Реферат: Процесс переработки нефти на ЗАО "Павлодарский НПЗ" - текст реферата. Скачать бесплатно.
Банк рефератов, курсовых и дипломных работ. Много и бесплатно. # | Правила оформления работ | Добавить в избранное
 
 
   
Меню Меню Меню Меню Меню
   
Napishem.com Napishem.com Napishem.com

Реферат

Процесс переработки нефти на ЗАО "Павлодарский НПЗ"

Банк рефератов / Технологии

Рубрики  Рубрики реферат банка

закрыть
Категория: Реферат
Язык реферата: Русский
Дата добавления:   
 
Скачать
Архив Zip, 59 kb, скачать бесплатно
Заказать
Узнать стоимость написания уникального реферата

Узнайте стоимость написания уникальной работы

ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ Содержание 1 . Характеристика предприятия 1.1 Ис тория предпри ятия (год, начало проектирования ) начало стр оительства, окончание строител ьства, пуск завода и развит ие до настоящего времени 1.2 Источники с ырья, пара, воды и электроэнергии 1.3 Пе речень выпускаемой продукции 1.4 Перечень ос новных цехов 2 . Охрана труда 2.1 Общие вопросы охраны труда 2.2 Организация работ по охране труда 2.3 Основы техники безопасности 3 . Меропри ятия 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» 4.1 Общая характеристика устан овок 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 . Принцип ы первичной переработки нефти 6.1 Перегонка нефти с однократным, многократным и по степенным испарением 6.2 Устройство и действие ректификационных колонн, их типы 6.3 Комплексы ректификационных колонн, виды их подк лючения 6.4 Промышленные установки по первичной переработ ке нефти 1 . Характеристика предприятия 1.1 История пред приятия (год начало проектирования.) начало строит ельства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего в ремени Площадка под строительство Павлодарского нефтеперерабатывающего зав ода была выбрана в 1949году Всесоюзным научно-исследовательским институт ом ‹‹Гипро-нефтезаводы››. Проектирование Павлодарского нефтеперерабатыв ающего завода было выполнено институтом ‹‹Гипрогрознефть››г.Грозного в 1951 году по заданию Министерства нефтяной промышленности на основании п остановления Совета Министров СССР от 9 октября 1950года №4223-1894сс. Мощность за вода по переработке нефти по проекту составляла 3млн. тонн в год, технолог ический профиль завода - топливный. Генпроектировщик завода - институт ‹‹Гипрогрознефт ь›› Грозного в то время был одним из ведущих проектных институтов страны по проектированию нефтеперерабатывающих и химических предприятий. Ст роительство завода было поручено тресту ‹‹Павлодарпромстрой›› Павлод ара . В феврале 1952 года проектное задание на строительство завода было законче но и рассмотрено экспертизой Миннефтепрома, но по решению Совета Минист ров СССР проектирование было приостановлено до особого распоряжения. Ч ерез два года оно было возобновлено и принята типовая мощность нефтепер ерабатывающего завода-6млн. тонн нефти в год. В 1958 году Генпроектировщик произвел изыскательские работы на площадке б удущего НПЗ и приступил к разработке рабочих чертежей на строительство завода. По решению майского пленума ЦК КПСС 1958 году в районе расположения Павлода рского НПЗ было намечено строительство химкомбината, поэтому в 1959-1964 годы институт ‹‹Гипрогрознефть›› проработал и уточнял исходные данные по к ооперированным объектам: внешнему транспорту, водоснабжению, канализа ции, энергоснабжению и другим объектам. В 1964 году вернулись к схеме генерального плана северного промышленного у зла Павлодара. Ее разработал институт ‹‹Казпромстройниипроект›› совме стно с генпроектировщиками объектов, входящих в состав промузла. Схема г енерального плана была утверждена в Госстрое СССР 3 декабря 1964 года. В северный пром-узел вошло пять объектов: химкомбинат, ТЭЦ-3, нефтеперераб атывающий и картонно-рубероидный заводы, автобаза. Начать строительств о пром-узла планировалось в 1965году с химкомбината, ТЭЦ-3 и всех кооперирова нных объектов, а построить все объекты предполагалось к 1985 году. В1965-1966 годы институт ‹‹Гипрогрознефть›› вел работу по корректировке проектного задания ПНПЗ и не раз ставил вопрос о сырье, пока не приняли его предло жения о тюменской нефти и о строительства завода в две очереди. Проектное задание на строительство Павлодарско го нефтеперерабатывающего завода мощностью переработки 12млн. тонн нефт и в год было утверждено распоряжением Совета Министров СССР от 31 марта 1970г . № 605-р. 1978 год. 9 июня произведен пуск секции 100 установки ЛК-6У №1: приняли нефть, начался технологический процес с. 14 июня над заводом зажжен факел, получен первый бензин. 30 июня принята в эксплуатацию секция 100 (ЭЛОУ-АТ) установки ЛК-6У №1 по первичн ой переработке нефти мощностью 6 млн.тонн в год. 21 октября проведен митинг по поводу окончания строительства и пуска пер вой очереди завода. 1979 год. 29 июня принята в эксплуатацию установка производства серы. 19 октября принят в эксплуатацию комплекс биологической очистки промсто ков. 20 декабря принята в эксплуатацию установка производства битумов. В 1981- 1983 годы тремя комплексами в эксплуатацию введе на промывочно-пропарочная станция. 27 декабря принята в эксплуатацию первая в Союзе ко мбинированная установка КТ-1 по глубокой переработке мазута. 1986 год. 31 декабря принята в эксплуатацию установка замедленного коксован ия и участок массовой выдачи нефтепродуктов в автотранспорт. 1987 год. 28 декабря принят в эксплуатацию нефтепричал. Глубина переработки нефти достигла 76-78%. 1989 год. Сделан первый шаг к освоению рынка: заключены прямые договоры на ре ализацию сверхплановой продукции. 28 декабря принята в эксплуатацию установка прокалки нефтяного кокса. 1993 год. Произведены значительные реконструкции на установках ЛК-6У и КТ-1. В июне принята в эксплуатацию первая в СНГ установка по утилизации нефте шлама. 18 августа впервые из-за отсутствия сырья завод полностью остановлен. 1994 год. 15 августа завод акционирован и преобразован в Государственное акц ионерное общество ‹‹Павлодарский нефтеперерабатывающий завод›› (ГАО ‹ ‹ПНПЗ››). 1995 год. Нехватка денежных средств. Отсутствия сырья. Мощности завода испо льзованы минимально. Впервые получены дизельное топливо с температуро й замерзания минус 30°С , пылесвязывающее средство ‹‹Универсин-С›› и бенз ин АИ-80. 1996 год. Завод работает нестабильно. Разработана концепция выхода из финан сового кризиса. 22 апреля президент АО‹‹ПНПЗ›› отстранен от руководства. Избрано новое п равление. Завод выпустил самое большое количество наимено ваний товарной продукции- двадцать восемь. Впервые получены бензины АИ-80 экспортный, А-76 и АИ-91 экологически чистые. 15 ноября объявлен тендер на передачу в имущественный наем (концессию) АО‹ ‹ПНПЗ››. 7 марта 1997г.-11июля 2000г. Производственный комплекс АО‹‹ПНПЗ›› находился в упр авлении американской компании ‹‹СС L О IL LTD ››. В 1998-1999 годы освоен выпуск высокооктанового бензина АИ-92, дизельное топливо с пониженной температурой застывания, дизельного топлива зимнего с деп рессорной присадкой. 11 июля 2000г. Договор о концессии Павлодарского НПЗ расторгнут. 2000 год. 11июля производственный комплекс ПНПЗ вновь возвращен ОАО‹‹ПНПЗ›› , которое не прекращало своей деятельности. В конце года большая часть средств АО‹‹ПНПЗ›› за долги передана в Открыт ое акционерное общество ‹‹Мангистаумунайгаз›› (ОАО ‹‹ММГ››). Данные основные средства переданы Закрытому акционерному обществу ‹‹П авлодарский нефтехимический завод›› (ЗАО‹‹ПНХЗ››), образованному 11 октя бря. 2001 год. Закуплены новые транспортные средства, включая пожарную технику. В мае на заводе работали все технологические комплексы. В капитальный ремонт проведены крупные работы: на всех каталитических п роцессах ЛК-6У и КТ-1 полностью заменены катализаторы, замена оснастка кол онн К-200 . ЛК-6У К601/1 КТ-1, на трех градирнях установлены полимерные оросители, водоула вители и форсунки. Освоен выпуск высокооктановых бензинов АИ-93, АИ-95, АИ-96, АИ-98 и зимнего дизель ного топлива. Переработано за год более двух миллионов тонн нефти. Образовано новое общественное объединение «Профсоюзная организация « Нефтепереработчик››. 2002 год. В капитальный ремонт проведены работы по замене оборудования на р иформинге установки ЛК-6У и парках цеха №2; выполнен ремонт и реконструкци я печей и котлов-утилизаторов ЛК, КТ-1, УПНК; проведена реконструкция С-300 ЛК-6У и УПБ. Приобретено новое оборудование для ОТК-ЦЗЛ, СТН, снаряжение для ВГСО. Сдана в эксплуатацию новая заправочная станция. Переработано за год два миллиона тонн нефти. 1.2 Источники сырья, пара, во ды и электроэнергии Свое название нефть получила от мидийского слова нафата, что означает пр осачивающаяся, вытекающая. Нефть - это жидкий горючий минерал, представл яющий собой сложную смесь жидких углеводородов и сернистых, кислородны х и азотистых органических соединений. В нефти также растворены твердые углеводороды и смолистые вещества, кроме того, в нефти часто растворены и газообразные предельные углеводороды. По внешнему виду нефть - масляни стая, чаще всего темная, жидкость, флуоресцирующая на свету. Цвет ее завис ит от содержания и строения смолистых веществ. Встречаются иногда красн ые, бурые и даже почти бесцветные нефти. Нефтеобразование - сложный, много стадийный и длительный химический процесс, детали механизма которого д о конца не выяснены. Как правило, большая часть нефтяных ловушек находят ся на значительной глубине(900-2300 м). В настоящее время разведаны сот ни нефтяных и газовых месторождений, успешно развивается морская добыч а нефти ( в частности, район Каспия). Нефть и газ играют решающую роль в экон омике любой страны. Значение нефти и газа для энергетики, транспорта, обо роны страны, для разнообразных отраслей промышленности, для бытовых нуж д населения исключительно велико. Природный газ - дешевое высококалорий ное бытовое топливо. Из нефти вырабатываются все виды жидкого топлива: Б ензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего. Из высококипящи х фракций нефти вырабатывается огромный ассортимент смазочных и специ альных масел и смазок, парафин, технический углерод, кокс, многочисленны е марки битумов и многие другие товарные продукты. Нефть и газ являются у ниверсальным химическим сырьем для производства химических продуктов и потребительских товаров. Нефтехимический синтез дает безграничное р азнообразие промежуточных и конечных продуктов. В настоящее время АО ‹‹Мангистаумунайгаз›› поставляет сырую нефть по м агистральному нефтепроводу Омск-Павлодар на Павлодарский НПЗ по схеме взаимообмена с российской стороной на давальческой основе. Обеспечение ежемесячной загрузки Павлодарского НПЗ в следующем объеме : ННК ‹‹Казахойл›› - 100 тысяч тонн, АО ‹‹ Мангистаумунайгаз ›› - 150 тысяч тонн и АО ‹‹Актюбенмунайгаз›› - 50 тысяч тонн или 3,6 млн. тонн в год. Все энергоресурсы – электроэнергию, пар, сан- и промтеплофикационную во ду завод получает от Павлодарской ТЭЦ-3. Сбережение энергоресурсов - одна из основных зад ач энергослужбы. Помогает решать эту проблему эксплуатация на заводе ко тлов-утилизаторов установок, которые позволяют использовать тепловую энергию своих же технологических процессов на собственные нужды, а не брать у ТЭЦ-3 дополнительно. В это м числе и подача собственного пара от котлов-утилизатора установки прок алки кокса на очистные сооружения и центральную конденсатную станцию з начительно экономит средства завода. 