційна; трубчасті печі - П-101, 101 / 1,102, теплообмінне та насосне обладнання.
Секція 200. Секція 200 установки ЛК-6У - каталітичний риформінг, призначена для одержання високооктанових компонентів автомобільних бензинів і технічного водню в результаті каталітичних перетворень широкої бензинової фракції 62-180 ° С секції 100 установки ЛК-6У.
Водородсодержащий газ (технічний водень) використовується далі в процесах гідроочищення палив.
Процес риформінгу здійснюється при послідовному проходженні сировини через три реактори, заповнених каталізатором: Р-202, Р-203 - поліметалічний каталізатор RG-482 фірми «Аксенс», Р-204 - поліметалічний каталізатор RG-582 цієї ж фірми.
Для поліпшення якості сировини каталітичного риформінгу до складу секції 200 включено блок гідроочищення, що дозволяє знижувати вміст сірчистих, азотистих, кисневмісних, металоорганічних і неграничних сполук в сировині. У реакторі попередньої гідроочищення Р-201 використовується каталізатор KF-752-3Q фірми Aкзо-Нобель.
Секція 300 / 1 установки ЛК-6У-гидроочистка дизельного палива, призначена для очищення фракції 180-350 ° С від сірчистих, азотистих і інших шкідливих сполук.
У процесі гідроочищення, заснованому на реакції помірної гідрогенізації, органічні сполуки сірки, кисню та азоту перетворюються в присутності водню і каталізатора на вуглеводні з виділенням сірководню, води й аміаку.
Готовою продукцією секції є:
-Гідроочищені дизельне паливо;
-Бензин-відгін, використовуваний в якості компонента сировини секції 100, 200;
-Вуглеводневий газ використовується як паливо.
Секція 300 / 2-гидроочистка гасу призначена для очищення прямогонной фракції 140-230 ° С від сірчистих, азотистих і інших шкідливих сполук.
У процесі гідроочищення сполуки сірки, кисню та азоту перетворюються в присутності водню і каталізатора на вуглеводні з виділенням сірководню води й аміаку.
Готовою продукцією секції є:
- Гідроочищені фракція 140-230 ° С;
- Бензин - відгін, використовуваний в якості компонента сировини секції 100,200;
- Вуглеводневий газ використовується як паливо.
- Секція 400 установки ЛК-6У-установка газофракціювання граничних вуглеводнів, призначена для одержання зріджених вуглеводневих газів комунально-побутового та технічного призначення, сировини для нафтохімічних виробництв і компонентів автомобільних бензинів шляхом переробки нестабільних головок первинної переробки нафти і каталітичного риформінгу.
Передбачено два варіанти роботи установки:
I варіант - отримання пропанового, ізобутановой фракції, фракції нормального бутану, фракції С5 і вище;
II варіант - отримання побутового газу, бутану технічного, ізопентану, фракції С5 і вище.
4.1.2 Установка КТ-1
Установка КТ-1 введена в експлуатацію в 1983 році. Являє собою комплекс з глибокої переробки мазуту, складається з наступних секцій:
- Секція 001 - вакуумна перегонка мазуту, потужністю 4000 тис.тн / рік;
- Секції 100 - гидроочистка вакуумного газойлю, потужністю 2400 тис.тн / рік;
- Секція 200 - каталітичний крекінг, потужністю 2000 тис.тн / рік;
- Секція 300 - абсорбція і газофракціювання, потужністю 1250 тис.тн / рік.
Секція 001 призначена для переробки мазуту методом ректифікації під вакуумом з метою отримання:
- Вакуумного дистиляту-сировини гідроочищення вакуумного газойля (С-100);
- Гудрону - сировини установки сповільненого коксування або блоку вісбрекінгу;
- Легкої дизельної фракції-сировини гідроочищення секції 100;
- Затемненого продукту-компонента котельного палива.
Мазут з ЛК-6У надходить на паливну станцію в резервуари Р-3, 6, передбачена також подача мазуту з ЛК-6У минаючи паливну станцію на комплекс КТ-1 секцію 001.
Основне обладнання секції: вакуумна колона К-601 / 1, трубчасті печі П-601 / 1,2, теплообмінне та насосне обладнання.
Секція 100-установка гідроочищення вакуумного дистиляту, призначена для попереднього гідрогенізаційного облагороджування сировини каталітичного крекінгу з метою зниження вмісту сірчистих, азотистих, кисневмісних, металоорганічних сполук і поліциклічної ароматики з одночасним зниженням його коксівність, а також очищення газів розчином моноетаноламіна від сірководню.
Процес гідроочищення сировини каталітичного крекінгу здійснюється за традиційною для всіх гідроочісток технології і включає:
реакторний блок, де здійснюється власне процес гідроочищення і відділення гідрогенізатів від циркулюючого водородсодержащего та вуглеводневих газів, в якості каталізаторів гідроочищення використовуються каталізатори фірми Грейс-Девісон;
відділення ректифікації (стабілізації) гідрогенізатів, де відбувається подальший поділ гідрогенізатів на бензин, дизельне паливо і гідроочищені вакуумний дистилят;
блок печей, що включає печі для нагріву газосирьевой суміші перед входом в реактори і нестабільного гідрогенізатів для подальшого поділу в атмосферній колоні;
блок моноетаноламіновой очищення газів, де очищення від сірководню піддаються циркуляційний водородсодержащий газ, сухий газ каталітичного крекінгу, жирний газ вісбрекінгу, пропан-пропіленова фракція і вуглеводневий газ секції-100;
блок защелачивания бутан-бутиленовой фракції, де при непрацюючому реакторному блоці колона очищення вуглеводневого газу вісбрекінгу використовується в схемі очищення бутан-бутиленовой фракції лугом.
