Министерство образования и науки Республики Казахстан
Павлодарский государственный университет им. С. Торайгырова
Биолого-химический факультет
Кафедра химии и химических технологий
ОТЧЕТ ПО ПРАКТИКЕ
ПР.050721.21-05.05.08.
_____________________________________________________________
(наименование вида практики)
____________________________________________________________
(место практики и предприятия)
_____________________________________________________________
__________
(оценка)
Члены комиссии Руководитель ______________________________ ______________________________
(должность, ученая степень) (должность, ученая степень) ______________________________ _______________________________
(инициалы, фамилия) (инициалы, фамилия)
_____________ ______________ _______________ _____________
(подпись) (дата) (подпись) (дата)
Нормоконтролер Студент
______________________________ ______Быков Ю.А.___________
(должность, ученая степень) (инициалы, фамилия)
______________________________ ______________ ______________
(инициалы, фамилия) (подпись) (дата)
______________ ______________ ________ХТОВ-202_________
(подпись) (дата) (группа)
200__
Содержание
1. Характеристика предприятия
1.1 История предприятия (год, начало проектирования) начало строительства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего времени
1.2 Источники сырья, пара, воды и электроэнергии
1.3 Перечень выпускаемой продукции
1.4 Перечень основных цехов
2. Охрана труда
2.1 Общие вопросы охраны труда
2.2 Организация работ по охране труда
2.3 Основы техники безопасности
3. Мероприятия 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 установок
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. Принципы первичной переработки нефти
6.1 Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением
6.2 Устройство и действие ректификационных колонн, их типы
6.3 Комплексы ректификационных колонн, виды их подключения
6.4 Промышленные установки по первичной переработке нефти
1. Характеристика предприятия
1.1
История предприятия (год начало проектирования.) начало
строительства, окончание строительства, пуск завода и развитие до настоящего времени
Площадка под строительство Павлодарского нефтеперерабатывающего завода была выбрана в 1949году Всесоюзным научно-исследовательским институтом ‹‹Гипро-нефтезаводы››.
Проектирование Павлодарского нефтеперерабатывающего завода было выполнено институтом ‹‹Гипрогрознефть››г.Грозного в 1951 году по заданию Министерства нефтяной промышленности на основании постановления Совета Министров СССР от 9 октября 1950года №4223-1894сс. Мощность завода по переработке нефти по проекту составляла 3млн. тонн в год, технологический профиль завода - топливный.
Генпроектировщик завода - институт ‹‹Гипрогрознефть›› Грозного в то время был одним из ведущих проектных институтов страны по проектированию нефтеперерабатывающих и химических предприятий. Строительство завода было поручено тресту ‹‹Павлодарпромстрой›› Павлодара.
В феврале 1952 года проектное задание на строительство завода было закончено и рассмотрено экспертизой Миннефтепрома, но по решению Совета Министров СССР проектирование было приостановлено до особого распоряжения. Через два года оно было возобновлено и принята типовая мощность нефтеперерабатывающего завода-6млн. тонн нефти в год.
В 1958 году Генпроектировщик произвел изыскательские работы на площадке будущего НПЗ и приступил к разработке рабочих чертежей на строительство завода.
По решению майского пленума ЦК КПСС 1958 году в районе расположения Павлодарского НПЗ было намечено строительство химкомбината, поэтому в 1959-1964 годы институт ‹‹Гипрогрознефть›› проработал и уточнял исходные данные по кооперированным объектам: внешнему транспорту, водоснабжению, канализации, энергоснабжению и другим объектам.
В 1964 году вернулись к схеме генерального плана северного промышленного узла Павлодара. Ее разработал институт ‹‹Казпромстройниипроект›› совместно с генпроектировщиками объектов, входящих в состав промузла. Схема генерального плана была утверждена в Госстрое СССР 3 декабря 1964 года.
В северный пром-узел вошло пять объектов: химкомбинат, ТЭЦ-3, нефтеперерабатывающий и картонно-рубероидный заводы, автобаза. Начать строительство пром-узла планировалось в 1965году с химкомбината, ТЭЦ-3 и всех кооперированных 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 предложения о тюменской нефти и о строительства завода в две очереди.
