Характеристика нефтеперерабатывающего завода

Размещено на http://www.allbest.ru/

История завода

1 апреля1938 г. На Московском крекинг-заводе была введена в эксплуатацию первая крекинг-установка со щелочной очисткой.

Основные этапы перевооружения за 50 лет с начала работы:

1 этап: увеличение объема переработки нефти, организация системы подготовки нефти к переработке, разработка конструкции сферических электродегидраторов.

2 этап: внедрение современных вторичных технологических процессов с одновременным увеличением мощности по переработке нефти, развитие нефтехимических процессов.

3 этап: осваивались и усовершенствовались вторичные процессы, разработка и освоение отечественного производства полипропилена и других пластмасс.

4 этап: строительство и ввод пусковых комплексов.

30 мая 1939 г. Была введена в эксплуатацию вторая крекинг-установка.

В июле 1940 года принят в эксплуатацию асфальто-вакуумный цех.

5 июня 1941 года принят в эксплуатацию специальный цех, который состоял из газофракционирующей установки N 45 и установки полимеризации N 29.

С ноября 1942 года Московский государственный крекинг-завод стал заводом N 91 села Капотня Ухтомского района Московской области.

В 1943 году завод переименован в завод N 413.

В 1948 году пущена в эксплуатацию установка по алкилированию бензола пропиленом на фосфорном катализаторе.

В сентябре 1952 года завод N 413 Миннефтехимпрома СССР был переименован в Московский нефтеперерабатывающий завод.

В 1955 году вводят в эксплуатацию новую обессоливающую установку с шаровым электродегидратором.

К 1956 году мощность завода была увеличена на 88%. Внедрялась автоматизация технологических процессов.

В 1957 году первая промышелнная печь беспламенного горения была пострена и пущена в эксплуатацию на АВТ-3.

В 1963 году вступление в строй нефтепровода Ярославль - Москва, ввод которого обеспечивал перекачку нефти до 7 млн. т. Нефти. Мощность предприятия была доведена до 5 млн.т. нефти в год.

В 1968 году на базе собственного полипропилена на заводе создали цех по его переработке в изделия.

В 1967 году внедрен процесс каталитического риформинга и получен неэтилированный бензин АИ-93.

В 1972 году реконструкция завода, в результате которой должно быть достигнуто полное обеспечение светлыми нефтепродуктами, битумом и котельным топливом.

С 1976 года после реконструкции завода введены установки ЭЛОУ-АВТ-6, каталитического крекирования Г-43-107, риформирования бензинов.

В 1997 году ОАО «Московский НПЗ» вошел в состав «Центральной топливной компании» (ЦТК).

Московский НПЗ выпускает нефтяного топлива,битумы,нефтехимическую продукцию,включая серу,полипропилен и изделия из полипропилена.Около 80%вырабатываемой продукции реализуется в Москве и области,10-15% экспортируется,5-10% отгружается в другие страны и районы СНГ.

В настоящее время Московский НПЗ обеспечивает на 70% потребности Москвы и области в высокооктановом бензине, удовлетворяет около 40% потребности вреактивном топливе и на 100% в малосернистом дизельном топливе , мазуте и битуме.

В годы Великой отечественной войны,не перебазируя и не приостанавливая производство, работая в условиях прифронтового города, обеспечивал выпуск топлива для нужд фронта.За героический труд во время войны коллективу 14 раз присуждалось переходящее Красное знамя Государственного комитета обороны, переданное впоследствии заводу на вечное хранение, а к 40-летию победы завод был награжден орденом войны 1-ой степени.

Высокий уровень технологии , опыт и квалификация персонала обеспечивают безопасность производства, что подтверждается лицензиями Гостехнадзора России, на право осуществления 5 видов деятельности повышенной опасности:эксплуатация ,проектирование и ремонт оборудования, подготовка кадров для взрывоопасных производств.

Московский НПЗ имеет самую высокую в России долю высокооктановых бензинов, при этом не используя свинецсодержащие добавки, единственный в России выпускает все автобензины и до 70% дизельного топлива на уровне европейских норм по экологическим показателям.