Одержувані продукти:
- Гідроочищені вакуумний газойль;
- Нестабільний бензин (фракція н.к.-180 ° С);
- Дизельне паливо (фракція 180-350 ° С);
- Пропан-пропіленова фракція;
- Компоненти паливного газу технологічних печей;
- Сірководень у розчині насиченого МЕА.
Основне обладнання секції: реактора Р-101 / 1,2, стабілізаційна колона К-101, отпарная колона К-108, абсорбери К-102, 103,105, екстрактори К-104, 106, теплообмінна апаратура, сепаратори, насосно-компресорне обладнання.
Секція 200, що входить до складу комбінованої установки КТ-1, включає в себе реакторний блок каталітичного крекінгу, блок ректифікації та очищення технологічного конденсату, повітряну компресорну.
В основу реакторного блоку прийнята схема каталітичного крекінгу за типом установок Г-43-107 з прямоточним ліфт-реактором з псевдозрідженому шаром микросферические каталізатора. В якості каталізатора крекінгу в даний час використовується каталізатор «Спектра-985р» (фірми Грейс Девісон, Німеччина).
Процес каталітичного крекінгу гідроочищені сировини є цільовим в наборі процесів установки КТ-1 і дозволяє отримувати наступні продукти:
- Жирний газ і нестабільний бензин, використовуються в якості сировини на секції абсорбції та газофракціювання з метою отримання пропан-пропіленової, бутан-бутиленовой фракції, сухого вуглеводневого газу, високооктанового компонента автобензину (фр.н.к.-205 ° С);
- Легкий газойль (фр.195-270 ° С), використовуваний як компонент дизельного палива або товарного пічного палива, а також для отримання "Універсіна-C";
- Фракція 270-420 ° С, використовується як компонента сировини для виробництва технічного вуглецю або компонента котельного палива;
- Фракція> 420 ° С, використовується як компонента сировини для виробництва технічного вуглецю, голчастого коксу або компонента котельного палива.
Поділ даних продуктів крекінгу здійснюється за традиційною схемою для всіх моделей каталітичного крекінгу і здійснюється в ректифікаційної колоні К-201.
Реконструйований у складі секції блок очищення технологічного конденсату дозволяє довести до норми якісний склад конденсату перед скиданням його на очисні споруди заводу.

Основне обладнання секції: реактор Р-201, регенератор Р-202, ректифікаційна колона К-201, отпарная колона К-202 / 1,2, десорбер К-203, теплообмінне та ємнісне обладнання, насосно-компресорне обладнання.

Секція 300. Секція абсорбції та газофракціювання призначена для абсорбції, стабілізації та фракціонування жирного газу і нестабільного бензину, що надходять з секції каталітичного крекінгу.

Секція абсорбції та газофракціювання складається з наступних блоків:
- Блоку абсорбції, де здійснюється деетанізація і абсорбція жирного газу і нестабільного бензину; процес абсорбції ведеться при знижених температурах із застосуванням водяного і повітряного охолодження, що забезпечує вилучення фракції С3 і вище не менше 80% вагових від потенціалу;
- Блоку стабілізації та поділу газової "головки", де здійснюється стабілізація нестабільного бензину - насиченого абсорбента блоку абсорбції з отриманням стабільного бензину і "головки" стабілізації, яка поділяється на пропан-пропіленового і бутан-бутиленовой фракції.
Основне обладнання секції: фракционируют абсорбер К-303, стабілізатор бензину К-304, ректифікаційні колони К-305, 306, теплообмінне та ємнісне обладнання, насосно-компресорне обладнання.

4.1.3 Установка виробництва бітумів
Установка виробництва бітумів введена в експлуатацію в 1979 році, складається з блоку вакуумної перегонки мазуту і бітумного блоку, потужністю по бітуму 500 тис. тн / рік, запроектована «Ростгіпронефтехімом».
Основне призначення блоку вакуумної перегонки мазуту - отримання гудрону фр.> 500 ° С - сировини для виробництва бітумів методом окислення киснем повітря в окисних колонах. Бічні погони фр. <350 ° С і фр.350 - 450 ° С виводяться з установки як компоненти сировини секції гідроочищення вакуумного газойля комплексу КТ-1. Фр.450-500 ° С використовується як компонент сировини установки каталітичного крекінгу. Суміш зазначених фракцій і кожна фракція окремо може використовуватися як компонент котельного палива в схемі заводу.
Для підвищення термічної стабільності продуктів і поліпшення ректифікації мазуту процес проводиться під вакуумом (залишковий тиск 35-100 мм.рт.ст) з подачею перегрітого пара в нижню частину вакуумної колони К-1. Для турбулізації потоків передбачена подача пари на сировинний змійовик.
Бітумний блок призначений для одержання безпосередньо бітумів: будівельного, дорожнього, покрівельного, ізоляційного.
В основу технологічного процесу покладено метод безперервного прямого окислення гудрону (фр.> 500 ° С) в апаратах колонного типу до заданої марки бітуму.