Проектное задание на строительство Павлодарского нефтеперерабатывающего завода мощностью переработки 12млн. тонн нефти 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 процесс. 14 июня над заводом зажжен факел, получен первый бензин.
30 июня принята в эксплуатацию секция 100 (ЭЛОУ-АТ) установки ЛК-6У №1 по первичной переработке нефти мощностью 6 млн.тонн в год.
21 октября проведен митинг по поводу окончания строительства и пуска первой очереди завода.
1979 год. 29 июня принята в эксплуатацию установка производства серы.
19 октября принят в эксплуатацию комплекс биологической очистки промстоков.
20 декабря принята в эксплуатацию установка производства битумов.
В 1981- 1983 годы тремя комплексами в эксплуатацию введена промывочно-пропарочная станция.
27 декабря принята в эксплуатацию первая в Союзе комбинированная установка КТ-1 по глубокой переработке мазута.
1986 год. 31 декабря принята в эксплуатацию установка замедленного коксования 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 реализацию 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 нефтешлама.
18 августа впервые из-за отсутствия сырья завод полностью остановлен.
1994 год. 15 августа завод акционирован и преобразован в Государственное акционерное общество ‹‹Павлодарский нефтеперерабатывающий завод›› (ГАО ‹‹ПНПЗ››).
1995 год. Нехватка денежных средств. Отсутствия сырья. Мощности завода использованы минимально. Впервые получены дизельное топливо с температурой замерзания минус 30°С , пылесвязывающее средство ‹‹Универсин-С›› и бензин АИ-80.
1996 год. Завод работает нестабильно. Разработана концепция выхода из финансового кризиса.
22 апреля президент АО‹‹ПНПЗ›› отстранен от руководства. Избрано новое правление.
Завод выпустил самое большое количество наименований 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 управлении американской компании ‹‹ССL ОILLTD››.
В 1998-1999 годы освоен выпуск высокооктанового бензина АИ-92, дизельное топливо с пониженной температурой застывания, дизельного топлива зимнего с депрессорной 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 Открытое акционерное общество ‹‹Мангистаумунайгаз›› (ОАО ‹‹ММГ››).
Данные основные средства переданы Закрытому акционерному обществу ‹‹Павлодарский нефтехимический завод›› (ЗАО‹‹ПНХЗ››), образованному 11 октября.
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 процессах ЛК-6У и КТ-1 полностью заменены катализаторы, замена оснастка колонн К-200.
ЛК-6У К601/1 КТ-1, на трех градирнях установлены полимерные оросители, водоулавители и форсунки.
Освоен выпуск высокооктановых бензинов АИ-93, АИ-95, АИ-96, АИ-98 и зимнего дизельного 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 риформинге установки ЛК-6У и парках цеха №2; выполнен ремонт и реконструкция
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, воды и электроэнергии
Свое название нефть получила от мидийского слова нафата, что означает просачивающаяся, вытекающая. Нефть - это жидкий горючий минерал, представляющий собой сложную смесь жидких углеводородов и сернистых, кислородных 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 - маслянистая, чаще всего темная, жидкость, флуоресцирующая на свету. Цвет ее зависит от содержания и строения смолистых веществ. Встречаются иногда красные, бурые и даже почти бесцветные нефти. Нефтеобразование - сложный, многостадийный и длительный химический процесс, детали механизма которого до конца не выяснены. Как правило, большая часть нефтяных ловушек находятся на значительной глубине(900-2300 м). В настоящее время разведаны сотни нефтяных и газовых месторождений, успешно развивается морская добыча нефти ( в частности, район Каспия). Нефть и газ играют решающую роль в экономике любой страны. Значение нефти и газа для энергетики, транспорта, обороны страны, для разнообразных отраслей промышленности, для бытовых нужд населения исключительно велико. Природный газ - дешевое высококалорийное бытовое топливо. Из нефти вырабатываются все виды жидкого топлива: Бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего. Из высококипящих фракций нефти вырабатывается огромный ассортимент смазочных и специальных масел и смазок, парафин, технический углерод, кокс, многочисленные марки битумов и многие другие товарные продукты. Нефть и газ являются универсальным химическим сырьем для производства химических продуктов и потребительских товаров. Нефтехимический синтез дает безграничное разнообразие промежуточных и конечных продуктов.
