Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 31
На ОАО «Сургутнефтегаз»
производят
дорожный битум,
дизельное
топливо и бензиновую
фракцию. Все
эти производства
на сегодняшний
день нашли
своего потребителя.
Битум – нужен
г. Сургуту и
близлежащим
городам для
строительства
дорого. Дизельное
топливо в основном
предназначается
для транспортных
нужд предприятия.
Бензиновую
фракцию используют
для промывки
нефтяных скважин
и нефтепроводов.
В последнее
время возникли
трудности с
технологическими
печами, которые
предназначаются
для нагрева
нефти и мазута.
Печь претерпевали
серьезные
аварии и в последнее
время часто
выходят из
строя, прерывая
технологический
процесс, что
сказывается
на объемах
производимой
продукции. В
связи с этим
необходимо
реконструировать
трубчатые печи.
Сырьем для
рассматриваемого
технологического
процесса является
нефть Лянторского
месторождения.
Основными
физико-химическими
показателями
для нефтей
являются: содержание
хлористых
солей (100 мг/дм3); плотность
нефти (0,894 кг/м3
- тяжелая); содержание
общей серы
(0,99 % - сернистые); содержание
базовых масел
(15% - на нефть); содержание
парафинистых
углеводородов
(2,4 %); индекс
вязкости (79 –
И2).
При повышении
содержания
хлористых солей
повышается
коррозия аппаратуры,
особенно в
сочетании с
сероводородом.
Приходится
производить
промывку водой
для понижения
содержания
хлористых
солей.
Сернистые
соединения
при перегонке
достаточно
хорошо переходят
в бензиновую
фракцию, где
в дальнейшем
они мешают
процессам
риформинга,
поэтому приходится
производить
мероприятия
по понижению
содержания
серы.
Плотность нефти
влияет на выход
тяжелых фракций,
к примеру для
получения
битума благоприятны
тяжелые нефти,
где выход мазута
составляет
более 30 %.
Содержание
базовых масел
может определить
направление
использования
нефтей в области
получения
моторных масел.
Сыре используемое
на ОАО «Сургутнефтегаз»
удовлетворяет
требованиям
для плучения
дорожного
битума.
Нефть из трубопровода
"Лянторское
месторождение
- ЦКПН" под давлением
3,0 - 4,0 кг/см2
поступает в
сырьевую емкость
Е-1, через
Из емкости Е-1
насосом Н-1
нефть подается
в трубное
пространство
теплообменника
Т-1/3, где нагревается
за счет тепла
откачиваемых
дизельного
топлива.
В приемный
трубопровод
из сети производственного
водоснабжения
подается промывная
вода, а также
деэмульгатор.
Расход воды
на промывку
нефти регулируется
клапаном регулятором
расхода.
Предварительно
нагретая нефть
после теплообменника
Т-1/3, поступает
в трубный пучек
теплообменника
Т-1/7. Нагретая
до 90-120 С
за счет тепла
гудрона нефть
из теплообменника
Т-1/7 подается
в междуэлектродное
пространство
электродегидратора
Э-1.
Электродегидратор
Э-1 работает
под давлением
нефти, в случаях
снижения уровня
нефти и образования
"газовой подушки"
срабатывает
блокировка,
отключающая
подачу напряжения
на электроды
дегидратора.
В зависимости
от содержания
воды в нефти
и стойкости
эмульсии напряжение
на электроды
может подаваться
16, 5, 22 или 36 кВ. Насыщенная
вода - "солевой
раствор" - с
низа электродегидратора
через клапан-регулятор
уровня раздела
фаз "нефть-вода"
выводится в
емкость.
Обессоленная
нефть выходит
сверху электродегидратора
Э-1 и разделяется
на два потока.
Первый, меньший
поток нефти,
проходит
последовательно
через трубное
пространство
теплообменника
Т-1/5 и нагревается
за счет тепла
циркуляционного
орошения колонны
К-3 до 130-160 С.
Второй поток
нефти последовательно
проходит через
трубное пространство
теплообменников
Т-1/9, где нагревается
за счет тепла
вакуумного
газойля до
180-200 С. .