Реактор-колона є вертикальний циліндричний апарат з розширеною верхньою частиною, обладнаний маточником для подачі повітря. Маточник призначений для більш рівномірного розподілу повітря в перетині колони і для поліпшення контакту з окислювальними сировиною.
Розширення верхній частині колони виконано для зменшення навантаження по газах і поліпшення сепарації. При продуванні повітрям підігрітого сировини кисень окисляє висококиплячі фракції, процес окислення супроводжується виділенням тепла.
Дорожній бітум вивозиться по залізниці бункерами і, бітумовозу, покрівельний вивозиться самовивозом бітумовозу, будівельний бітум затарюється в мішки бесподдонним методом навантажувачами і відвантажуються у вагони або вивозяться самовивозом.
Технологічне обладнання:
Вакуумна колона-висота 29200мм, 17 тарілок, з них 7 клапанних, 7 сітчатие, 3 глухих.
Окислювальні колони К-2-6 висотою 32426мм.
Установка обладнана насосами тип НК-20 шт., Поршневими насосами тип ПДГ-3 шт., Поршневі електроприводні тип НР-2шт.
Установка обладнана казаном-утилізатором марка Г-345П.
4.1.4 Установка виробництва сірки
Установка виробництва сірки, потужністю 20тис.тн.сери/год, запроектована інститутом «Гіпрогазоочістка» м. Москва і складається з двох блоків: блоку регенерації водного розчину моноетаноламіна і блоку отримання сірки. Блок регенерації водного розчину моноетаноламіна введений в експлуатацію в 1978году, блок виробництва сірки - у 1979 році.
Установка виробництва сірки з блоком регенерації розчину МЕА призначена для регенерації водного розчину МЕА та отримання елементарної сірки з сірководню, що виділився при регенерації.
Регенерація водного розчину МЕА проводиться кип'ятінням розчину з допомогою «глухого» пара в тарілчастих десорберах. Продуктивність блоку регенерації -380м3/час розчину МЕА.
Для отримання елементарної сірки застосований 3-х ступінчастий окислювальний процес з першої термічної ступенем і двома наступними каталітичними ступенями (метод Клауса). Термічна стадія обладнана котлами-утилізаторами типу Г-105/300.Ц. Каталітичні стадії обладнані топками, конверторами, конденсаторами-генераторами типу Г-420.
4.1.5 Установка сповільненого коксування
Установка сповільненого коксування типу 21-10/9 призначена для отримання нафтового коксу. Потужність по сировині-600 тис.тн / рік, по коксу 120 тис.тн / рік, введена в експлуатацію в 1986 році.
Крім коксу на установці виробляються:
- Жирний газ коксування, який використовується для паливних потреб заводу;
- Компонент автомобільного бензину;
- Легкий і важкий газойль коксування залучаються як компонент сировини С-100 КТ-1.
Сировиною установки служить гудрон фр.> 500 ° С з вакуумних блоків установок КТ-1 або бітумної.
В основу технологічного процесу отримання коксу закладений метод термічного крекінгу гудрону в коксових камерах Р-1, Р-2, Р-3, Р-4 при температурі 460-490 ° С з наступною ректифікацією газів коксування в колоні К-1.
На установці застосовується гідравлічна вивантаження коксу з коксових камер у дві стадії: буріння центрального стовбура та різання.
Схема установки прийнята двухпоточной по блоку коксових камер і однопоточному по ректифікації, системі обробки та транспорту коксу. Установка працює безперервно по блоку ректифікації, заповнення камер коксом і вивантаження коксу з коксових камер проводиться періодично.

5. Підготовка нафти до переробки
Видобута на промислах нафту, крім розчинених у ній газів, містить певну кількість домішок - частки піску, глини, кристали солей і воду. Зміст твердих частинок в неочищеної нафти зазвичай не перевищує 1,5%, а кількість води може змінюватися в широких межах. Зі збільшенням тривалості експлуатації родовища зростає обводнення нафтового пласта і вміст води в видобутої нафти. У деяких старих свердловинах рідина, що отримується з пласта, містить 90% води. У нафти, що надходить на переробку, повинно бути не більше 0,3% води. Присутність у нафті механічних домішок утруднює її транспортування по трубопроводах і переробку, викликає ерозію внутрішніх поверхонь труб нафтопроводів і утворення відкладень в теплообмінниках, печах і холодильниках, що призводить до зниження коефіцієнта теплопередачі, підвищує зольність залишків від перегонки нафти (мазуту і гудронів), сприяє утворенню стійких емульсій. Крім того, в процесі видобутку і транспортування нафти відбувається вагома втрата легких компонентів нафти (метан, етан, пропан і т.д., включаючи бензинові фракції) - приблизно до 5% від фракцій, що википають до 100 ° С. З метою зниження витрат на переробку нафти, викликаних втратою легких компонентів і надмірний знос нафтопроводів і апаратів переробки, видобута нафта піддається попередній обробці. Для скорочення втрат легких компонентів здійснюють стабілізацію нафти, а також застосовують спеціальні герметичні резервуари зберігання нафти. Від основної кількості води і твердих частинок нафту звільняють шляхом відстоювання в резервуарах. Руйнування нафтових емульсій здійснюють механічними, хімічними і електричними способами. Важливим моментом є процес сортування та змішування нафти.