1.3 Перечень выпускаемой продукции Таблица 1 Наименование выпускаемых нефтепродуктов Номер нормативной докум ентации на выпускаемую продукцию Бензины Бензин автомобильный А-76 неэтилир ованный ГОСТ 2084-77 Бензин автомобильный АИ-80Н неокра шенный ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 Бензин автомобильный АИ-85Н неокра шенный ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 Бензин автомобильный АИ-91Н неокра шенный ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 Бензин автомобильный АИ-92Н неокра шенный ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 Бензин автомобильный АИ-93Н неокра шенный ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 Бензин автомобильный АИ-95Н неокра шенный ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 Бензин автомобильный АИ-96Н неокра шенный ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 Бензин автомобильный АИ-98Н неокра шенный ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 Бензин автомобильный неэтилиров анный АИ-93 Плюс ТУ 5510 РК 39334881 ЗАО - 005-2002 Дизельные топлива Топливо дизельное летнее с содерж анием серы до 0,2% и температурой вспышки 62 (Л-0,2-62) ГОСТ-305-82 Топливо дизельное летнее с содерж анием серы до 0,5% и температурой вспышки 62 (Л-0,5-62) ГОСТ-305-82 Топливо дизельное летнее с содерж анием 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 те мпературой застывания ПЗ-0,2 минус 30, марки А ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-003-2001 Топливо дизельное с пониженной те мпературой застывания ПЗ-0,5 минус 30, марки А ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-003-2001 Топливо дизельное с пониженной те мпературой застывания ПЗ-0,5 минус 25, марки Б ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-003-2001 Топливо дизельное с пониженной те мпературой застывания ПЗ-0,2 минус 25, марки Б ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-003-2001 Реактивное топливо Топливо для реактивных двигателе й 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 дл я коммунально-бытового потребления марки СПБТ ГОСТ 20448-90 Газы углеводородные сжиженные дл я 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 м арок БНД 40/60, БНД 60/90, БНД 90/130, БНД 130/200, БНД 200/300 ГОСТ 22245-90 Битумы нефтяные строительные мар ок БН 50/50, БН 70/30, БН 90/10 ГОСТ 6617-76 Нефтяной кокс Кокс электродный замедленного ко ксования с размером кусков 0-25 мм ТУ 38.001310-78 Кокс нефтяной сернистый замедлен ного коксования ТУ 38.101585-89 Кокс электродный суммарный замед ленного 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 1.4 Пере чень основных цехов 1.4.1 Цех №1(ЛК-6У) Комбинированная установка ЛК-6У представляет соб ой сложный промышленный комплекс, включающий в себя, пять технологическ их процессов конструктивно и технологически скомпонованных в четырех секциях, а именно С екция 100 – ЭЛОУ-АТ обессоли вания и обезвоживания нефти и первичной переработки мощностью 6 млн. тон н нефти в год. Секция 200 – каталитический риформинг мощностью 1млн. тонн в год по сырью. Секция 300 -1 – гидроочистка д изельного топлива мощностью 2 млн. тонн в год по сырью. Секция 300 -2 – гидроочистка керосина мощностью 600 тыс. то нн в год по сырью. Секция 400 – газофракционир ования мощностью 450 тыс. тонн в год по сырью. 1.4.2 Цех №2 Товарно-сырьевая база завода (ТСБ) Компаундирован ия нефтепродуктов, их слива-налива. Сюда поступает сырая нефть, которая п отом, пройдя длинную техно логическую цепочку на установках, превращается в нефтепродукты, вновь п оступающие в товарные парки ТСБ. Из этого же цеха идет отгрузка готовой п родукции потребителям: бензина, керосина, дизельного топлива, мазута, сж иженных газов. В состав ТСБ входят пять самостоятельных участков: товарно-сырьевые пар ки (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 от дельные парки и насосные для перекачки нефти, компонентов и товарных про дуктов. На территории парков размещены 34 резервуара. Суммарная емкость р езервуаров ТСП составляет более 700 тыс. м і. Парк сжиженных газов используется для приема, хра нения и налива сжиженных газов. В состав ПСГ – входят 28 резервуаров общей емкостью 8 тыс. м і и наливн ая эстакада с единовременным фронтом налива до 30 вагон-цистерн различны х сжиженных газов. Узел смещания бензинов промежуточным звеном между технологическими ус тановками ЛК-6У, КТ-1 и товарно-сырьевым парком является узел смещания бенз инов. На нем происходит прием, компаундирование компонентов автомобиль ных бензинов, вырабатываемых на установках, с целью приготовления товар ной продукции – автомобильных бензинов марок А-76, АИ-80, АИ-91, АИ-93. Реагентное хозяйство технологические установки завода зависят от рабо ты реагентного хозяйства, которое обеспечивает их реагентами и техниче скими маслами. В реагентном хозяйстве находятся на хранении концентрированные реаген ты и здесь же ведется приготовление их растворов. 1.4.3 Цех№3 Комплекс КТ-1 комбинированная установка КТ-1 предн азначена для глубокой переработки мазута по топливному варианту с цель ю получения следующих основных нефтепродуктов: высокооктанового компо нента автобензина АИ-93, пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракции ( сырья для алкилирования), компонентов дизельного и котельного топлива, п ечного 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 сырь ю 2400 тыс. тонн в год. Секция 200 - каталитический крекинг и ректификация производительностью п о 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. 1.4.4 Цех №4 Установка производства серы (УПС) состоит из двух блоков: блок регенерации моноэтаноламина (МЭА) и блок получения серы. В со став комплекса вошли технологическая установка, склад серы с сетями эле ктроснабжения, подъездными железнодорожными и автодорожными путями. Установка производства битумов (УПБ) состоит из двух блоков: блока вакуу мной перегонки мазута и блока окислительных колонн. Технология получен ия битумов заключалась в непрерывности процесса окисления гудрона в ко лоннах против периодического окисления его в кубовых установках, что по зволяло одновременно получать дорожный, строительный, кровельный биту мы различных марок. Установка замедленного коксования (УЗК) состоит из следующих технологи ческих блоков: коксования (блок печей и блок коксовых камер) и ректификац ии (блок ректификации, блок очистки газов коксования, узел компримирован ия газов коксования, узел улавливания вредных выбросов, узел очистки сул ьфидсодержащих стоков, блок утилизации тепла, блок стабилизации бензин а). Сырьем коксования в необогреваемых камерах типа 21 – 10/9 служит гудрон (фр. 500°С), поступающий с комплекса КТ-1. Целевой продукт у становки - нефтяной кокс. Побочными продуктами является газ коксования, головка стабилизации, стабильный бензин, легкий газойль, сероводород в р астворе МЭА. Установка прокаливания нефтяного кокса (УПНК) предназначена для удален ия летучих компонентов, влаги и прокалки суммарного нефтяного кокса, выр абатываемого на установке замедленного коксования с получением товарн ого прокаленного кокса. Установка состоит из блоков транспорта сырого и прокаленного кокса, прокалки, утилизации тепла, электрофильтра, склада п рокаленного кокса, блоков охлаждения и термического обезвоживания. 2 Охрана труда 2.1 Общие вопросы охраны труда Охрана труда – это система законодательных актов и соответствующих им социально – экономических, технических, гигиенических и организацион ных мероприятий, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и ра ботоспособности человека в процессе труда. Многочисленные и разнообразные технологические процессы нефтехимиче ской промышленности основаны на использовании высоких температур, выс оких давлений, взрыво-, пожароопасных и токсичных веществ в различных аг регатных состояний. Для обеспечения благоприятных и безопасных услови й труда работающих необходимо применение принципиально различных техн ических приёмом и способов защиты, создание новой техники и технологии, обеспечивающие оптимальные условия труда. 2.2 Организация работ по охране труда Все работники предприятий химической и нефтехимической промышленност и независимо от характера и степени опасности производства, квалификац ии и стажа работы по данной профессии или должности при поступлении на р аботу и в дальнейшем периодически проходят различный инструктаж и обуч ение безопасным приёмам, и методам работы, без прохождения которых никто не может быть допущен к работе. Виды инструктажа: - вводный инструктаж – проводят работники службы безопасности, пожарно й охраны и газоспасательной службы; - первичный инструктаж – проводят на рабочем месте в том цехе, в который н аправлен новый работник; - производственное обучение – проводят индивидуально с каждым работни ком под руководством опытного рабочего или инженерно – технического р аботника; - внеплановый инструктаж – проводят при внесен ии изменений в технологиче ский процесс; - специальный инструктаж – проводят при направ лении работника выполнение разовой или временной работы. 