В настоящее время АО ‹‹Мангистаумунайгаз›› поставляет сырую нефть по магистральному 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 воду завод получает от Павлодарской ТЭЦ-3. Сбережение энергоресурсов - одна из основных задач энергослужбы. Помогает решать эту проблему эксплуатация на заводе котлов-утилизаторов установок, которые позволяют использовать тепловую энергию своих же технологических процессов на собственные нужды, а не брать у ТЭЦ-3 дополнительно. В этом числе и подача собственного пара от котлов-утилизатора установки прокалки кокса на очистные сооружения и центральную конденсатную станцию значительно экономит средства завода.
1.3 Перечень выпускаемой продукции
Таблица 1
| Наименование выпускаемых нефтепродуктов | Номер нормативной документации на выпускаемую продукцию |
| Бензины | |
| Бензин автомобильный А-76 неэтилированный | ГОСТ 2084-77 |
| Бензин автомобильный АИ-80Н неокрашенный | ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 |
| Бензин автомобильный АИ-85Н неокрашенный | ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 |
| Бензин автомобильный АИ-91Н неокрашенный | ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 |
| Бензин автомобильный АИ-92Н неокрашенный | ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 |
| Бензин автомобильный АИ-93Н неокрашенный | ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 |
| Бензин автомобильный АИ-95Н неокрашенный | ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 |
| Бензин автомобильный АИ-96Н неокрашенный | ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 |
| Бензин автомобильный АИ-98Н неокрашенный | ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-001-2001 |
| Бензин автомобильный неэтилированный АИ-93 Плюс | ТУ 5510 РК 39334881 ЗАО - 005-2002 |
| Дизельные топлива | |
| Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,2% и температурой вспышки 62 (Л-0,2-62) | ГОСТ-305-82 |
| Топливо дизельное летнее с содержанием серы до 0,5% и температурой вспышки 62 (Л-0,5-62) | ГОСТ-305-82 |
| Топливо дизельное летнее с содержанием 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 температурой застывания ПЗ-0,2 минус 30, марки А | ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-003-2001 |
| Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,5 минус 30, марки А | ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-003-2001 |
| Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,5 минус 25, марки Б | ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-003-2001 |
| Топливо дизельное с пониженной температурой застывания ПЗ-0,2 минус 25, марки Б | ТУ 55 РК 39334881 ЗАО-003-2001 |
| Реактивное топливо | |
| Топливо для реактивных двигателей 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 для коммунально-бытового потребления марки СПБТ | ГОСТ 20448-90 |
| Газы углеводородные сжиженные для 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 марок БНД 40/60, БНД 60/90, БНД 90/130, БНД 130/200, БНД 200/300 | ГОСТ 22245-90 |
| Битумы нефтяные строительные марок БН 50/50, БН 70/30, БН 90/10 | ГОСТ 6617-76 |
| Нефтяной кокс | |
| Кокс электродный замедленного коксования с размером кусков 0-25 мм | ТУ 38.001310-78 |
| Кокс нефтяной сернистый замедленного коксования | ТУ 38.101585-89 |
| Кокс электродный суммарный замедленного 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 Перечень основных цехов
1.4.1 Цех №1(ЛК-6У)
Комбинированная установка ЛК-6У представляет собой сложный промышленный комплекс, включающий в себя, пять технологических процессов конструктивно и технологически скомпонованных в четырех секциях, а именно
Секция100 – ЭЛОУ-АТ обессоливания и обезвоживания нефти и первичной переработки мощностью 6 млн. тонн нефти в год.
Секция 200 – каталитический риформинг мощностью 1млн. тонн в год по сырью.