5.1 Скорочення втрат при транспортуванні та зберіганні нафти,
стабілізація нафти
Втрати легких компонентів в основному відбуваються в резервуарах при так званих «великих і малих дихання» - викид повітря, що містить випаровування нафти, при заповненні порожнього резервуару або незначні за обсягом викиди, викликані коливаннями рівня в резервуарі і змінами щільності при перепаді температур. Усунення втрат дихання резервуарів здійснюють за допомогою їх герметизації та застосування дихаючих кришок, дихаючих балонів, та ін Суть застосовуваних дихаючих апаратів полягає в їх здатності змінювати обсяг під тиском витісняється з резервуара повітряної суміші. Таким чином дихальні апарати збільшують або зменшують обсяг резервуара зберігаючи на час витиснену з резервуара повітряну суміш. Такі апарати застосовують для скорочень втрат при малих дихання резервуарів. Для скорочення втрат від випаровування і поліпшення умов транспортування нафту піддають стабілізації, тобто видалення низькомолекулярних вуглеців (метану, етану і пропану), а також сірководню на промислах або на головних перекачувальних станціях нафтопроводів.
5.2 Сортування нафти
Різні нафти і виділені з них відповідні фракції відрізняються один від одного фізико-хімічними і товарними властивостями. Так, бензинові фракції деякої нафти характеризуються високою концентрацією ароматичних, нафтенових або ізопарафінових вуглеводнів і тому мають високі октанові числа, тоді як бензинові фракції інших нафт містять в значних кількостях парафінові вуглеводні і мають дуже низькі октанові числа. Важливе значення у подальшій технологічній переробці нафти має серность, масляничной смолистість нафти та ін Таким чином, існує необхідність відстеження якісної характеристики нафти в процесі транспортування, збору та зберігання з метою недопущення втрати цінних властивостей компонентів нафти. Проте роздільні збирання, зберігання і перекачування нафти в межах родовища з великим числом нафтових пластів вагомо ускладнює нафтопромислове господарство і вимагає великих капіталовкладень. Тому близькі за фізико-хімічними і товарним властивостями нафти на промислах змішують і направляють на спільну переробку.
5.3 Вибір напрямку переробки нафти
Вибір напрямку переробки нафти та асортименту отримуваних нафтопродуктів визначається фізико-хімічними властивостями нафти, рівнем технології нафтопереробного заводу та справжньої потреби господарств у товарних нафтопродуктах. Розрізняють три основні варіанти переробки нафти:
паливний,
паливно-масляний,
нафтохімічний.
По паливному варіанту нафта переробляється в основному на моторні та котельні палива. Паливний варіант переробки відрізняється найменшим числом беруть участь технологічних установок і низькими капіталовкладеннями. Розрізняють глибоку і неглибоку паливну переробку. При глибокій переробці нафти прагнуть отримати максимально можливий вихід високоякісних і автомобільних бензинів, зимових і літніх дизельних палив і палив для реактивних двигунів. Вихід котельного палива в цьому варіанті зводиться до мінімуму. Таким чином, передбачається такий набір процесів вторинної переробки, при якому з важких нафтових фракцій і залишку - гудрону отримують високоякісні легкі моторні палива. Сюди відносяться каталітичні процеси - каталітичний крекінг, каталітичний риформінг, гідрокрекінг і гідроочищення, а також термічні процеси, наприклад коксування. Переробка заводських газів в цьому випадку спрямована на збільшення виходу високоякісних бензинів. При неглибокої переробки нафти передбачається високий вихід котельного палива.
За паливно-масляного варіанту переробки нафти поряд із паливом одержують мастила. Для виробництва мастил зазвичай підбирають нафти з високим потенційним вмістом масляних фракцій. У цьому випадку для вироблення високоякісних масел потрібна мінімальна кількість технологічних установок. Масляні фракції (фракції, що википають вище 350 ° С), виділені з нафти, спочатку піддається очищенню виборчими розчинниками: фенолом або фурфурол, щоб видалити частину смолистих речовин і нізкоіндексние вуглеводні, потім проводять депарафінізації за допомогою сумішей метилетилкетону або ацетону з толуолом для зниження температури застигання масла. Закінчується обробка масляних фракцій доочищенням отбеливающими глинами. Останні технології отримання масел використовують процеси гідроочищення замість селективною очищення й обробки отбеливающими Глан. Таким способом одержують дистилятні масла (легкі та середні індустріальні, автотракторні та ін.) Залишкові масла (авіаційні, циліндрові) виділяють з гудрону шляхом його деасфальтизації рідким пропаном. При цьому утворюється деасфальт і асфальт. Деасфальт піддається подальшій обробці, а асфальт переробляють в бітум або кокс.
Нафтохімічний варіант переробки нафти в порівнянні з попередніми варіантами відрізняється великим асортиментом нафтохімічної продукції та у зв'язку з цим найбільшим числом технологічних установок і високими капіталовкладеннями. Нафтопереробні заводи, будівництво яких проводилося в останні два десятиліття, спрямовані на нафтохімічну переробку. Нафтохімічний варіант переробки нафти являє собою складне поєднання підприємств, на яких окрім вироблення високоякісних моторних палив і масел не тільки проводиться підготовка сировини (олефінів, ароматичних, нормальних і ізопарафінових вуглеводнів та ін) для важкого органічного синтезу, але і здійснюються складні фізико-хімічні процеси , пов'язані з великотоннажних виробництвом азотних добрив, синтетичного каучуку, пластмас, синтетичних волокон, миючих речовин, жирних кислот, фенолу, ацетону, спиртів, ефірів і багатьох інших хімікалій.