За свои 60 лет завод ни разу не останавливался, работая круглосуточно, и переработал более 350 миллионов тонн нефти.

Стуктура производственного потенциала:

-Современные экологически развитые технологии

-42 технологические установки

-Преимущество мощностей вторичных процессов:

доля гидрогенизационных процессов очистки бензиновых,средних и вакуумных дистсллятов-55%,деструктивных процессов-25%.

Штатный состав.

-Около 4000 человек

-Стабильный коллектив высококвалифицированных специалистов

-Доля специалистов с высшим и средним специальным образованием-44% от общего числа работающих

-Из них на рабочих должностях-35% от общего числа рабочих

Ассортимент выпускаемой продукции более 190 наименований, в том числе:

_Неэтилированные автомобильные бензины с улучшенными экологическими характеристиками

-Реактивное топливо

-Летние и зимние дизельные топлива с улучшенными экологическими характеристиками

-Котельное топливо

-Дорожные и строительные битумы

-Сжиженные газы

-Экологически чистые полипропилен, изделия из полипропилена и полиэтилена 150 наименований.

Установки первичной переработки нефти.

ЭЛОУ-АВТ-6

Комбинированная установка атмосферно- вакуумнойпереработки нефти с пердварительным обессоливанием и вторичной перегонкой бензина предназначена для переработки сырой нефти с целью получения продуктов первичной перегонки и полуфабрикатов-сырья установок каталитического риформинга,газофракционирования, битумной, гидроочисток,дизельного топлива,авиакеросина,каталитического крекинга.

АВТ-3

Атмосферно-вакуумная установка АВТ-3 предназначена для переработки обезвоженной и обессолинной нефти с целью получения продуктов первичной перегонки: компонента прямогонного автомобиля,бензина,компонентов дизельного тооплива «летнего» и «зимнего», тяжелого вакуумног газойля,гудрона,компонента топочного мазута, авиакеросина и вакуумного дистилята для каталитического крекинга.

ВИСБРЕКИНГ С БЛОКОМ ПОДГОТОВКИ СЫРЬЯ

Блок висбрекинга предназначен для привращения гудрона в котельное топливо с низкой вязкостью и температурой застывания.Внедрения процесса виброкрекинга показало высокую работоспособность принятой схемы глубокой переработки нефтяного сырья.Дистиллятные фракции вовлекаются в производство светлых нефтепродуктов, а остаток используется для производства котельного топлива стабильного качества. При этом надлежащее оформление технологического процесса позволяет свести к минимуму коксообразование на стенках реакционной аппаратуры.

Установки вторичной переработки нефти

КАТАЛИТИЧЕСКИЙ РИФОРМИНГ

Л-35-11/300 и Л4-35-11/1000

На АО «Московский НПЗ» эксплатируются 2 установки каталитического риформинга Л-35-11/300 и Л4-35-11/1000, работающие на жестком режиме с периодической регенерацией катализатора. Внедрение эффективных катализаторов является наименьшим затратным способом повышения качества продуктов,эксплуатационных показателей и рентабельности установки, поэтому при очередных перегрузках отечественные катализаторы были заменены на зарубежные(R-56 фирмы ЮОПи).Достигнутые результаты по выходу и качеству риформата позволили Московскому НПЗ освоить производство товаарных неэтилкрованных «городских» бензиновАИ-80эк,АИ-92эк,АИ-95эк с улучшенными экологическими свойствами,отвечающими европейским нормам EN-228.

ГИДРООЧИСТКА ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА

24-5, Л4-24-2000

Установки производили малозернистое дизельное топливо с содержанием серы не выше 0.2%.Для перехода на выпуск моторных топлив сулучшенными экологическими показателями ( содержание серы не более 0.05% масс) катализаторы ГО-70 заменены на более эффективные Ketjenfine-752-1.30 и Kenjenfine-840-30 фирмы «AKZO NOBEL», обеспечивающие глубину обессеривания дизельного топлива более 95% масс.