2.3 Основы техники безопасности 2.3.1 Воздействие электрического тока на человека. При электротравме могут быть вызваны ожоги, электрические знаки, металлизация кожи, механически е повреждения, резкое расстройство нервной системы, поражение дыхатель ного центра. 2.3.2 Меры безопасности при отборе проб. Организаци я отбора проб зависит от агрегатного состояния веществ, их давления и те мпературы. Пробы жидкостей из аппаратов и трубопроводов в доступных мес тах отбирают через отборные краники, капельные отборники и другие устро йства, которые исключают разлив продуктов и выделение горючих и ядовиты х газов. Пробы отбирают в специальные металлические сосуды, в стеклянные бутыли, пробоотборники. Пробы газов отбирают в специальные металлическ ие пробоотборники. 2.3.3 Предельно допустимые концентрации. Отравление токсичными веществам и, находящихся в газообразном или парообразном состоянии, или в виде пыл и, возможно только при их концентрации в воздухе рабочей зоны, превышающ ие 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 опасн ости; 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 бе спечно относиться к работе с этим продуктом. При больших концентрациях к еросиновой, бензиновой фракций в воздухе в течени е нескольких минут наступает смерть. 2.3.4 Меры безопасности на установке гидроочистки дизельного топлива. Процес сы, входящие в состав установки гидроочистки дизельного топлива характеризуются: - применением токсичных, пожароопасных, взрывоопасных нефтепродуктов, в одородсодержащего газа; - осуществлением реакции обессеривания, гидрирования при высоком давлении до 4 МПа; - применением в качестве реагента моноэтаноламина. Все нефтеперерабатываемые, получаемые, применяемые, на установке нефте продук ты и реагенты по своим физико– химическим свойствам являются пожароопасными, взрывоопа сными 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 опас ности является комбинирование нескольких отдельных технологических п роцессов. Протекание всех технологических процессов секции, а также подготовка н екоторых аппаратов или отдельных блоков к ремонту сопряжены с выделени ем пожаро-, взрывоопасных и вредных веществ: - сероводорода; - углеводородных газов и паров нефтепродуктов; - водородсодержащего газа. По пожаровзрывоопасности установка гидроочистки дизельной фракции от носится к категории А. В соответствии с нормами проектирования СНИП – 2 – 92 – установки гидроочистки относитс я к группе производственного процесса III б. Для обеспечения безопасности обсуживающего персонала предусмотрены и ндивидуальные средства защиты: 1) защита органов дыхания – применяют фильтрующие противогазы, шланговы е 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 нахо дящегося в зоне рабочего места, автономные противогазы – полностью от о кружающего 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 покр овов применяют спецодежду, спецобувь и предохранительные приспособлен ия. Нахождение обслуживающего персонала на рабочем месте без спецодежд ы и спец обуви категорически запрещается. 2.3.5 Компенсация профессиональных вредностей. В химических и нефтехимиче ских промышленностях предусматривается система льгот и компенсаций пр офессиональных вредностей. Один из видов такой компенсации – сокращён ный рабочий день, так как чем меньше работающий находится в неблагоприят ных условиях, тем меньше он подвергается вредному воздействию. Для работников установлен сокращённый рабочий день продолжительность ю шесть часов (что соответствует 36 – часовой рабочей неделе). Другим видом компенсации профессиональных вредностей является дополн ительный отпуск, предоставляемый сверх 12 – дневного отпуска на 6, 12, 18, 24, 30 и 36 р абочих дней. Для компенсации профессиональных вредностей работникам выдают молоко или другие пищевые продукты, а также лечебно – профилактическое питани е для предупреждения профессиональных заболеваний и укрепления их здо ровья. Большую роль в предотвращении вредных воздействий на организм играет п равильное применение средств индивидуальной защиты, защищающих от заг рязнений, высоких и низких температур и т. д. 3 . Мероприятия по охране окружающей среды В условиях интенсивной индустриализации и химизации народного хозяйст ва проблема охраны окружающей среды приобрела острый глобальный харак тер. Научно-технический прогресс не вс егда сочетается с рациональным использованием природных ресурсов и ох раной окружающей среды, ещё в значительных масштабах биосфера загрязня ется вредными, токсичными веществами. В этих условиях охрана здоровья населения, обеспечение оптимальных сан итарных условий его жизни приобретают исключительно важное значение. О сновная роль в осуществлении плановой системы мер по охране окружающей среды отводится совершенствованию технологии производства, максималь ному сокращению и утилизации отходов. При гидроочистке дизельного топлива оборудуется цельный ряд отходов, к оторые загрязняют окружающую среду. Например: сброс водяного конденсата после отпарки из К-304, который содержи т сероводород и нефтепродукты. В атмосферу сбрасываются такие газовые смеси, которые содержат ядовиты е вещества. Например: газы регенерации через дымовую трубу сбрасываются в атмосферу, а содержат они в себе сернистый газ и другие ядовитые газы. Факельные системы также являются значительными источниками загрязнен ия атмосферного воздуха. На факельные установки направляют сдувки из пр едохранительных клапанов и других предохранительных устройств, токсич ные газы и пары. Кроме того на факел направляют газы и пары в аварийных слу чаях, в период пуска оборудования или его остановки на ремонт и наладки т ехнологического режима. 3.1 Общие сведения о предприяти и Особенность предприятия - большие единичные мощности комбинированных технологических установок с набором современных процессов. ПНХЗ расположен в с еверном пром. узле г. Павлодара, на правом берегу р. Иртыш. Рядом с заводом р асполагаются предприятия химической промышленности и энергетики, промбаза ремонтно-строительного уч астка, промышленно-пропарочная станция, нефтепричал, мазуто-раздаточна я станция. Граница санитарно-защитной зоны (С33) 100 метров от отведенного земельного участка. На юго-запад е рядом с С33 расположен поселок Жанаул. Жилые массивы – на расстоянии 7,5 км от предприятия. Характеристика состояния окружающей среды определяется значениями фо новых концентраций загрязняющих веществ, которые выбрасываются предпр иятием в атмосферу. С установки С-300-1 выбрасываются H 2 S , Н2О и NH 3. 3.2 Защита атмосферного воздуха от загрязнения Предприятия химической и нефтехимической промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли. На установке гидроочи стки дизельной фракции к основным вредным веществам, загрязняющим атмо сферу, относятся: оксид углерода, сероводород, углероды и их производные, сероуглерод, соединения азота, дымовые газы от сжигания топлива в трубча тых печах, газы регенерации. Различают организованные и неорганизованные и сточники загрязнения. Организованные выбросы, которые можно контролир овать, поступают от предохранительных клапанов, из систем общей и местно й вытяжной вентиляции и др. Неорганизованные выбросы возникают из-за неп лотностей в аппаратуре, трубопроводах, отборе проб вручную. Борьба с неорганизованными выбросами затруднена в связи с тем, что их ис точники рассредоточены на большой территории, поэтому применение каких – либо очистных сооруже ний исключается. Для защиты атмосферы от промышленных выбросов применяю различные спос обы. В соответствии с санитарными нормами промышленные предприятия, в ча стности Павлодарский Нефтеперерабатывающий завод, располагают по отно шению к населённому пункту с подветренной стороны и отделяют санитарно – защитной зоной. Степень загрязнения атмосферного воздуха зависит также от высоты выбр оса. Поэтому все организованные выбросы следует направлять выше зоны аэ родинамической тени. При это приземные концентрации вредных веществ ум еньшаются примерно в 6 раз. С увеличением высоты выброса степень рассеив ания загрязняющих веществ возрастает и часто может быть доведена до пре дельно допустимой. Выбросные трубы располагают на возвышенных местах, хорошо обдуваемых в етром. Высоту дымовых и выбросных труб рассчитывают с учётом скорости и направления господствующих ветров, рельефа местности, температуры выб роса и воздуха. Отработанные газы сбрасывают на свечу. Факельные системы являются знач ительными источниками загрязнения атмосферного воздуха. На факельные установки направляют «сдувки» и с предохранительных клапанов и с други х предохранительных устройств, токсичные газы и пары. Кроме того, на факе л направляют газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудовани я, при остановке оборудования на ремонт и наладке технологического режи ма (периодический сброс) В основы гигиенического критерия вредности сброса сточных вод положен а степень ограничения водопользования, вызванная загрязнением, создаю щим опасность для здоровья населения или ухудшающим санитарные услови я жизни. В качестве ПДК вредного вещества в воде водных объектов принима ется максимальная концентрация, которая не оказывает прямого или опоср едованного влияния на состояние здоровья настоящего и последующих пок олений. Поэтому очень важное значение имеет место очистки сточных вод с предприятий нефтеперерабатывающей промышленности. Таблица 2 - Характеристика источников вы деления и выбросов вредных веществ в атмосферу Источники Наименование производства и источник и выделения вредных веществ Наименование вредного вещества Количес тво вредных веществ Max ,г/с Суммарное т/год Дымовая тр уба Н = 180м Д =7,2м Дымовая труба Н = 180м Д = 7,2м Технологические печи 100, 200, 300. Реакторы блока гидроочистки и риформинга Углеводороды СО SO 2 NO NO 2 \Пыль неорга- ническая V 2 O 5 Бензапирен СО SO 2 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 . Краткая характеристика основного произв одства ЗАО «Павлодарский НХЗ» Павлодарский НПЗ спроектирован по топливному варианту. В состав завода входят: установки ЛК-6У, КТ-1, установки производства битум ов, серы, замедленного коксования, прокалки кокса, установка производств а водорода. 