5.4 Очищення нафти від домішки
Від основної кількості води і твердих частинок нафти звільняють шляхом відстоювання в резервуарах на холоді або при підігріві. Остаточно їх зневоднюють і обессоливают на спеціальних установках. Однак вода й нафта часто утворюють важко разделіми емульсію, що сильно сповільнює або навіть запобігає зневодненню нафти. У загальному випадку емульсія є система із двох взаємно нерозчинних рідин, у яких одна розподілена в іншій у зваженому стані у вигляді дрібних крапель. Існують два типи нафтових емульсій: нафта у воді, або гідрофільна емульсія, і вода в нафті, або гідрофобна емульсія. Частіше зустрічається гідрофобний тип нафтових емульсій. Утворенню стійкої емульсії передують, зниження поверхневого натягу на межі розділу фаз і створення навколо частинок дисперсної фази міцного адсорбційного шару. Такі шари утворюють третій речовини - емульгатори. До гідрофільним емульгатора відносяться лужні мила, желатин, крохмаль. Гідрофобними є добре розчинні в нафтопродуктах лужноземельні солі органічних кислот, смоли, а також дрібнодисперсні частинки сажі, глини, оксидів металів тощо, легше змочувані нафтою, ніж водою. Існують три методи руйнування нафтових емульсій:
механічний: відстоювання - застосовується до свіжих, легко вирішуваним емульсій. Розшарування води і нафти відбувається внаслідок різниці щільності компонентів емульсії. Процес прискорюється нагріванням до 120-160 ° С під тиском
8-15 а.т.м протягом 2-3 год, не допускаючи випаровування води. центрифугування - відділення механічних домішок нафти під впливом відцентрових сил. У промисловості застосовується рідко, зазвичай серіями центрифуг з числом оборотів від 3500 до 50000 в хв., При продуктивності 15 - 45 м3 / ч кожна.
хімічний: руйнування емульсій досягається шляхом застосування поверхнево-активних речовин - деемульгатора. Руйнування досягається
а) адсорбційним витісненням чинного емульгатора речовиною з більшою поверхневою активністю,
б) утворенням емульсій протилежного типу
в) розчиненням (руйнуванням) адсорбційної плівки в результаті її хімічної реакції з вводиться в систему деемульгатора.
Хімічний метод застосовується частіше механічного, звичайно в поєднанні з електричним.
електричний: при попаданні нафтової емульсії в змінне електричне поле частинки води, сильніше реагують на полі ніж нафта, починають коливатися, стикаючись один з одним, що призводить до їх об'єднання, укрупнення і більш швидкого розшарування з нафтою. Установки, звані електродегідратори (ЕЛОУ - електроочістітельние установки), з робочою напругою до 33000В при тиску
8-10 ат, застосовують групами по 6 - 8 шт. з продуктивністю 250 - 500 т нафти на добу кожна. У поєднанні з хімічним методом цей метод має найбільше поширення в промисловій нафтопереробці.

6. Принципи первинної переробки нафти
Нафта являє собою складну суміш парафінових, нафтенових і ароматичних вуглеводів, різних за молекулярною вагою і температурі кипіння. Крім того, в нафті містяться сірчисті, кисневі і азотисті органічні сполуки. Для виробництва численних продуктів різного призначення і зі специфічними властивостями застосовують методи розділення нафти на фракції і групи вуглеводнів, а також зміни її хімічного складу. Розрізняють первинні і вторинні методи переробки нафти:
до первинних відносять процеси розділення нафти на фракції, коли використовуються її потенційні можливості по асортименту, кількості і якості одержуваних продуктів і напівпродуктів - перегонка нафти;
до вторинних відносять процеси деструктивної переробки нафти і очищення нафтопродуктів, призначені для зміни її хімічного складу шляхом термічного і каталітичного впливу.
За допомогою цих методів вдається отримати нафтопродукти заданого якості й у великих кількостях, ніж при прямій перегонці нафти. Розрізняють перегонку з одноразовим, багаторазовим і поступовим випаровуванням. При перегонці з однократним випаровуванням нафту нагрівають до певної температури і відбирають всі фракції, що перейшли в парову фазу. Перегонка нафти з багаторазовим випаровуванням проводиться з поетапним нагріванням нафти, і відбиранням на кожному етапі фракцій нафти з відповідною температурою переходу в парову фазу. Перегонку нафти з поступовим випаром в основному застосовують в лабораторній практиці для одержання особливо точного поділу великої кількості фракцій. Відрізняється від інших методів перегонки нафти низькою продуктивністю. Утворилися в процесі перегонки нафти парова і рідка фази піддають ректифікації в колонах.