БИТУМНОЕ ПРОИЗВОДСТВО

Битумное производство предназначено для получения дорожных вязких и строительных битумов. В основу технологии положен метод непрерывного окисления сырья в трехсекционных аппаратах колонного типа. Соответствующим подбором сырья можно получить окисленные битумы различных марок. Завод производит:

-дорожные вязкие битумы БНД 69/90 и БНД 40/60

-строительные битумы БН 70/30

В состав производства входят также котел-утилизатор и компрессорное хозяйство для получения технического и КИПовского воздуха, эстакада для налива битумов в железнодорожные бункеры и цистерны для наливки битумов в автоцистерны.

КОМБИНИРОВАННАЯ УСТАНОВКА КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА

Г-43-107 введена в экспулатацию в 1938 году. Принятый в основу технологии набор процессов определяется следующим составом установки:

-гидроочистка сырья

-каталитический крекинг

-абсорбция и газофракционирование

-утилизация тепла и теплоснабжение

-очистка дымовых газов от катализаторной пыли

АСУ ТП установки включает:

-распредилительную систему управления

-систему аварийной сигнализации и блокировок PLC

-математическое и програмное обеспечение

КОМПЛЕКС ПРОИЗВОДСТВА ПОЛИПРОПИЛЕНА

Включает 4 установки:

-подготовки сырья и концентрирования полипропилена

-полимеризации

-грануляции

-установки и отгрузки готовой продукции

ЦЕХ ПЕРЕРАБОТКИ ПОЛИПРОПИЛЕНА

Установка обезвоживания и обессоливания нефтей на НПЗ

Содержание солей в нефтях, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы, обычносоставляет 500 мг/л ,а воды - в пределах 1% (масс.). На переработку же допускают нефти, в которых содержание солей не превышает 20 мг/л и воды 0,1% (масс.). Требования к ограничению содержания солей и воды в нефтях постоянно возрастают, так как только снижение солей с 20 до 5 мг/л дает значительнуюэкономию: примерно вдвое увеличивается межремонтный пробег атмосферно-вакуумных установок, сокращается расход топлива, уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов.

Большая часть воды в поступающих на НПЗ нефтях находится в виде эмульсии, образованной капельками воды с преобладающим диаметром 2 - 5 мкм. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью. С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается ,возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления на многих промыслах в нефть вводят деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют и при термохимическом, и при электрохимическом обезвоживании нефтей. Расход деэмульгаторов для каждой нефти определяется экспериментально - колеблется от 0,002 до 0,005% (масс.) на 1 т нефти.

Разрушая поверхнустную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию (коалесценции) капелек воды в более крупные капли, которые при отстое эмульсии отделяются быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80-1200С), так как при этом размягчается адсорбционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т.е. улучшаются условия для слияния и оседания капель. Следует отметить, что при температурах более 1200С вязкость нефти меняется мало, поэтому эффект действия деэмульгаторов увеличивается незначительно.

Наиболее стойкие мелкодисперсные нефтяные эмульсии разрушаются с помощью электрического тока. При воздействии электрического поля капельки воды, находящиеся в неполярной жидкости , поляризуются, вытягиваются в эллипсы с противоположно заряженными концами и притягиваются друг к другу. При сближении капелек силы притяжения вырастают до величины ,позволяющей сдавить и разорвать разделяющую их пленку. На практике используют переменный электрический ток частотой 50Гц и напряжением 25-35 кВ. Процессу электрообезвоживания способствуют деэмульгаторы и повышенная температура. Во избежании испарения воды , а также в целях снижения газообразования электродегидраторы - аппараты ,в которых проводится электрическое обезвоживание и обессоливание нефтей - работают при повышенном давлении. На НПЗ эксплуатируются электродегидраторы трех типов:

цилиндрические вертикальные с круглыми горизонтальными электродами и подачей нефти в межэлектродное пространство; такие аппараты установлены на электрообессоливающих установках ЭЛОУ 10/2;

шаровые с кольцевыми электродами и подачей нефти между ними; они нашли применение на установках ЭЛОУ 10/6 (производительностью 2 млн. т нефти в год);

горизонтальные с прямоугольными электродами и подачей нефти в низ аппарата под слой отсоявшейся воды.