4.1 Общая характеристика установ ок 4.1.1 Установка ЛК-6У Установка ЛК-6У введена в эксплуатацию в 1978 году, состоит из 4-х c екций: - C -100 -ЭЛОУ-АТ, мощностью 7,5 млн.тн/ год; - С-200 -каталитический риформ инг, мощностью 1 млн. тн/год; - С-300/1 -гидроочистка дизельно го топлива, мощностью 2000 тыс.тн/год; - С-300/2 -гидроочистка керосина , мощностью 600 тыс.тн/год; - С-400 -газофракционирование, мощностью 450 тыс.тн/год. Секция 100. Секция 100, ЭЛОУ-АТ, явл яется головной в комбинированной установке ЛК-6У и предназначена для переработки смеси Западно- Сибирских нефтей. Процесс проводится с помощью физи ко-химических методов: обессоливания, обезвоживания, ректификации, тепл ообмена. Секция 100 состоит из двух блоков: блока ЭЛОУ, предназначенного для электро обессоливания, обезвоживания поступающей на переработку нефти и блока АТ, на котором производится разделение нефти на фракции. В результате технологического процесса получаются отдельные нефтяные фракции, которые являются сырьем последующих секций установки ЛК-6У, а им енно: - фр. НК – 62°С – нестаби льная головка – сырье секции 400, - Фр. 62 – 180°С – прямогонный бензин – сырье секции 200, - Фр.140 – 230°С – керосиновая фракци я – сырье секции 300/2, - фр.230 – 350°С – дизельная фракция – сырье секции 300/1, - фр. выше 350°С – мазут – сырье ваку умных блоков КТ-1, УПБ. Основное оборудование С.100 – блок ЭЛОУ: электродегидраторы; блок АТ: ректифи кационные колонны – К-101-отбензинивающая, К-102-атмосферная, К-103-отпарная, К-104- стабилизационная; трубчатые печи – П-101,101/1,102, теплообменное и насосное обо рудование. Секция 200. Секция 200 установки ЛК-6У – каталитический риформинг, предназначена для получения высокооктано вых компонентов автомобильных бензинов и технического водорода в резу льтате каталитических превращений широкой бензиновой фракции 62-180°С сек ции 100 установки ЛК-6У. Водородсодержащий газ (техническ ий водород) используется далее в процессах гидроочистки топлив. Процесс риформинга осуществляет ся при последовательном прохождении сырья через три реактора, заполнен ных катализатором: Р-202, Р-203 – полиметаллический катализатор RG -482 фирмы «Аксенс», Р-204 – полиметаллический катализатор RG -582 этой же фирмы. Для улучшения качества сырья ката литического риформинга в состав секции 200 включен блок гидроочистки, поз воляющий снижать содержание сернистых, азотистых, кислородсодержащих, металлоорганических и непредельных соединений в сырье. В реакторе пред варительной гидроочистки Р-201 используется катализатор KF -752-3 Q фир мы A кзо-Нобель. Секция 300/1 установки ЛК-6У-гидроочистка дизельного топлива, предназначена для очистки фракции 180-350°С от сернистых, азотистых и других вредных соединений. В процессе гидроочистки, основанном на реакции умеренной гидрогенизац ии, органические соединения серы, кислорода и азота превращаются в прису тствии водорода и катализатора в углеводороды с выделением сероводоро да, воды и аммиака. Готовой продукцией секции являются: -гидроочищенное дизельное топливо; -бензин- отгон, используемый в качестве компонента сырья секции 100, 200; -углеводородный газ используется в качестве топлива. Секция 300/2 – гидроочистка керосина предназначена для очистки прямогонн ой фракции 140-230°С от сернистых, азотистых и других вредных соединений. В процессе гидроочистки соединен ия серы, кислорода и азота превращаются в присутствии водорода и катализ атора в углеводороды с выделением сероводорода воды и аммиака. Готовой продукцией секции являют ся: - гидроочищенная фракц ия 140-230°С; - бензин - отгон, используемый в кач естве компонента сырья секции 100,200; - углеводородный газ используетс я в качестве топлива. - Секция 400 у становки ЛК-6У-установка газофракционирования предельных углеводородо в, предназначена для получения сжиженных углеводородных газов коммуна льно-бытового и технического назначения, сырья для нефтехимических про изводств и компонентов автомобильных бензинов путем переработки неста бильных головок первичной переработки нефти и каталитического риформи нга. Предус мотрено два варианта работы установки: I вариант – получе ние пропановой, изобутановой фракции, фракции нормального бутана, фракц ии С5 и выше; II вариант – получ ение бытового газа, бутана технического, изопентана, фракции С5 и выше. 4.1.2 Установка КТ-1 Установка КТ-1 введена в эксплуатацию в 1983 году. Пред ставляет собой комплекс по глубокой переработке мазута, состоит из след ующих секций: - Секция 001 – вакуумная перегонка мазута, мощность ю 4000 тыс.тн/год; - C екция 100 – гидроочистка вакуумного газойля, мощностью 2400 тыс. тн/год; - Секция 200 – каталитический крекинг, мощностью 2000 т ыс.тн/год; - Секция 300 – абсорбция и газофракционирование, мо щностью 1250 тыс.тн/год. Секция 001 предназначена для переработки мазута методом ректификации под вакуумом с целью получения: - вакуумного дистиллят а-сырья гидроочистки вакуумного газойля (С-100); - гудрона – сырья установки замедленного коксования или блока в исбрекинга; - легкой дизельной фракции– сырь я гидроочистки секции 100; - затемненного продукта-компонен та котельного топлива. Мазут с ЛК-6у поступает на топливную станцию в резервуары Р-3,6, предусмотрена такж е 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 д ля предварительного гидрогенизационного облагораживания сырья катал итического крекинга с целью снижения содержания сернистых, азотистых, к ислородсодержащих, металлоорганических соединений и полициклической ароматики с одновременным снижением его коксуемости, а также очистки га зов раствором моноэтаноламина от сероводорода. Процесс гидроочистки сырья каталитического крекинга осуществляется п о традиционной для всех гидрооч исток технологии и включает: реакторный блок, где осуществляется собственно процесс гидроочистки и отделение гидрогенизата от ц иркулирующего водородсодержащего и углеводородных газов, в качестве к атализаторов гидроочистки используются катализаторы фирмы Грейс-Девисон; отделение ректификации (стабилизации) гидрогенизата, где происходит по следующее разделение гидрогенизата на бензин, дизельное топливо и гидр оочищенный 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 под вергаются циркуляционный водородсодержащий газ, сухой газ каталитичес кого крекинга, жирный газ висбрекинга, пропан-пропиленовая фракция и угл еводородный газ секции-100; блок защелачивания бутан-бутиленовой фракции, где при неработающем реа кторном блоке колонна очистки углеводородного газа висбрекинга исполь зуется 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 техн ологических печей; - сероводород в растворе насыщенн ого МЭА. Основное оборудование секции: реа ктора 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-ком прессорное оборудование. Секция 200, входящая в состав комбинированной устан овки КТ-1, включает в себя реакторный блок каталитического крекинга, блок ректификации и очистки технологического конденсата, воздушную компрес сорную. В основу реакторного блока принят а схема каталитического крекинга по типу установок Г-43-107 с прямоточным ли фт-реактором с псевдосжиженным слоем микросферического катализатора. В качестве катализатора крекинга в настоящее время используется катал изатор «Спектра-985р» (фирмы Грейс Девисон, Германия). Процесс каталитического крекинга гидроочищенного сырья является целе вым в наборе процессов установки КТ-1 и позволяет получать следующие про дукты: - жирный газ и нестабильный бензин, используемые в качестве сырья на секции абсор бции и газофракционирования с цель ю получения пр опан-пропиленовой , бутан-бутиленовой фракции, сух ого 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 ”; - фракци я 270-420° С, используемая в качестве компонента сырья для производства техни ческого углерода или компонент а котельного топлива; - фракци я >420°С, используемая в качестве компонента сырья для производства технич еского углерода, игольчатого кокса или компонента котельного топлива. Разделение данных продуктов крекинга осуществляется по тр адиционной схеме для всех моделей каталитического крекинга и осуществ ляется в ректификационной колонне К-201. Реконструированный в составе секции блок очистки технологического кон денсата позволяет довести до нормы качественный состав конденсата пер ед сбросом его на очистные сооружения завода. Основное оборудова ние секции: реактор Р-201, регенератор Р-202, ректификационная колонна К-201, отпа рная колонна К-202/1,2, десорбер К-203, теплообменное и емкостное оборудование, н асосно-компрессорное оборудование. Секция 300. Секция абсорбции и газофракционирования предназначена для аб сорбции, стабилизации и фракционирования жирного газа и нестабильного бензина, поступающих с секции каталитического крекинга. Секция абсорбции и газофракциони рования состоит из следующих блоков: - блока а бсорбции, где осуществляется деэтанизация и абсорбция жирного газа и не стабильного бензина; процесс абсорбции ведется при пониженных темпера турах с применением водяного и воздушного охлаждения, что обеспечивает извлечение фракции С3 и выше не менее 80% весовых от потенциала; - блока с табилизации и разделения газовой “головки”, где осуществляется стабил изация нестабильного бензина - насыщенного абсорбента блока абсорбции с получением стабильного бензина и “головки” стабилизации, которая раз деляется на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции. Основное оборудование секции: фракционирующий абсорбер К-303, стабилизатор бензина К-304, ректиф икационные колонны К-305,306, теплообменное и емкостное оборудование, насосн о-компрессорное оборудование. 4.1.3 Установка производства би тумов Установка производства битумов введена в эксплу атацию в 1979 году, состоит из блока вакуумной перегонки мазута и битумного блока, мощностью по битуму 500 тыс. тн/год, запроектирована «Ростгипронефте химом». Основное назначение блока вакуумной перегонки мазута - получение гудро на фр.