6.1 Перегонка нафти з одноразовим, багаторазовим і
поступовим випаром
При перегонці з однократним випаровуванням нафту нагрівають у змійовику будь-якого підігрівача до заздалегідь заданої температури. У міру підвищення температури утворюється все більше пар, які знаходяться в рівновазі з рідкою фазою, і при заданій температурі парорідинних суміш залишає підігрівач і надходить у адіабатичний випарник. Останній являє собою порожнистий циліндр, в якому парова фаза відділяється від рідкої. Температура парової та рідкої фаз в цьому випадку одна й та ж. Перегонка з багаторазовим випаровуванням складається з двох або більше одноразових процесів перегонки з підвищенням робочої температури на кожному етапі. Якщо при кожному одноразовому випаровуванні нафти відбувається нескінченно мала зміна її фазового стану, а число одноразових випарів нескінченно велике, то така перегонка є перегонкою з поступовим випаром. Чіткість розділення нафти на фракції при перегонці з однократним випаровуванням найгірша у порівнянні з перегонкою з багаторазовим і поступовим випаровуванням. Якщо для нафтової фракції побудувати криві розгону з одноразовим і багаторазовим випаровуванням, то виявиться, що температура початку кипіння фракцій при одноразовому випаровуванні вище, а кінця кипіння нижче, ніж при багаторазовому випаровуванні. Якщо високої чіткості поділу фракцій не потрібно, то метод одноразового випаровування економічніше. До того ж при максимально допустимій температурі нагріву нафти 350 - 370 ° С (при більш високій температурі починається розкладання вуглеводнів) більше продуктів переходить у парову фазу в порівнянні з багаторазовим або поступовим випаровуванням. Для відбору з нафти фракцій, що википають вище 350 - 370 ° С, застосовують вакуум або водяний пар. Використання в промисловості принципу перегонки з одноразовим випаром у поєднанні з ректифікацією парової та рідкої фаз дозволяє досягати високої чіткості розділення нафти на фракції, безперервності процесу і економічного витрачання палива на нагрів сировини.
6.2 Пристрій і дію ректифікаційних колон, їх типи
Ректифікація простих і складних сумішей здійснюється в колонах періодичної або безперервної дії. Колони періодичної дії застосовують на установках малої продуктивності при необхідності відбору значної частини фракцій і високої чіткості поділу.
Класична схема установки
Сировина надходить в перегінний куб на висоту близько 2 / 3 його діаметра, де відбувається підігрів глухим паром. У перший період роботи ректифікаційної установки відбирають найбільш летючий компонент суміші, наприклад бензолову головку, потім, підвищуючи температуру перегонки, компоненти з більш високою температурою кипіння (бензол, толуол і т.д.). Найбільш висококиплячі компоненти суміші залишаються в кубі, утворюючи кубовий залишок. По закінченню процесу ректифікації цей залишок охолоджують і відкачують. Куб знову заповнюється сировиною і ректифікацію відновлюють. Періодичністю процесу обумовлені більша витрата тепла і менша продуктивність установки.
Установка безперервної дії позбавлена ​​багатьох зазначених недоліків. Принципова схема установки.
Сировина через теплообмінник поступає в підігрівач і далі на різні рівні ректифікаційної колони. Нижні фракції розігрівають у кип'ятильнику і скидають назад в ректифікаційної колони. При цьому найважча частина виводиться з кип'ятильника в низ колони і разом з рідким осадом на подальшу переробку важких фракцій. А легкі фракції зверху в конденсатор-холодильник, і далі з акумулятора частково тому в колону для зрошення, а частково - в подальшу переробку легких фракцій. Залежно від числа одержуваних продуктів розрізняють прості і складні ректифікаційні колони. У перших при ректифікації отримують два продукти, такі як бензин і полумазут. Другі призначені для отримання трьох і більше продуктів. Вони являють собою послідовно з'єднані прості колони, кожна з яких розділяє надходить в неї суміш на два компоненти. У кожної простий колоні є відгінна і концентраційна секції. Відгінна, або отпарная, секція розташована нижче введення сировини. Тарілка, на яку подається сировина для поділу, називається тарілкою харчування. Цільовим продуктом отгонной секції є рідкий залишок. Концентраційна, або зміцнювальна, секція розташована над тарілкою харчування. Цільовим продуктом цієї секції є пари ректифікату. Для нормальної роботи ректифікаційної колони обов'язкові подача зрошення наверх концентраційної секції колони і введення тепла (через кип'ятильник) або гострого водяної пари в отгонное секцію. У залежності від внутрішнього пристрою, що забезпечує контакт між висхідними парами і низхідній рідиною (флегмою), ректифікаційні колони діляться на насадочні, тарілчасті, роторні та ін У залежності від тиску вони діляться на ректифікаційні колони високого тиску, атмосферні та вакуумні. Перші застосовують у процесах стабілізації нафти і бензину, газофракціювання на установках крекінгу і гідрогенізації. Атмосферні та вакуумні ректифікаційні колони в основному застосовують при перегонці нафти, залишкових нафтопродуктів і дистиляторів. Для рівномірного розподілу пари і рідини в насадок колонах в якості насадки застосовують кулі, призми, піраміди, циліндри з різних матеріалів (зазвичай з пресованої вугільного пилу) з зовнішнім діаметром від 6 до 70 мм і співвідношення площі поверхні до об'єму від 500. Насадку поміщають насипом на спеціальні тарілки з отворами для проходження парів і стікання флегми. Метою застосування насадки є підвищення площі зіткнення флегми і парів для взаємного збагачення. Для правильної роботи насадок колони дуже