Характеристики электродегидраторов:

Показатели	Вертикальный	Шаровой ЭДШ-600	Горизонтальные 1ЭГ-160 ЭГ-160
Диаметр,м	3	10,5	3,4 3,4
Объем,м3	30	600	160 160
Допустимая температура,0С	70-80	100	110 160
Расчетное давление,МПа	0,34	0,69	0,98 1,76
Производительность,т/ч	10-12	230-250	180-190 200-250
Напряжение между электродами,кВ	27-33	32-33	22-24 22-24
Напряженность электрического поля,кВ/см	2-3	2-3	1,0-1,5 1,0-1,5

Электрообессоливающие установки проектируют двухступенчатыми: в электродегидраторах 1-ой ступени удаляется 75-80% (масс.) соленой воды и 95-98% (масс.) солей, а в электродегидраторах 2-ой ступени - 60-65%(масс.) отстоявшейся эмульсионной воды и примерно 92%(масс.) отстоявшихся солей. Число устанавливаемых электродегидраторов при двухступенчатом обессоливании зависит от объема и качества (т.е. содержания воды, солей и стойкости эмульсии) обрабатываемой нефти, от типа и производительности аппарата. Для современных электрообессоливающих установок проектируют только горизонтальные электродегидраторы, которые входят в состав комбинированных установок ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ. Преимуществами горизонтальных аппаратов являются: большая площадь электродов, следовательно и большая удельная производительность (объем нефти на единицу сечения аппарата); меньшая вертикальная скорость движения нефти, а значит и лучший отстой воды; возможность проведения процесса при более высоких температурах и давлениях. Подача сырой нефти в низ аппарата обеспечивает ее дополнительную промывку и прохождение через два электрических поля: слабое - между зеркалом воды и нижним электродом и сильное - между электродами. Повышение напряжения между электродами сверх допустимого (22-24кВт ) нежелательно, так как это вызывает обратный эффект - диспергирование капелек воды и увеличение стойкости эмульсии.

Аппараты и технологимческие потоки на двухступенчатой обессоливающей установке с горизонтальными электродегидраторами показаны на схеме. Сырая нефть насосом 1 прокачивается через теплообменник 2, паровые подогреватели 3 и с температурой 110-1200С поступает в электродегидратор 1-ой ступени 4. Перед насосом 1 в нефть вводится деэмульгатор, а после подогревателей 3 - раствор щелочи, который подается насосом 7. Кроме того, в нефть добавляется отстоявшаяся вода, которая отводится из электродегидратора 2-ой ступени и закачивается в инжекторный смеситель 5 насосом 13. С помощью насоса 8 предусмотрена также подача свежей воды. В инжекторном смесителе 5 нефть равномерно перемешивается со щелочью и водой. Раствор щелочи вводится для подавления сероводородной коррозии для нейтрализации кислот, попадающих в нефть при кислотной обработке скважин, а вода - для вымывания кристаллов солей.

Нефть поступает в низ электродегидратора 4 через трубчатый распределитель 21 с перфорированными горизонтальными отводами. Обессоленная нефть выводится из электродегидратора сверху через коллектор 19, конструкция которого аналогична конструкции распределителя. Благодаря такому расположению устройства ввода и вывода нефти обеспечивается равномерность потока по всему сечению аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через дренажные коллекторы 22 в канализацию или в дополнительный отстойник 12 (в случае нарушения процесса отстоя). Из отстойника насосом 14 жидкая смесь возвращается в процесс. нефть висбрекинг каталитический крекинг

Московский НПЗ, ромашкинская (0,868)	1,00	1220	0,1	10	Дисольван + ОЖК (25)
Омский НПЗ, тюменская (0,858)	1,20	180	0,1	3	Дисольван или ОЖК (20)
Новоуфимский НПЗ, тюменская (0,860)	1,1	200	0,08	6	ОЖК или сепарол (30)
арланская (0,890)	0,4	697	0,15	10	ОЖК или сепарол (30)
Красноводский, котуртепинская (0,858)	0,51	456	Отсутствие	49*	Дисольван(8)