>500° С - сырья для производства битумов методом окисления кислородом воздуха в окислительных колоннах. Боковые погоны фр.< 350° С и фр .350 - 450°С выводятся с установки как компоненты сырья секции гидроочистки ва куумного газойля комплекса КТ-1. Фр.450-500 ° С используется как компонент сырь я установки каталитического крекинга. Смесь указанных фракций и каждая фракция в отдельности может использоваться как компонент котельного т оплива в схеме завода. Для повышения термической стабильности продуктов и улучшения ректифик ации мазута процесс проводится под вакуумом (остаточное давление 35- 100 мм.рт.ст) с подачей перегретого па ра в нижнюю часть вакуумной колонны К-1. Для турбулизации потоков предусм отрена подача пара в сырьевой змеевик. Битумный блок предназначен для получения непоср едственно битумов: строительного, дорожного, кровельного, изоляционног о. В основу технологического процесса положен метод непрерывного прямого окисления гудрона ( фр. > 500°С) в аппаратах колонного типа до заданной марки битума. Реактор-колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппар ат с расширенной верхней частью, оборудованный маточником для подачи во здуха. Маточник предназначен для более равномерного распределения воз духа по сечению колонны и для улучшения контакта с окисляемым сырьем. Расширение верхней части колонны выполнено для уменьшения нагрузки по газам и улучшения сепарации. При продувке воздухом подогретого сырья ки слород окисляет высококипящие фракции, процесс окисления сопровождает ся выделением тепла. Дорожный битум вывозится по железной дороге бункерами и, битумовозами, к ровельный вывозится самовывозом битумовозами, строительный битум зата ривается в мешки бесподдонным методом погрузчиками и отгружаются в ваг оны или вывозятся самовывозом. Технологическое оборудование: Вакуумная колонна-высота 29200мм,17 тарелок, из них 7 клапанных,7 ситчатых, 3 глух их. Окислительные колонны К-2-6 высотой 32426мм. Установка оборудована насосами тип НК-20 шт., поршневыми насосами тип ПДГ-3 шт., поршневые электроприводные тип НР-2шт. Установка оборудована котлом-утилизатором марка Г-345П. 4.1 .4 Установка производст ва серы Установка производства серы, мощностью 20тыс.тн.се ры/год, запроектирована институтом «Гипрогазоочистка» г.Москва и состо ит из двух блоков: блока регенерации водного раствора моноэтаноламина и блока получения серы. Блок регенерации водного раствора моноэтанолами на введен в эксплуатацию в 1978году, блок производства серы - в 1979году. Установка производства серы с блоком регенерации раствора МЭА предназ начена для регенерации водного раствора МЭА и получения элементарной с еры из сероводорода, выделившег ося при регенерации. Регенерация водного раствора МЭА производится кипячением раствора с п омощью «глухого» пара в тарельчатых десорберах. Производительность бл ока 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. Катал итические стадии оборудованы топками, конверторами, конденсаторами-ге нераторами типа Г-420. 4.1.5 Уст ановка замедленно го коксования Установка замедленного коксования типа 21-10/9 предн азначена для получения нефтяного кокса. Мощность по сырью- 600 тыс.тн/год, по коксу 120 тыс.тн/год, введена в эксплуатацию в 1986 году. Кроме кокса на установке вырабатываются: - жирный газ коксования, который используется для топливных нужд завода; - компон ент автомобильного бензина; - легкий и тяжелый газойль коксования вовлекаются как компонент сырья С-100 КТ-1. Сырьем установки служит гудрон фр.>500°С с вакуумных блоков установок КТ-1 или биту мной. В основу технологического процесса получения кокса заложен метод терм ического крекинга гудрона в коксовых камерах Р-1, Р-2, Р-3, Р-4 при температуре 460-490°С с последующей ректификацие й газов коксования в колонне К-1. На установке применяется гидравлическая выгрузка кокса из коксовых ка мер в две стадии: бурение центрального ствола и резка. Схема установки принята двухпоточной по блоку коксовых камер и однопот очной по ректификации, системе обработки и транспорта кокса. Установка р аботает непрерывно по блоку ректификации, заполнение камер коксом и выг рузка кокса из коксовых камер производится периодически. 5 . 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 превышае т 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, получае мая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудня ет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрози ю внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффи циента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (м азутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того , в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря ле гких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фрак ции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С. С целью понижения затрат на переработку нефти, вызван ных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппа ратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обра ботке. Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилиз ацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хра нения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобож дают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осу ществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важн ым моментом является процесс сортировки и смешения нефти. 5.1 Сок ращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизация нефти Потери легких компонентов в основном происходят в резервуарах при так называемых «больших и малых дыханиях» — выброс во здуха, содержащего испарения нефти, при заполнении пустого резервуара и ли незначительные по объему выбросы, вызываемые колебаниями уровня в ре зервуаре и изменениями плотности при перепаде температур. Устранение п отерь дыхания резервуаров осуществляют посредством их герметизации и применения дышащих крышек, дышащих баллонов, и др. Суть применяемых дыша щих аппаратов заключается в их способности изменять объем под давление м 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 дл я сокращений потерь при малых дыханиях резервуаров. Для сокращения поте рь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергаю т стабилизации, т.е. удалению низкомолекулярных углеродов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачива ющих станциях нефтепроводов. 5.2 Сортировка нефти Различные нефти и выделенные из них соответствую щие фракции отличаются друг от друга физико-химическими и товарными сво йствами. Так, бензиновые фракции некоторой нефти характеризуются высок ой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углевод ородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фра кции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые уг леводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальн ейшей технологической переработке нефти имеет серность, масляничность смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслежи вания качественной характеристики нефти в процессе транспортировки, с бора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов н ефти. Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефти в пределах мест орождения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет нефтепро мысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близки е по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешиваю т и направляют на совместную переработку. 5.3 Выбор направления пере работки нефти Выбор направления переработки нефти и ассортиме нта получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойст вами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоя щей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три осно вных варианта переработки нефти: топливный, топливно-масляный, нефтехимический. По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработк и отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Р азличают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой пер еработке нефти стремятся получ ить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летн их дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельног о топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматр ивается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяж елых нефтяных фракций и остатка — гудрона получают высококачественны е легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — ка талитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроо чистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка з аводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококач ественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматриваетс я высокий выход котельного топлива. По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами по лучают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбир ают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом с лучае для выработки высококачественных масел требуется минимальное ко личество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипаю щие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергается очистке избирате льными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смол истых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафин изацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для пон ижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получ ения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистк и и обработки отбеливающими гланами. Таким способом получают дистиллят ные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточ ные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасф альтизации жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деа сфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в б итум или кокс. Нефтехимический вариант переработки нефти по ср авнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом неф техимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологичес ких установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие за воды, строительство которых проводилось в последние два десятилетия, на правлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант пере работки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на кот орых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не то лько проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучу ка, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фено ла, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий. 5.4 Очистка нефти от примес и От основного количества воды и твердых частиц неф ти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогр еве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных устано вках. Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем слу чае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в кот орых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайш их капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидроф ильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречает ся гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию стойкой эмульсии пре дшествуют, понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Т акие слои образуют третьи вещества — эмульгаторы. К гидрофильным эмуль гаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являютс я хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органичес ких кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов ме таллов и т.п., легче смачиваемые нефтью, чем водой. Существуют три метода р азрушения нефтяных эмульсий: механический: отстаивание — применяется к свежи м, легко разрешимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит всле дствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется н агреванием до 120-160°С под давлением 8-15 а.т.м в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды. цен трифугирование — отделение механических примесей нефти под воздейств ием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериям и центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности 15 — 45 м3/ч каждая. химический: разрушение эмульсий достигается пут ем применения поверхностно-активных веществ — деэмульгаторов. Разруш ение достигается а) адсорбционным вытеснением действующего эмуль гатора веществом с большей поверхностной активностью, б) образованием эмульсий противоположного типа в) растворением (разрушением) адсорбционной пленк и в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгаторо м. Химический метод применяется чаще механического , обычно в сочетании с электрическим. электрический: при попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на пол е чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. Устан овки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ — электроочистительные у становки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении 8-10 ат, применяют группами по 6 — 8 шт. с производитель ностью 250 — 500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработ ке. 6 . Принципы первичной переработки нефти Нефть представляет собой сложную смесь парафино вых, нафтеновых и ароматических углеводов, различных по молекулярному в есу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кисл ородные и азотистые органические соединения. Для производства многочи сленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствам и применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичны е методы переработки нефти: к первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортиме нту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов — пере гонка нефти; ко вторичным относят процессы деструктивной пер еработки нефти и очистки нефтепродуктов, предназначенные для изменени я ее химического состава путем термического и каталитического воздейс твия. При помощи этих методов удается получить нефтепр одукты заданного качества и в больших количествах , чем при прямой перегонке нефти. Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением. При перегонке с одн ократным испарением нефть нагревают до определенной температуры и отб ирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многокра тным испарением производится с поэтапным нагреванием нефти, и отбирани ем на каждом этапе фракций нефти с соответствующей температурой перехо да в паровую фазу. Перегонку нефти с постепенным испарением в основном п рименяют в лабораторной практике для получения особо точного разделен ия большого количества фракций. Отличается от других методов перегонки нефти низкой производительностью. Образовавшиеся в процессе перегонки нефти паровая и жидкая фазы подвергают ректификации в колоннах. 6.1 Пе регонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением При перегонке с однократным испарением нефть наг ревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее заданной темпер атуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которы е находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре паро жидкостная 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 эт ом случае одна и та же. Перегонка с многократным испарением состоит из дв ух или более однократных процессов перегонки с повышением рабочей темп ературы на каждом этапе. Если пр и каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изме нение ее фазового состояния, а число однократных испарений бесконечно б ольшое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным испарение м. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испа рением наихудшая по сравнению с перегонкой с многократным и постепенны м испарением. Если для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным и многократным испаре нием , то окажется, что температура начала кипения фракций при однократн ом испарении выше, а конца кипения ниже, чем при многократном испарении . Е сли высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократ ного испарения экономичнее. К тому же при максимально допустимой темпер атуре нагрева нефти 350 — 370°С (при более высокой температуре начинается ра зложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по ср авнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти ф ракций, выкипающих выше 350 — 370°С, применяют вакуум или водяной пар. Исполь зование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать вы сокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и эк ономичного расходования топлива на нагрев сырья. 6.2 Устройство и действие р ектификационных колонн, их типы Ректификация простых и сложных смесей осуществл яется в колоннах периодического или непрерывного действия. Колонны пер иодического действия применяют на установках малой производительност и при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости ра зделения. Классическая схема установки Сырье поступает в перегонный куб на высоту около 2/3 его диаметра, где происходит подогрев глухим паром. В первый период рабо ты ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент сме си, например бензольную головку, затем, повышая температуру перегонки, компоненты с более высокой темп ературой кипения (бензол, толуол и т.д.). Наиболее высококипящие компонент ы смеси остаются в кубе, образовывая кубовый остаток. По окончанию проце сса ректификации этот остаток охлаждают и откачивают. Куб вновь заполня ется сырьем и ректификацию возобновляют. Периодичностью процесса обус ловлены больший расход тепла и меньшая производительность установки. Установка непрерывного действия лишена многих у казанных недостатков. Принципиальная схема установки. Сырье через теплообменник поступает в подогреватель и далее на разные уровни ректификационной колонны . Нижни е фракции разогревают в кипятильнике и сбрасывают обратно в ректификационную колонну. При этом са мая тяжелая часть выводится из кипятильника в низ ко лонны и вместе с жидким осадком на дал ьнейшую переработку тяжелых фракций. А легкие фракции с верху в конденсатор-холодильник , и да лее из аккумулятора частично на зад в колонну для орошения, а частично — в дальнейшую переработку легки х фракций. В зависимости от числа получаемых продуктов различают просты е и слож ные ректификационные колонны. В первых при ректификации получают два прод укта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены для получения тр ех и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединенн ые простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в нее смесь на два компонента. В каждой простой колонне имеются отгонная и концентрационная секции. Отгонная, и ли отпарная, секция расположена ниже ввода сырья. Тарелка, на которую под ается сырье для разделения, называется тарелкой питания. Целевым продук том отгонной секции является жидкий остаток. Концентрационная, или укре пляющая, секция расположена над тарелкой питания. Целевым продуктом это й секции являются пары ректификата. Для нормальной работы ректификацио нной колоны обязательны подача орошения наверх концентрационной секци и колонны и ввод тепла (через кипятильник) или острого водяного пара в отг онную секцию. В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректи фикационные колонны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные и др. В зависимости от давления они делятся на ректификационные колонны высок ого давления, атмосферные и вакуумные. Первые применяют в процессах стаб илизации нефти и бензина, газофракционирования на установках крекинга и гидрогенизации. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в ос новном применяют при перегонк е нефти, остаточных нефтепродукт ов и дистилляторо в. Для равномерного распределения паров и жидкост и в насадочных колоннах в качест ве насадки применяют шары, призм ы, пирамиды, цилиндры из различных материалов (обычно из прессованной уг ольной пыли) с наружным диаметром от 6 до 70 мм и отношением площади поверхности к объему от 500. Насадку помещ ают насыпом на специальные тарелки с отверстиями для прохождения паров и стекания флегмы. Целью применения насадки является повышение площади соприкосновения флегмы и паров для взаимного обогащения. Для правильной работы насадочной коло нны очень важно равномерное распределение стекающей флегмы и паров по в сему поперечному сечению колонны. Этому благоприятствует однородность тела насадки, максимально возможная скорость восходящего потока паров, равномерно распределенные слои насадки и строгая вертикальность колон ны. На практике достигнутое вначале равномерное распределение паров и ф легмы нарушается, т. к. пар стремится оттеснить жидкость к стенкам колонн ы и перемещаться через центр насадки. В связи с этим насадка и разбиваетс я на несколько слоев, а тарелки, на которых размещается насадка, имеют спе циальную конструкцию, позволяющую снова равномерно перераспределять п отоки после каждого слоя насадки. Эффективность использования насадоч ных колонн очень высока но есть и неудобства: насадку периодически приходится изымать из кол оны с целью очищения от смолистых частиц со временем покрывающих насадк у и ухудшающих ее смачиваемость, к тому же применение насадочных колонн выдвигает очень жесткое требование выдержки определенного давления па ра и количества поступающей флегмы. В случае падения давления пара в кол онне происходит ускорение стекания флегмы и резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости. В случае превышения давления пара заме дляется стекание флегмы, что приводит к ее скоплению в верхних слоях нас адки и запиранию паров в нижней части колонны («захлебыванию» колонны). Э то приводит к еще большему повышению давления пара в нижней части колонн ы, и, в критический момент, прорыв пара сквозь флегму в верхнюю часть колон ны. Следствием «захлебывания» колонны также является резкое уменьшени е площади соприкосновения пара и жидкости. В тарельчатых колоннах для повышения площади соприкоснов ения потоков пара и флегмы применяют вместо насадки большое число тарел ок специальной конструкции. Флегма стекает с тарелки на тарелку по спускным трубам, причем пере городки поддерживают постоянн ый уровень слоя жидкости на тарелке. Этот уровень позволяет постоянно де ржать края колпаков погруженными во флегму. Перегородки пропускают для стока на следующую тарелку лишь избыток поступающей флегмы. Принципом д ействия тарельчатой колонны является взаимное обогащени е паров и флегмы за счет прохождения под да влением паров снизу вверх сквозь слой флегмы на каждой тарелке. За счет т ого, что пар проходит флегму в виде мельчайших пузырьков площадь соприко сновения пара и жидкости очень высока. Конструкции тарелок разнообразн ы. Применяют сетчатые, решетчатые, каскадные, клапанные, инжекционные и к омбинированные тарелки. Конструкцию тарелок выбирают исходя из конкре тных технологических требований (степень четкости разделения фракций, требование к интенсивности работы, необходимость изменения внутренней конструкции колонны, частота профилактических и ремонтных работ и др.) В некоторых процессах переработки нефти (например переработка с попутны м отделением воды (паров), переработка с предварительным отделением тяже лейших фракций нефти) применяют роторные колонны с высокой производительностью. Тарелки такой колонны представляют собой конические щитки с углом наклона 40°, с чередованием т арелок закрепленных к стенкам колонны и тарелок закрепленных к централ ьному вращающемуся валу. Таким образом вращающиеся тарелки чередуются с неподвижными. Вращение тарелок происходит от привода со скоростью 240 об/мин. Флегма спускается св ерху по неподвижной тарелке и у центра переливается на нижележащую вращ ающуюся тарелку. Под влиянием центробежной силы флегма перемещается по вращающейся тарелке вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пл енки переходит на стенки корпуса колонны и дальше — на низлежащую тарел ку. Далее процесс повторяется. Пары движутся сквозь флегму противотоком . К тому же большое количество флегмы постоянно находится во взвешенном состоянии, что приводит к высокой испаряемости самой флегмы. Расстояние между тарелками всего 8 – 10 мм, что п озволяет строить очень компактную колонну с высоким (свыше 85%) КПД. В колон ну вводится подогретое сырье, необходимая температура которого поддер живается нагревателем . Указанная конструкция очень удобна в использов ании, практически не требует ремонта и профилактических работ, долговеч на и не столь чувствительна к изменениям температур и давления исходных компонентов. 6.3 Комплексы ректификаци онных колонн, виды их подключения В промышленности наиболее часто применяются сло жные установки ректификационных колонн, комбинирующих разные виды кол онн и разные типы их подключения. Это позволяет корректировать технолог ический процесс для разных условий переработки нефти и получения необх одимых дистиллятов. В зависимости от направления переработки нефти в пр оцессе ректификации могут участвовать разные установки ректификацион ных колонн. Достигается это сменой потоков сырья и промежуточных продук тов, что требует высокой магистральности сообщений коллон и установок и возможности компактного и ресурсосберегающего перенаправления поток ов. Подключение колонн возможно: последовательное, где с каждой последующей колон ы снимают более тяжелый продукт, который одновременно служит флегмой дл я предыдущей колонны навесной, где к основной колонне пристроены вспом огательные, куда поступают дистилляторы отобранные с разных уровней ос новной колонны и проходят дополнительную очистку. Остаток вспомогател ьных колонн сбрасывают назад в основную. Возможно взаимное подключение вспомогательных колонн, использование выходного продукта одной вспомо гательной колонны (ниже расположенной по циклу) в качестве флегмы для др угой (выше расположенной по циклу) и др. Вспомогательные колонны могут та кже иметь различную конструкцию — использовать различный тип тарелок, различные нагревательные агенты, технологические условия (давление, те мпературный режим) и др.; и размещение — объединяться конструктивно в од ну, надстраиваться над основной, располагаться вокруг основной колонны, помещ аться внутри основной колонны; с комбинированием последовательных и навесных подключений . 6.4 Промышленные установк и по первичной переработке нефти Процесс первичной переработки нефти (прямой пере гонки), с целью получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения без термического распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме. Трубча тые установки отличаются более низкой достаточной температурой перего няемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на совреме нном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех н ефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефте продуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинг а, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.). В зависимост и от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразд еляются на атмосферные (АТ). Вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ). По ч ислу ступеней испарения (количеству ректификационных колон) различают трубчатые установки однократного испарения — на одной ректификацио нной колонне получает все дистилляты — от бензина до вязкого цилиндров ого. Остатком перегонки является гудрон. двукратного испарения — сначала при атмосферном давлении нефть перег оняется до мазута, который потом перегоняется в вакууме до получения в о статке гудрона. Эти процессы идут в двух колоннах. трехкратного испарения — используются две атмо сферные колонны и одна вакуумная. В первой колоне из нефти отбирают толь ко бензин, во второй — отбензиненая нефть перегоняется до мазута, в трет ь ей — мазут до гудрона. четырехкратного испарения — установка с доиспа рительной вакуумной колонной для гудрона в концевой части. Широкое расп ространение нашла комбинация ЭЛОУ-АВТ-комплекс вторичной переработки. Технологическая схема комб инированной установки ЭЛОУ-АВТ Подогретая в теплообменниках нефть с температурой 120— 140°С поступает в комплекс д егидраторов , где подвергается термохимическому и электрообезвоживани ю и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовле нная таким образом нефть снова дополнительно подогревается в теплообм енниках и с температурой 220°С поступает в колонну . Сверху этой колонны от бирается фракция легкого бензина и выводится через теплообменник и сеп аратор , откуда частично изымается для орошения колонны. Остаток снизу к олонны подается в печь , где нагревается до 330°С, и поступает в качестве доп олнительной горячей струи в колонну. Сверху колонны отбирается тяжелый бензин и выводится через теплообменник и газосепаратор , частично возвр ащаясь в качестве оросителя назад в колонну. Сбоку колонны отбираются промежуточные фракции, для чег о служат корректоры температуры и отпарные колонны , где отбираются фрак ции 140-240°С, 240-300°С, 300-350°С. Мазут снизу колонны подается в печь, где нагревается до температуры 420°С, и поступ ает в вакуумную колонну , работающую при остаточном давлении 40 мм рт. ст. Водяные пары, газообразные продук ты разложения и легкие пары сверху колонны поступают в барометрический конденсатор, несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором. Сбоку колонны отбирают боковые продукты вакуумной колонны, остаток снизу — г удрон. Бензины , получаемые в коло ннах , поступаю т в стабилизатор. Газ из газосеп араторов подается в абсорбер, ор ошаемый стабильным бензином из колонны А получаемый сверху колонны сухой газ сбрасывается к форсункам печей. Заключение Компоненты, полученные после первичной перерабо тки , обычно не используются как г отовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформи нг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получе ние невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее т очными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракц ии после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующи х и других установках . С писок ис пользованной литературы 1. Коршак А.А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайн полиграфсервис», 2004 2. Шаммазов А. М. «История нефтегазового дела», Москва «Химия», 2001 3. Современный справочник по нефт яным топливам и технологиям их производства. М.И. Руста мов, А.С. Гайсин, Д. Н. Мамедов, Фонд «Химик», 2005 4. http://www.aboutcompany.ru/company/pavlodarskiy_neftepererabativayuschiy_zavod.html 5. http://www.pnhz.kz
1Архитектура и строительство
2Астрономия, авиация, космонавтика
 