важливо рівномірний розподіл стікає флегми і парів по всьому поперечному перерізу колони. Цьому сприяє однорідність тіла насадки, максимально можлива швидкість висхідного потоку пари, рівномірно розподілені шари насадки і сувора вертикальність колони. На практиці досягнуте спочатку рівномірний розподіл пари і флегми порушується, тому що пар прагне відтіснити рідина до стінок колони і переміщатися через центр насадки. У зв'язку з цим насадка і розбивається на декілька шарів, а тарілки, на яких розміщується насадка, мають спеціальну конструкцію, що дозволяє знову рівномірно перерозподіляти потоки після кожного шару насадки. Ефективність використання насадок колон дуже висока але є і незручності: насадку періодично доводиться вилучати з колони з метою очищення від смолистих часток з часом покривають насадку і погіршують її змочуваність, до того ж застосування насадок колон висуває дуже жорстка вимога витримки певного тиску пари і кількості надходить флегми . У разі падіння тиску пари в колоні відбувається прискорення стікання флегми і різке зменшення площі зіткнення пари і рідини. У разі перевищення тиску пари сповільнюється стікання флегми, що призводить до її скупчення в верхніх шарах насадки і замиканню пари в нижній частині колони («захлинання» колони). Це призводить до ще більшого підвищення тиску пари в нижній частині колони, і, в критичний момент, прорив пари крізь флегма у верхню частину колони. Наслідком «захлебиванія» колони також є різке зменшення площі зіткнення пари і рідини. У тарілчастих колонах для підвищення площі зіткнення потоків пари і флегми застосовують замість насадки велике число тарілок спеціальної конструкції. Флегма стікає з тарілки на тарілку по спускним трубах, причому перегородки підтримують постійний рівень шару рідини на тарілці. Цей рівень дозволяє постійно тримати краю ковпаків зануреними у флегма. Перегородки пропускають для стоку на наступну тарілку лише надлишок надходить флегми. Принципом дії тарельчатой ​​колони є взаємне збагачення парів і флегми за рахунок проходження під тиском парів знизу вгору крізь шар флегми на кожній тарілці. За рахунок того, що пара проходить флегма у вигляді найдрібніших бульбашок площу зіткнення пари і рідини дуже висока. Конструкції тарілок різноманітні. Застосовують сітчасті, гратчасті, каскадні, клапанні, інжекційні і комбіновані тарілки. Конструкцію тарілок вибирають виходячи з конкретних технологічних вимог (ступінь чіткості поділу фракцій, вимога до інтенсивності роботи, необхідність зміни внутрішньої конструкції колони, частота профілактичних і ремонтних робіт тощо) У деяких процесах переробки нафти (наприклад переробка з попутним відділенням води (пари), переробка з попередніми відділенням важких фракцій нафти) застосовують роторні колони з високою продуктивністю. Тарілки такий колони представляють собою конічні щитки з кутом нахилу 40 °, з чергуванням тарілок закріплених до стінок колони і тарілок закріплених до центрального обертається валу. Таким чином обертальні тарілки чергуються з нерухомими. Обертання тарілок відбувається від приводу зі швидкістю 240 об / хв. Флегма спускається зверху по нерухомій тарілці і у центру переливається на нижнього обертову тарілку. Під впливом відцентрової сили флегма переміщається по обертається тарілці вгору до її периферії та у вигляді суцільної кільцевої плівки переходить на стінки корпусу колони і далі - на низлежащих тарілку. Далі процес повторюється. Пари рухаються крізь флегма протитечією. До того ж велика кількість флегми постійно знаходиться в підвішеному стані, що призводить до високої випаровуваності самої флегми. Відстань між тарілками всього 8 - 10 мм, що дозволяє будувати дуже компактну колону з високим (понад 85%) ККД. У колону вводиться підігріте сировину, необхідна температура якого підтримується нагрівачем. Зазначена конструкція дуже зручна у використанні, практично не вимагає ремонту і профілактичних робіт, довговічна і не настільки чутлива до змін температур і тиску вихідних компонентів.
6.3 Комплекси ректифікаційних колон, види їх підключення
У промисловості найбільш часто застосовуються складні установки ректифікаційних колон, що комбінує різні види колон і різні типи їх підключення. Це дозволяє коригувати технологічний процес для різних умов переробки нафти та отримання необхідних дистилятів. У залежності від напрямку переробки нафти в процесі ректифікації можуть брати участь різні установки ректифікаційних колон. Досягається це зміною потоків сировини і проміжних продуктів, що вимагає високої магістрального повідомлень коллон та установок і можливості компактного і ресурсозберігаючого перенаправлення потоків. Підключення колон можливо:
послідовне, де з кожною наступною колони знімають більш важкий продукт, який одночасно служить флегмою для попередньої колони
навісний, де до основної колоні прибудовані допоміжні, куди надходять дистилятори відібрані з різних рівнів основної колони і проходять додаткове очищення. Залишок допоміжних колон скидають назад в основну. Можливо взаємне підключення допоміжних колон, використання вихідного продукту однієї допоміжної колони (нижче розташованої по циклу) в якості флегми для іншої (вище розташованої по циклу) і ін Допоміжні колони можуть також мати різну конструкцію - використовувати різний тип тарілок, різні нагрівальні агенти, технологічні умови (тиск, температурний режим) і ін; та розміщення - об'єднуватися конструктивно в одну, надстраиваться над основною, розташовуватися навколо основної колони, розміщуватися всередині основної колони; з комбінуванням послідовних і навісних підключень.
