Работа испытательного цеха "Центральная заводская лаборатория"

ПЛАНИРУЕМЫЕ НЕФТЕПРОДУКТЫ

1 Бензол

2 Параксилол

1. Основное оборудование и производительность

Установка ЭЛОУ-АТ-2

Установка ЭЛОУ-АВТ-3

Установка каталитического риформинга ЛГ-35-11/300-95

Установка замедленного коксования (УЗК)

Установка прокалки нефтяного кокса (УПНК)

Установка гидроочистки и изомеризации бензина

Установка гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива

Установка производства и очистки водорода (УПОВ)

Установка производства серы с блоком кристаллизации (УПС)

Установка производства технического азота (УПТА)

Установка газо-реагентного хозяйства (УГРХ)

Установка биологической очистки сточных вод

Общая факельная система и факельная система кислых газов

Установка градирня оборотного водоснабжения

1.1 Технологическая схема комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ

Подогретая в теплообменниках нефть с температурой 120--140°С поступает в комплекс дегидраторов , где подвергается термохимическому и электрообезвоживанию и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная таким образом нефть снова дополнительно подогревается в теплообменниках и с температурой 220°С поступает в колонну . Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина и выводится через теплообменник и сепаратор , откуда частично изымается для орошения колонны. Остаток снизу колонны подается в печь , где нагревается до 330°С, и поступает в качестве дополнительной горячей струи в колонну. Сверху колонны отбирается тяжелый бензин и выводится через теплообменник и газосепаратор , частично возвращаясь в качестве оросителя назад в колонну. Сбоку колонны отбираются промежуточные фракции, для чего служат корректоры температуры и отпарные колонны , где отбираются фракции 140-240°С, 240-300°С, 300-350°С. Мазут снизу колонны подается в печь, где нагревается до температуры 420°С, и поступает в вакуумную колонну , работающую при остаточном давлении 40 мм рт. ст. Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары сверху колонны поступают в барометрический конденсатор, несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором. Сбоку колонны отбирают боковые продукты вакуумной колонны, остаток снизу -- гудрон. Бензины, получаемые в колоннах, поступают в стабилизатор. Газ из газосепараторов подается в абсорбер, орошаемый стабильным бензином из колонны А получаемый сверху колонны сухой газ сбрасывается к форсункам печей.

1.2 Установка ЭЛОУ-АТ-2

Установка спроектирована американской фирмой "Баджер и сыновья" и пущена в эксплуатацию в ноябре 1945 года как комбинированная с блоком термического крекинга. В 1970 году в целях улучшения подготовки перерабатываемых нефтей и ловушечного продукта, дополнительно к имеющейся мощности по обессоливанию "Петрико" введен в эксплуатацию блок ЭЛОУ 10/6. Новые мощности по электрообессоливанию, в двух сферических электродегидраторах Э-1, Э-2 объемом 600 м³ каждый, способствовали улучшению качества подготовки нефти, а также увеличению производительности на блоке прямой гонки. В 1986 году из-за большого физического и морального износа блок термического крекирования был выведен из эксплуатации. Секция АТ-2 предназначена для разделения обессоленной и обезвоженной нефти на отдельные фракции, путем ее нагревания, испарения, фракционирования и конденсации паров дистиллятов.

В 2006 году проведена реконструкция установки с целью переработки 1,0 млн. тонн тенгизской нефти и приведения установки в соответствие с общими правилами безопасности (ВУПП-88). В результате реконструкции мощность установки ЭЛОУ-АТ-2 доведена до 2,0 млн. тонн переработки нефти в год. После реконструкции функция контроля и управления технологического режима осуществляется Распределенной Системой Управления Центум - 3000 (Япония).

На установке АТ получают из нефти следующую продукцию:

* прямогонный бензин;

* компонент дизельного топлива;

* мазут;

* углеводородный газ.

1.3 Установка ЭЛОУ-АВТ-3

Установка атмосферной переработки нефти и вакуумной перегонки мазута введена в эксплуатацию в 1969 году. Генеральный проектировщик - институт "Азгипронефтехим", г. Баку. Установка предназначена для подготовки и переработки 3,0 млн. тонн в год сырой мангышлакской нефти в смеси с мартышинской. Дополнительно на установке проведены следующие виды реконструкции:

В 1994 году введена технология химико-технологической защиты от коррозии, разработанной ИПНХП АН РБ (ранее БашНИИ НП, г. Уфа).

Усовершенствована схема теплообменных потоков.

В 1995 году введена технология производства топлива для реактивных двигателей марки ТС-1, разработанной ИПНХП АН РБ (г. Уфа).

В 1997 году произведена замена основной ректификационной колонны К-2 с усовершенствованной технологией перегонки нефти и оснащенной современной высокоэффективной конструкцией трапециевидно-клапанных ректификационных тарелок. Разработчик технического проекта - "ВНИИнефтемаш" (г. Москва) по исходным данным ИПНХП АН РБ (г. Уфа). Колонна изготовлена на АО "Пензхиммаш".

Модернизирована работа узлов конденсатно-холодильного оборудования.

В 2009 году в целях оптимизации управления технологического режима установки ЭЛОУ-АВТ-3, внедрена система микропроцессорного регулирования посредством программного обеспечения "CENTUM CS-3000" позволяющая оперативно отслеживать все изменения в работе технологического оборудования и производить корректировку.