3Безопасность жизнедеятельности
4Биология
 
5Военная кафедра, гражданская оборона
 
6География, экономическая география
7Геология и геодезия
8Государственное регулирование и налоги
 
9Естествознание
 
10Журналистика
 
11Законодательство и право
12Адвокатура
13Административное право
14Арбитражное процессуальное право
15Банковское право
16Государство и право
17Гражданское право и процесс
18Жилищное право
19Законодательство зарубежных стран
20Земельное право
21Конституционное право
22Конституционное право зарубежных стран
23Международное право
24Муниципальное право
25Налоговое право
26Римское право
27Семейное право
28Таможенное право
29Трудовое право
30Уголовное право и процесс
31Финансовое право
32Хозяйственное право
33Экологическое право
34Юриспруденция
 
35Иностранные языки
36Информатика, информационные технологии
37Базы данных
38Компьютерные сети
39Программирование
40Искусство и культура
41Краеведение
42Культурология
43Музыка
44История
45Биографии
46Историческая личность
47Литература
 
48Маркетинг и реклама
49Математика
50Медицина и здоровье
51Менеджмент
52Антикризисное управление
53Делопроизводство и документооборот
54Логистика
 
55Педагогика
56Политология
57Правоохранительные органы
58Криминалистика и криминология
59Прочее
60Психология
61Юридическая психология
 
62Радиоэлектроника
63Религия
 
64Сельское хозяйство и землепользование
65Социология
66Страхование
 
67Технологии
68Материаловедение
69Машиностроение
70Металлургия
71Транспорт
72Туризм
 
73Физика
74Физкультура и спорт
75Философия
 
76Химия
 
77Экология, охрана природы
78Экономика и финансы
79Анализ хозяйственной деятельности
80Банковское дело и кредитование
81Биржевое дело
82Бухгалтерский учет и аудит
83История экономических учений
84Международные отношения
85Предпринимательство, бизнес, микроэкономика
86Финансы
87Ценные бумаги и фондовый рынок
88Экономика предприятия
89Экономико-математическое моделирование
90Экономическая теория

 Анекдоты - это почти как рефераты, только короткие и смешные Следующий
Богатыми "вдруг" - не становятся, "вдруг" становятся только бедными.
Anekdot.ru

Узнайте стоимость курсовой, диплома, реферата на заказ.

Банк рефератов - РефератБанк.ру
© РефератБанк, 2002 - 2016
Рейтинг@Mail.ru