После теплообменника
Т-1/5, Т-1/9 оба потока
обессоленной
нефти объединяются
в общий поток
нефти, который
поступает в
трубное пространство
теплообменника
Т-1/1, где нагревается
за счет тепла
гудрона до
190-210 С.
После теплообменников
Т-1/1 нефть подается
в нагревательные
печи П-1, П-3.
Нагрев нефти
в печах осуществляется
в змеевиках
камер конвекции
дымовыми газами
и в камерах
радиации за
счет лучистого
тепла при сжигании
топливного
газа. В камере
радиации печи
П-1 размещен
также змеевик
для нагрева
мазута, а в камере
конвекции печи
П-3 расположен
пароперегреватель
для получения
водяного пара.
Нагретая в
печах до 360-375 С
нефть объединяется
в общий поток
и направляется
на 4-ю тарелку
атмосферной
колонны К-3.
Всего в колонне
имеется 23 клапанных
тарелок, из них
в укрепляющей
части 19 и отгонной
4 тарелки.
Сверху колонны
К-3 пары бензина,
водяные пары
и углеводородный
газ с температурой
до 150 С
поступают в
конденсаторы
воздушного
охлаждения
и доохлаждаются
в водяном
холодильнике
Х-1 до температуры
не выше 80 С
и в виде газожидкостной
смеси собираются
в емкость Е-2.
В емкости Е-2
происходит
разделение
смеси на бензин,
углеводородный
газ и воду.
Углеводородный
газ сверху
емкости Е-2
выводится на
дожиг в печи
П-2.
Вода с низа
емкости Е-2
через клапан-регулятор
уровня раздела
фаз "бензин-вода"
сбрасывается
в емкость
промстоковю.
Часть бензиновой
фракции из
емкостей Е-2
насосом возвращается
на 21-ю тарелку
колонны в качестве
острого орошения.
С 13-й тарелки
атмосферной
колонны К-3
отбирается
дизельное
топливо, которое
насосом с
температурой
180 С подается
в межтрубное
пространство
теплообменников
Т-1/3, где отдает
тепло сырой
нефти, доохлаждается
до температуры
не выше 70 С
в водяном
холодильнике
Х-3 и направляется
в емкости хранения
дизельного
топлива Е-10.
Качество дизельного
топлива обеспечивается
циркуляционным
орошением.
Циркуляционное
орошение с 11-й
тарелки колонны
К-3 забирается
насосом, прокачивается
через теплообменник
Т-1/5, где отдает
тепло первому
потоку обессоленной
нефти и с температурой
135-145 С
возвращается
в колонну на
12-ю тарелку.
Для обеспечения
требуемого
качества мазута
по содержанию
фракции до 360
С с тарелки
"4а" атмосферной
колонны К-3
выводится
атмосферный
газойль, который
поступает в
отпарную колонну
К-4 с температурой
285-295 С.
С низа отпарной
колонны атмосферный
газойль насосом
подается в
теплообменник
Т-1/3, где отдает
тепло сырой
нефти, далее
смесь доохлаждается
в водяном
холодильнике
Х-4 и с температурой
не выше 90 С
направляется
в емкости хранения
Е-12.
Мазут с низа
атмосферной
колонны К-3 с
температурой
350 С насосом
подается для
нагрева в мазутный
змеевик печи
П-1.
Нагретый до
390-405 С мазут
из печи П-1
поступает на
вторую тарелку
вакуумной
колонны К-5.
Вакуумная
колонна оборудована
12-ю клапанными
тарелками, в
том числе в
отгонной части
две тарелки.
Сверху вакуумной
колонны газы
разложения
и пары углеводородов
с температурой
190-200 С поступает
в водяной конденсатор
КВ-1. Сконденсировавший
нефтепродукт
из КВ-1 стекает
в барометрическую
емкость, а
несконденсированные
газы отсасываются
двухступенчатым
пароэжекторным
насосом.
Конденсат из
промежуточных
поверхностных
конденсаторов
пароэжекторного
насоса сливается
в барометрическую
емкость БЕ-1,а
несконденсированные
газы выбрасываются
в печи П-2 для
дожига.