6.4 Промислові установки з первинної переробки нафти
Процес первинної переробки нафти (прямий перегонки), з метою отримання нафтових фракцій, що розрізняються по температурі кипіння без термічного розпаду, здійснюють у кубових або трубчастих установках при атмосферному та підвищеному тиску або у вакуумі. Трубчасті установки відрізняються більш низькою температурою достатньої переганяється сировини, меншим крекингом сировини, і більшим ККД. Тому на сучасному етапі нафтопереробки трубчасті установки входять до складу всіх нафтопереробних заводів і служать постачальниками як товарних нафтопродуктів, так і сировини для вторинних процесів (каталітичного крекінгу, риформінгу, гідрокрекінгу, коксування, ізомеризації та ін.) У залежності від тиску в ректифікаційних колонах трубчасті установки підрозділяються на атмосферні (АТ). Вакуумні (ОТ) і атмосферно-вакуумні (АВТ). За кількістю ступенів випаровування (кількості ректифікаційних колон) розрізняють трубчасті установки
одноразового випаровування - на одній ректифікаційної колоні отримує все дистиляти - від бензину до в'язкого циліндрового. Залишком перегонки є гудрон.
дворазового випаровування - спочатку при атмосферному тиску нафту переганяється до мазуту, який потім переганяється в вакуумі до отримання в залишку гудрону. Ці процеси йдуть у двох колонах.
триразового випаровування - використовуються дві атмосферні колони і одна вакуумна. У першій колоні з нафти відбирають тільки бензин, у другій - отбензіненая нафту переганяється до мазуту, в третій - мазут до гудрону.
чотириразового випаровування - установка з доіспарітельной вакуумної колоною для гудрону в кінцевій частині. Широке поширення знайшла комбінація ЕЛОУ-АВТ-комплекс вторинної переробки.
Технологічна схема комбінованої установки ЕЛОУ-АВТ
Підігріта в теплообмінниках нафту з температурою 120-140 ° С поступає в комплекс дегідраторів, де піддається термохімічних і електрообезвожіванію і знесолення у присутності води, деемульгатора та лугу. Підготовлена ​​таким чином нафту знову додатково підігрівається в теплообмінниках і з температурою 220 ° С поступає в колону. Зверху цієї колони відбирається фракція легкого бензину і виводиться через теплообмінник і сепаратор, звідки частково вилучається для зрошення колони. Залишок знизу колони подається в піч, де нагрівається до 330 ° С, і надходить в якості додаткової гарячого струменя в колону. Зверху колони відбирається важкий бензин і виводиться через теплообмінник і газосепаратори, частково повертаючись в якості зрошувача тому в колону. Збоку колони відбираються проміжні фракції, для чого служать коректори температури і отпарние колони, де відбираються фракції 140-240 ° С, 240-300 ° С, 300-350 ° С. Мазут знизу колони подається в піч, де нагрівається до температури 420 ° С, і надходить у вакуумну колону, що працює при залишковому тиску 40 мм рт. ст. Водяні пари, газоподібні продукти розкладання та легкі пари зверху колони надходять в барометричний конденсатор, Несконденсировавшиеся гази відсмоктуються ежектором. Збоку колони відбирають бічні продукти вакуумної колони, залишок знизу - гудрон. Бензини, одержувані в колонах, надходять в стабілізатор. Газ з газосепаратори подається в абсорбер, зрошуваний стабільним бензином з колони А отримується зверху колони сухий газ скидається до форсунок печей.

Висновок
Компоненти, отримані після первинної переробки, звичайно не використовуються як готовий продукт. Легкі фракції проходять додатково крекінг, реформінг, гідрогенізаційного облагороджування, метою яких є отримання невисокою ціною найбільшого обсягу кінцевих продуктів з найбільш точними задовільними якісними показниками. Важкі фракції після перегонки переробляють додатково на бітумних, коксівного та інших установках.

Список використаної літератури
1. Коршак А.А., Шаммазов А.М.: «Основи нафтогазового справи», видавництво «Дізайнполіграфсервіс», 2004
2. Шаммазов А.М. «Історія нафтогазового справи», Москва «Хімія», 2001
3. Сучасний довідник по нафтових палив і технологій їх виробництва. М.І. Рустамов, А.С. Гайсин, Д.М. Мамедов, Фонд «Хімік», 2005
4. http://www.aboutcompany.ru/company/pavlodarskiy_neftepererabativayuschiy_zavod.html
5. http://www.pnhz.kz
Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Виробництво і технології | Звіт з практики
196.8кб. | скачати


Схожі роботи:
Установка первинної переробки нафти
Забезпечення безпеки технологічних процесів видобутку переробки транспортування нафти і газу
Властивості матеріалів і технологічний процес їх переробки
Економічна ефективність переробки молока та шляхи її підвищення на прикладі ЗАТ Бахмачмолококонсерв
Аналіз фінансово-господарської діяльності ЗАТ Перший український міжнародний банк (ЗАТ ПУМБ)
Аналіз фінансово-господарської діяльності ЗАТ Перший український міжнародний банк (ЗАТ ПУМБ)
Аналіз фінансово-господарської діяльності ЗАТ Перший український міжнародний банк ЗАТ ПУМБ
Аналіз рентабельності ВАТ Мозирський НПЗ 21
Аналіз рентабельності ВАТ Мозирський НПЗ 16
© Усі права захищені
написати до нас