Секция 300 -1 – гидроочистка дизельного топлива мощностью 2 млн. тонн в год по сырью.
Секция 300 -2 – гидроочистка керосина мощностью 600 тыс. тонн в год по сырью.
Секция 400 – газофракционирования мощностью 450 тыс. тонн в год по сырью.
1.4.2 Цех №2
Товарно-сырьевая база завода (ТСБ) Компаундирования нефтепродуктов, их слива-налива. Сюда поступает сырая нефть, которая потом, пройдя длинную технологическую цепочку на установках, превращается в нефтепродукты, вновь поступающие в товарные парки ТСБ. Из этого же цеха идет отгрузка готовой продукции потребителям: бензина, керосина, дизельного топлива, мазута, сжиженных газов.
В состав ТСБ входят пять самостоятельных участков: товарно-сырьевые парки (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 отдельные парки и насосные для перекачки нефти, компонентов и товарных продуктов. На территории парков размещены 34 резервуара. Суммарная емкость резервуаров ТСП составляет более 700 тыс. м³.
Парк сжиженных газов используется для приема, хранения и налива сжиженных газов. В состав ПСГ – входят 28 резервуаров общей емкостью 8 тыс. м³ и наливная эстакада с единовременным фронтом налива до 30 вагон-цистерн различных сжиженных газов.
Узел смещания бензинов промежуточным звеном между технологическими установками ЛК-6У, КТ-1 и товарно-сырьевым парком является узел смещания бензинов. На нем происходит прием, компаундирование компонентов автомобильных бензинов, вырабатываемых на установках, с целью приготовления товарной продукции – автомобильных бензинов марок А-76, АИ-80, АИ-91, АИ-93.
Реагентное хозяйство технологические установки завода зависят от работы реагентного хозяйства, которое обеспечивает их реагентами и техническими маслами.
В реагентном хозяйстве находятся на хранении концентрированные реагенты и здесь же ведется приготовление их растворов.
1.4.3 Цех№3
Комплекс КТ-1 комбинированная установка КТ-1 предназначена для глубокой переработки мазута по топливному варианту с целью получения следующих основных нефтепродуктов: высокооктанового компонента автобензина АИ-93, пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракции (сырья для алкилирования), компонентов дизельного и котельного топлива, печного 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 сырью 2400 тыс. тонн в год.
Секция 200 - каталитический крекинг и ректификация производительностью по 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 состав комплекса вошли технологическая установка, склад серы с сетями электроснабжения, подъездными железнодорожными и автодорожными путями.
Установка производства битумов (УПБ) состоит из двух блоков: блока вакуумной перегонки мазута и блока окислительных колонн. Технология получения битумов заключалась в непрерывности процесса окисления гудрона в колоннах против периодического окисления его в кубовых установках, что позволяло одновременно получать дорожный, строительный, кровельный битумы различных марок.
Установка замедленного коксования (УЗК) состоит из следующих технологических блоков: коксования (блок печей и блок коксовых камер) и ректификации (блок ректификации, блок очистки газов коксования, узел компримирования газов коксования, узел улавливания вредных выбросов, узел очистки сульфидсодержащих стоков, блок утилизации тепла, блок стабилизации бензина).
Сырьем коксования в необогреваемых камерах типа 21 – 10/9 служит гудрон (фр. 500°С), поступающий с комплекса КТ-1. Целевой продукт установки - нефтяной кокс. Побочными продуктами является газ коксования, головка стабилизации, стабильный бензин, легкий газойль, сероводород в растворе МЭА.
Установка прокаливания нефтяного кокса (УПНК) предназначена для удаления летучих компонентов, влаги и прокалки суммарного нефтяного кокса, вырабатываемого на установке замедленного коксования с получением товарного прокаленного кокса. Установка состоит из блоков транспорта сырого и прокаленного кокса, прокалки, утилизации тепла, электрофильтра, склада прокаленного 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 организационных мероприятий, обеспечивающих безопасность, сохранение здоровья и работоспособности человека в процессе труда.