С 8-ой тарелки
вакуумный
газойль с
температурой
280 С отбирается
насосом и
прокачивается
через теплообменник
Т-1/9 где отдает
тепло второму
потоку обессоленной
нефти. После
Т-1/9 часть вакуумного
газойля температурой
160-170 С
возвращается
через холодильник
воздушного
охлаждения
ВХК-4 на верхнюю
тарелку колонны
К-5 в качестве
циркуляционного
орошения, а
избыток газойля
выводится в
емкости и в
последствии
в обратный
нефтепровод.
Гудрон с температурой
360-400 С с
низа колонны
К-5 насосом
прокачивается
через теплообменник
Т-1/1, где отдает
тепло сырой
нефти и с температурой
150-180 С
направляется
по "жесткой"
схеме в окислительную
колонну К-1.
Часть гудрона
после теплообменника
Т-1/1 с температурой
240-255 С
возвращается
в низ вакуумной
колонны для
снижения температуры.
Окислительная
колонна К-1
представляет
собой пустотелый
вертикальный
аппарат. Вход
гудрона в колонну
осуществляется
ниже рабочего
уровня битума
в колонне. После
указанного
клапана-регулятора
смонтирован
клапан-отсекатель
прекращающий
подачу воздуха
в колонну при
срабатывании
блокировки
по одному из
параметров:
повышение
содержания
свободного
кислорода в
газах окисления
более 4%, повышение
температуры
битума внизу
колонны выше
275 С, понижение
уровня в колонне
ниже 10%.
Газы окисления
сверху окислительной
колонны К-1
выводятся в
газосепаратор
ГС-1, где происходит
отделение
газовой фазы
от жидкости.
Из сепаратора
ГС-1 газы окисления
поступают на
дожиг в печи
П-2, а жидкая
фаза -"черный
соляр", в ГС-1
выводится в
дренажную
емкость Е-13.
Битум с низа
колонны К-1 с
температурой
до 260 С
насосом откачивается
в емкости готового
битума Е-15.
Дорожный битум
из емкостей
Е-15 отгружается
потребителю
наливом в
автоцистерны.
Бензин из емкостей
Е-11 насосами
подается на
наливную эстакаду
для налива в
автоцистерны.
Дизельное
топливо подается
к наливным
стоякам, через
счетчики.
Произведен
расчет вертикально
трубчатой печи
беспламенного
горения с излучающими
стенками топки.
Выбран тип
панельных
горелок ГБП2а-60
производительность
60000 ккал/час.
Экономический
эффект проекта
достигается
за счет: сокращение
затрат на топливо; сокращение
штрафов за
выбросы. Указывается
центр тяжести
проекта и
заключается
в том, что в место
2-х физически
и морально
устаревших
трубчатых
печей сооружается
новая современная
трубчатая
печь, которая
позволяет: повысить
теплотехнические
показатели
процесса; снизить
расход топлива
за счет установки
более совершенных
горелок и
конструкции
печи; снизит
температуру
пламени и дымовых
газов, в результате
чего сокращение
выбросов NO2
и других веществ.
Кроме того
оптимальный
нагрев позволяет
оптимизировать
работу колонны.
Ассортимент
продукции не
меняется, но
улучшается
качество битума. Я не
могу не согласится
с мнением рецензента
на стр. 123 и 125 приведена
калькуляции
себестоимости
и сделаны выводы
о экономическом
эффекте проекта. На стр.
124 расчитана
экономия средств
на штрафах и
сокращение
затрат на топливный
газ.
Содержание
стр.
2
Введение 3
Заключение 139
Список
сокращений 140
Список
использованных
источников 140
Проект реконструкции
цеха первичной
переработки
нефти и получения
битума на ОАО
«Сургутнефтегаз».
Стр. 139, Рис. 46, Табл.
35, Черт. 4
Реконструкция,
нефть, бензин,
соляр, керосин,
биткм, технлоогическая
схема, трубчатая
печь, теплообмен,
ректификация,
автоматизация,
экономический
эффект.