Из электродегидратора 1-ой ступени сверху не полностью обезвоженная нефть поступает под давлением в электродегидратор 2-ой ступени. В диафрагмовом смесителе 10 поток нефти промывается свежей химически очищенной водой, подаваемой насосом 8. Вода для промывки предварительно нагревается в паровом подогревателе 9 до 80-900С; расход воды составляет 5-10% (масс.) на нефть. Обессоленая и обезвоженная нефть с верха электродегидратора 2-ой ступени отводится с установки в резервуары обессоленной нефти, а на комбинированных установках она нагревается и подается в ректификационную колонну атмосферной установки.

Уровень воды в электродегидраторах поллерживается автоматически, Часть воды, поступающей в канализацию из электродегидраторов 1-ой и 2-ой ступени, проходит смотровые фонари 15 для контроля качества отстоя.

Показатели работы двухступенчатых ЭЛОУ на различных нефтях:

*Нефть промывается морской водой

Технико-экономические показатели работы установки ЭЛОУ 10/6 и блока горизонтальных электродегидраторов на комбинированной установке ЭЛОУ-АВТ-6:

Показатели	Три ЭЛОУ 10/6	Блок ЭЛОУ-АВТ-6
Производительность, тыс. т в год	6000	6000
Число электродегидраторов	6	8
Расход пара на нагрев сырья, тыс. МДж	900	-
Расход электроэнергии, тыс.мВт*ч	1,64	0,79

Установка ЭЛОУ-АВТ-6

Установка ЭЛОУ АВТ-6 проиводительностью 6 млн.т/год осуществляет процессы обезвоживания и обессоливания нефти, ее атмосферно-ваккуумную перегонку и вторичную перегонку бензина.Схема этой установки представлена на рисунке.

Исходная нефть после смешения с деэмульгатором, нагретая в теплообменниках1, четырьмя параллельными потоками проходит через две ступени горизонтальных электродегидраторов 2, где осуществляется обессоливание. Далее нефть после дополнительного нагрева в теплообменниках направляется в отбензинивающую колонну 3. Тепло вниз этой колонны подводится горячей струей XV, циркулирующей через печь 4.

Частично отбензиненная нефть XIV из колонны 3 после нагрева в печи 4 направляется в основную колонну 5,где осуществляется ретефикация с получением паров бензина сверху колонны, трех боковых дистиллятов VIII,IX и X из отпарных колонн 6 и мазута XVI снизу колонны. Овод тепла в колонне осуществляется верхним испаряющим орошением и двумя промежуточными циркуляционными орошениями. Смесь бензиновых фракций XVIII из колонн 3 и 5 направляется на стабилизацию в колонну 8, где сверху отбираются легкие головные фракции (жидкая головка), а снизу- стабильный бензин XIX.Последний в колоннах 9 подвергается вторичной перегонке с получением узких фракций, используемых в качестве сырья для каталитического риформинга. Тепло вниз стабилизатора 8 и колонн вторичной перегонки 9 подводится циркулирующими флегмами XV, нагреваемыми в печи 14.

Мазут XVI из основной колонны 5 в атмосферной секции насосом подается в вакуумную печь 15, откуда с температурой 420 Снаправляетсю в вакуумную колонну 10. В нижнюю часть этой колонны подается перегретый водяной пар XVII. Сверху колонны водяной пар вместе с газообразными продуктами разложения поступает в поверхностные конденсаторы 11, откуда газы разложения отсасываются трехступенчатыми пароэжекторными вакуумными насосами. Остаточное давление в колонне 50 мм рт. Ст Боковым погоном вакуумной колонны служат фракции XI и XII, которые насосом через теплообменник и холодильник направляются в емкости. В трех сечениях вакуумной колонны организовано промежуточное циркуляционное орошение. Гудрон XIII снизу вакуумной колонны откачивается насосом через теплообменник 1 и холодильник в резервуары.