В рамках реконструкции вакуумного блока установки ЭЛОУ АВТ-3 с целью увеличения объема выработки вакуумного газойля, в 2010 году произведена замена физически и морально - изношенной технологической печи П-1 на новую двухсекционную печь с возможностью эксплуатации на 100 % газовом топливе, что соответствует нормативным требованиям по экологии. Продолжены работы по замене вакуумной печи П-2, реконструкции блока вакуумной разгонки мазута, в том числе: оснащение блока современной вакуумсоздающей системой с использованием в качестве рабочего агента циркулирующего газойля с температурой выкипания до 360°С с целью исключения сброса с вакуум-блока в производственные стоки загрязненного нефтепродуктами - пароконденсата.

Установка выпускает следующие виды нефтепродуктов:

- автокомпонент;

- уайт-спирит;

- реактивное топливо;

- дизельное топливо;

- мазут;

- вакуумный газойль;

- гудрон.

1.4 Метод определения фракционного состава нефти

Нефть и ее продукты характеризуются не температурами кипения, а температурными пределами начала и конца кипения и выходом отдельных фракций, перегоняющихся в

определенных температурных интервалах. По результатам перегонки и судят о фракционном составе. Знание фракционного состава, который до начала промышленной переработки нефти, исследуется в лаборатории, позволяет определить, какие виды топлива и других химических веществ могут быть получены из данной конкретной нефти.

Фракционный состав является важным показателем качества нефти, определяет ее стоимость и позволяет выбрать наиболее оптимальный способ переработки нефти.

При атмосферной перегонке получают следующие фракции, выкипающие до 350°С и получившие названия светлых дистиллятов:

* до 100°С -- петролейная фракция;

* до 180°С -- бензиновая фракция;

* 140-180°С -- лигроиновая фракция;

* 140-220°С -- керосиновая фракция;

* 180-350°С (220-350°С) -- дизельная фракция.

Кроме этого фракции, которые выкипают до 200°С, называют легкими, или бензиновыми. Фракции, выкипающие в интервале температур от 200 до 300°С получили название средних или керосиновых. Фракции нефти, выкипающие при температурах выше 300°С -- тяжелые, или масляные. Все фракции, выкипающие до 300°С, также называют светлыми. Остаток, образовавший при первичной переработке нефти после отбора светлых фракций (дистиллятов) и выкипающий при температуре выше 350°С называется мазутом. Разгонка мазута и его более глубокая переработка происходит уже под вакуумом, в результате чего получают следующие фракции (в зависимости от технологии переработки):

- при температурах 350-500°С получают различные виды топлив

-- вакуумный газойль (вакуумный дистиллят);

- при температурах более 500°С -- вакуумный остаток (гудрон).

1.5 Метод определения содержания воды

Вода оказывает серьезное влияние на качество нефтепродуктов. Присутствие пластовой воды в нефти существенно удорожает ее транспортировку по трубопроводам и переработку. Возрастание транспортных расходов обусловлено не только перекачкой балластной воды, но и увеличением вязкости нефти, образующей с водой эмульсию. С увеличением содержания воды в нефти возрастают энергозатраты на ее испарение и конденсацию. Существующие в настоящее время физические методы диагностики воды (в частности, диэлектрической проницаемости) не отвечают требованиям химической технологии переработки нефти и нефтепродуктов. Для количественного определения содержания воды в нефтях известен и широко применяется в настоящее время метод Дина и Старка, принятый в качестве стандартного (ГОСТ 2477-65). Этот метод основан на измерении объема воды, испарившейся из определенного объема исследуемой обводненной пробы нефтепродукта при прогреве ее до температуры кипения в присутствии специального растворителя. Метод очень трудоемкий, длительный, в ряде случаев недостаточно точный, плохо воспроизводимый, требует при малых содержаниях воды большого количества исследуемой пробы. Для определения содержания воды в жидких углеводородах в настоящее время применяется несколько типов измерительных устройств, из которых наиболее широкое распространение получили диэлькометрические влагомеры. Действие этих влагомеров основано на использовании зависимости диэлектрической проницаемости среды от соотношения содержаний в ней воды и нефти.

С нашей точки зрения, целесообразно изучать наличие малых концентраций эмульгированной воды ультразвуковым и микроволновым излучением. Наиболее оптимальным оказывается ультразвуковой метод определения малых количеств воды в нефтепродуктах по коэффициенту поглощения ультразвука. Ультразвуковой метод позволяет получить результат анализа в течение 2?минут, кроме того, точность ультразвукового метода (0,1?%) позволяет уменьшить погрешность системы определения. Этот метод не требует химической обработки образца и предусматривает возможность последующего использования взятого на анализ объекта для других определений.

Сущность метода состоит в нагревании пробы нефтепродукта с нерастворимым в воде растворителем и измерении объема сконденсированной воды. Стандарт не распространяется на битумные эмульсии

Заключение

В ходе практики, с 19.05.2014 по 13.06.2014, была ознакомлена с работой в испытательном цехе "Центральная заводская лаборатория" ТОО "АНПЗ", генпланом завода, ИД на выпускаемую продукцию при проведении испытаний нефтепродуктов, фракционным составом получаемых нефтепродуктов в колонне, методами определения физико-химическиз свойств нефти, спецификации катализатора RFCC и спецификациями оборудований. Ознакомилась с испытательным оборудованием, аппаратным оформлением рабочих мест лаборанта химического анализа. В ходе практики были приобретены новые знания об особенностях процессов производства.

Полученные навыки в период практики представляют большой интерес и практическую полезность в перспективе применения их в будущем.

фракционный нефть вода оборудование

Список литературы

1. Книга 4.1. Технологические решения. Каталитический крекинг R2R

2. http://www.anpz.kz/

3. Книга "Первенец нефтепереработки Казахстана", том I, Ж.Есенов

4. Книга "Первенец нефтепереработки Казахстана", том II, E.Есенова

Размещено на Allbest.ru