Обоснована
реконструкция
цеха, в связи
с необходимостью
замены трубчатых
печей П-1 и П-3
на одну более
производительную.
Выполнены
расчеты:
материальных
потоков;
тепловых и
материальных
балансов;
расчет трубчатой
печи;
потбор измерительных
приборов и
схем автоматизации;
эколго-экономического
эффекта.
Приведены
рекомендации,
для дальнейшей
стабильной
работы установки.
Сказал мне,
вылив грязь
из сапога:
"Послал же
бог на голову
нам олухов!
Откуда нефть
– когда кругом
тайга? И
деньга вам
отпущены - на
тыщи те
Построить
детский сад
на берегу: Вы
ничего в Тюмени
не отыщите –
В болото
вы вгоняете
деньгу"
В. Высоцкий
Значение нефти
и газа для
энергетики,
транспорта,
обороны страны,
для разнообразных
отраслей
промышленности
и для удовлетворения
бытовых нужд
населения в
наш век исключительно
велико. Нефть
и газ играют
решающую роль
в развитии
экономики любой
страны. Природный
газ—очень
удобное для
транспортировки
по трубопроводам
и сжигания,
дешевое энергетическое
и бытовое
топливо. Из
нефти вырабатываются
все виды жидкого
топлива: бензины,
керосины, реактивные
и дизельные
сорта горючего—
для двигателей
внутреннего
сгорания, мазуты
— для газовых
турбин и котельных
установок. Из
более высококипящих
фракций нефти
вырабатывается
огромный ассортимент
смазочных и
специальных
масел и консистентных
смазок. Из нефти
вырабатываются
также парафин,
сажа для резиновой
промышленности,
нефтяной кокс,
многочисленные
марки битумов
для дорожного
строительства
и многие другие
товарные продукты.
Вторичная
переработка
нефтяного и
газового сырья
получила ныне
название
нефтехимического
синтеза. Уже
в настоящее
время 25% мировой
химической
продукции
выпускается
на основе нефти
и углеводородных
газов. Ближайшие
перспективы
развития
нефтехимической
промышленности
исключительно
благоприятны
как по масштабам
производства,
так и по безграничному
разнообразию
промежуточных
и конечных
продуктов
синтеза.
К нефтехимической
продукции
относятся:
пластические
массы, синтетические
каучуки и смолы,
синтетические
волокна, синтетические
моющие средства
и поверхностно-активные
вещества, некоторые
химические
удобрения,
присадки к
топливам и
маслам, синтетические
смазочные
масла, белково-витаминные
концентраты,
многочисленные
индивидуальные
органические
вещества: спирты,
кислоты, альдегиды,
кетоны, хлорпроизводные
эфиры, гликоли,
полигликоли,
глицерин и
другие, применяющиеся
в промышленности,
сельском хозяйстве,
медицине и в
быту.
Все вышесказанное
в полной мере
относится к
проблемам
переработки
нефти в северных
районах России.
Одним из
нефтеперерабатывающих
районов является
сургутский
нефтеносный
район, представляющий
из себя крупное
подземное
поднятие со
сводами и впадинами,
окружающих
его. Около 30 000
квадратных
километров
приходится
на Сургутский
свод. На сегодняшний
день там разрабатывается
более десятка
месторождений:
Карьунское
, Быстринское,
Лянторское,
Федеровское,
Камарьинское,
Солкинское,
Западно-Солкинское,
Вачемское и
другие.
Цех (установка)
первичной
переработки
нефти и получения
битума (ЦППНиПБ)
[1] был заложен
в 1981 году в 40 километрах
северо-западнее
от г. Сургута
и предназначался
для получения
дорожного
битума. В 1987 году
установка
претерпела
реконструкцию,
так как по
выполненному
проекту (ВНИПИНефтепромхим
г. Казань) на
установке были
установлены
ректификационные
колонны: для
атмосферной
перегонки с
19-ю тарелками
(диаметр 1,0 м)
и вакуумной
перегонки –
с 15-ю тарелками
(диаметр 1,0 м),
что не обеспечивало
получения
продуктов
заданного
качества.
В 1991 г. БашНИИ НП
|