Аппаратура и оборудование АВТ-6 занимают площадку 265х130м, или 3.4га. В здании размещены подстанция , насосная для перекачки воды и компрессорная. Блок ректификационной аппаратуры примыкает к одноярусному железобетонному постаменту, на котором, как и на установке АТ-6, установлена конденсационно-холодильная аппаратура и промежуточные емкости. Под первым ярусом постамента расположены насосы технологического назначения для перекачки нефтепродуктов. В качестве огневых нагревателей мазута, нефти и циркулирующей флегмы применены многосекционные печи общей тепловой мощностью около 160 млн.ккал/ч с прямым сводом, горизонтальным расположением радиантных труб двустороннего облучения и нижней конвекционной шахтой. Печи потребляют жидкое топливо, сжигаемое в форсунках с воздушным распылом. Предусмотрена возможность использования в качестве топлива газа. Ниже приведены технико-экономические показатели установок АВТ различной производительности ( на 1т.нефти.):

Производительность, млн. т/год

1 2 3 6

Топливо жидкое,кг 38.5 30.7 32.4 27.7

Электроэнергия, квт.ч 2.62 2.26 5.68 3.97

Вода, м3 21.7 15.5 8.51 4.47

Пар водяной(со стороны),млн. ккал 0.11 0.09 0.008 -

Эксплуатационные расходы,руб/год 1.0 0.79 0.63 0.44

Капитальные затраты, руб 1.76 1.30 1.24 1.05

Расход металла на аппаратуру, кг 1.86 1.64 1.26 0.58

Производительность труда на 1 раб.,тыс.т 33.6 66.7 75.0 66.7

Краткая характеристика технологического оборудования

Печи трубчатые факельные

Теплопроизводительность печей:30.3, 38.52, 20.85, 29.66 млн.ккал/ч

Предназначены для нагрева сырья до температупы испарения требуемых фракций при переходе нагретого сырья в ректификационную колонну

Колонна предварительного испарения

Диаметр-5000мм; высота-32500мм; расчетное давление-8кг/см;

расчетная температура-240/360C; 24 тарелки клапанные,2-х поточные-10шт, 4-х ппоточные-14шт;

материал FG36TxTCr13

Вакуумная колонна

Высота-33600ммм; Dч-4500мм,Dс-9000; Dф-3000мм;

Расчетное давление-40 мм. рт.ст; расчетная температура-400С;

Материал- FG36T/12

Атмосферная колонна

Длина-5000мм; высота-52500мм; расчетное давление-6 мм.рт. ст;

Расчетная температура-290-400С; 50 тарелок 2-х поточные клапанные;

Материал- FG36TxCr13

Теплообменники

Порядка 250-300С

Предназначены для передачи тепла от более нагретого тела менее нагретому. В теплообменниках нагревается исходное сырье, поступающее на переработку, а теплоносителями служат продукты переработки и нагретые остатки Применение теплообменников позволяет экономить топливо, расходуемое на подогрев сырья, а также воду, подаваеммую для охлаждения дистиллятов.

Трубчатый теплообменник состоит из корпуса, в который вмонтирован пучок трубок малого диаметра. Концы трубок развальцованны в двух трубных решетках. По трубкам прокачивается подогреваемое сырье,по межтрубному пространству в обратном направлении-нагревающий пролукт. Теплопередача происходит через поверхность трубок.

Барометрический конденсатор

Температура-150 С

Применяют для конденсации паров нефтяных дистиллятов.

Для охлаждния нефтяных дистиллятов после конденсации предназначены холодильники.

Отпарная колонна

Длина-2000мм;высота-28500мм; расчетное давление-6 кг/см;

Расчетная температура- 190 С; 6 клапанных 2-х поточных тарелок;

Материал FG36T/13x7Cr

Вторичной перегонки бензина

Высота-45880мм,длина-3600, давление-8 кг/см,

Температура-200 С, 60 тарелок клапанные 2-х поточные,

Материал-St52-3N

Ректификационная колонна блока вторичной перегонки бензина

Высота-45840мм, длина3400, давление-8 кг/см, температура-120 С,

60 тарелок клапанные, материал-St52-3N

Стабилизациооная колонна

Высота-34570мм, длина-3452мм, 40 тарелок клапанные-20 штук

2-х поточные, 20 штук- 4-х поточные, материал-St52-3N,

Dн-3400мм, Dв-2600мм, давление-16 кг/см, температура-210 С.

Теплообменник нагрева нефти

Длина-11100мм, диаметр-1200мм, давление-ТП-40, температура-МП-450, материал- 16ГС-12 16ГС-120 8х13

Ремонт установки АВТ

По графику трубчатую установку останавливают на плановую чистку и ремонт. Для этого со скоростью 25-30 град/ч снижают температуру сырья на выходе из вакуумной печи ,прекращают отбор боковых фракций и резко снижают вакуум. Остаток вакуумной колонны откачивают в емкость. Воду из холодильников спускают, а оставшийся в них и теплоообменниках продукт выдувают паром через вакуумные бачки в запасную емкость. Последними выключают вакуумные аппараты и приборы, находящиеся под вакуумом. Когда температура сырья на выходе из вакуумной печи упадет до 3000С , тушат форсунки и прекращают ввод воздуха в печь; далее понижают температуру в атмосферной печи со скоростью 30 град/ч . При температуре 2400С переходят на циркуляцию нефти, при 2000С прекращают подачу топлива и воздуха в атмосферную печь, при 1500С прекращают подачу пара в колонну , а при 100-1100С прекращают циркуляйию сырья и выдувают содержимое труб печи в колонну и далее через холодильник в емкость. После 6-8-часовой продувки печей паром открывают люки в топке.

Различают три вида ремонта: текущий, средний и капитальный. Текущий ремонт проводится повседневно во время работы установки. Средний ремонт ведется по окончанию цикла работ и длится 2-4 дня. Капитальный ремонт проводится переодически и продолжается более длительное время.

При среднем ремонте трубы печей и теплообменных аппаратов очищают от отложений, притирают неисправные задвижки ,набивают сальники на вентилях, просматривают поплавки регуляторов уровней, меняют карманы для термопар, чистят водные холодильники от накипи, очищают пробки двойников и промазывают их графитовой мастикой и др.

При капитальном ремонте меняют или восстанавливают основную аппаратуру установки. Часто при капитальном ремноте совершенствуют технологическую схему процесса и реконструируют установку. Капитальный ремонт проводится по заранее разработанному графику. Объем работ и их длительность устанавливаются дефектной ведомостью. Материалом для составления этой ведомости служат записи в книге операторов ,устные замечания и наблюдения механика. На основе этих записей составляют квартальный и годовой графики ремонта.

ВАКУУМНЫЕ КОЛОННЫ

ВАКУУМНАЯ КОЛОННА УСТАНОВКИ ЭЛОУ-АВТ-6 НА МОСКОВСКОМ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИМ ЗАВОДЕ

Материал F036T/13x7Cr

Габариты: высота-33600мм

диаметр ( ч )-4500мм

диаметр ( с )-9000мм

диаметр ( ф )-3000мм

Vреакц. производства-1150м ( 3 )

Тарелки

1)1.2,3,4,5,6,7,13,14,21,22,23,и 24 клапанные

2)4а-глухая тарелка

3)15,16,17-ситчатые тарелки

4)7а-сборно-распределительная тарелка

5)вместо 18 и 19 тарелки установлен струйный сепаратор

6)между 7а и 12 тарелками установлена перекрекрестноточная насадка

T верха- не выше 180 С

Т низа- не выше 380 С

Ростаточное - не менее 40 мм.рт.ст.

Расход верхнего циркуляционного орошения- не более 300 ( м 3 )/ч

Расход среднего циркуляционного орошения- не более 350 ( м3)/ч

Расход фракции 420-500 С не более 150 (м3)/ч в линию СЦО

Расход перегретого пара - не более 6400 кг/ч.

Размещено на Allbest.ru