Многочисленные и разнообразные технологические процессы нефтехимической промышленности основаны на использовании высоких температур, высоких давлений, взрыво-, пожароопасных и токсичных веществ в различных агрегатных состояний. Для обеспечения благоприятных и безопасных условий труда работающих необходимо применение принципиально различных технических 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 промышленности независимо от характера и степени опасности производства, квалификации и стажа работы по данной профессии или должности при поступлении на работу и в дальнейшем периодически проходят различный инструктаж и обучение безопасным приёмам, и методам работы, без прохождения которых никто не может быть допущен к работе.
Виды инструктажа:
- вводный инструктаж – проводят работники службы безопасности, пожарной охраны и газоспасательной службы;
- первичный инструктаж – проводят на рабочем месте в том цехе, в который направлен новый работник;
- производственное обучение – проводят индивидуально с каждым работником под руководством опытного рабочего или инженерно – технического работника;
- внеплановый инструктаж – проводят при внесении изменений в технологический процесс;
- специальный инструктаж – проводят при направлении 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, механические повреждения, резкое расстройство нервной системы, поражение дыхательного центра.
2.3.2 Меры безопасности при отборе проб. Организация отбора проб зависит от агрегатного состояния веществ, их давления и температуры. Пробы жидкостей из аппаратов и трубопроводов в доступных местах отбирают через отборные краники, капельные отборники и другие устройства, которые исключают разлив продуктов и выделение горючих и ядовитых газов. Пробы отбирают в специальные металлические сосуды, в стеклянные бутыли, пробоотборники. Пробы газов отбирают в специальные металлические пробоотборники.
2.3.3 Предельно допустимые концентрации. Отравление токсичными веществами, находящихся в газообразном или парообразном состоянии, или в виде пыли, возможно только при их концентрации в воздухе рабочей зоны, превышающие 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 опасности; 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 беспечно относиться к работе с этим продуктом. При больших концентрациях керосиновой, бензиновой фракций в воздухе в течение нескольких минут наступает смерть.
2.3.4 Меры безопасности на установке гидроочистки дизельного топлива. Процессы, входящие в состав установки гидроочистки дизельного топлива характеризуются:
- применением токсичных, пожароопасных, взрывоопасных нефтепродуктов, водородсодержащего газа;
- осуществлением реакции обессеривания, гидрирования при высоком
давлении до 4 МПа;
- применением в качестве реагента моноэтаноламина.
Все нефтеперерабатываемые, получаемые, применяемые, на установке нефтепродукты и реагенты по своим физико–химическим свойствам являются пожароопасными, взрывоопасными 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 опасности является комбинирование нескольких отдельных технологических процессов.
Протекание всех технологических процессов секции, а также подготовка некоторых аппаратов или отдельных блоков к ремонту сопряжены с выделением пожаро-, взрывоопасных и вредных веществ:
- сероводорода;
- углеводородных газов и паров нефтепродуктов;
- водородсодержащего газа.
По пожаровзрывоопасности установка гидроочистки дизельной фракции относится к категории А. В соответствии с нормами проектирования
СНИП – 2 – 92 – установки гидроочистки относится к группе производственного процесса IIIб.
Для обеспечения безопасности обсуживающего персонала предусмотрены индивидуальные средства защиты:
1) защита органов дыхания – применяют фильтрующие противогазы, шланговые 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 находящегося в зоне рабочего места, автономные противогазы – полностью от окружающего 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 покровов применяют спецодежду, спецобувь и предохранительные приспособления. Нахождение обслуживающего персонала на рабочем месте без спецодежды и спец обуви категорически запрещается.
2.3.5 Компенсация профессиональных вредностей. В химических и нефтехимических промышленностях предусматривается система льгот и компенсаций профессиональных вредностей. Один из видов такой компенсации – сокращённый рабочий день, так как чем меньше работающий находится в неблагоприятных условиях, тем меньше он подвергается вредному воздействию.
Для работников установлен сокращённый рабочий день продолжительностью шесть часов (что соответствует 36 – часовой рабочей неделе).
Другим видом компенсации профессиональных вредностей является дополнительный отпуск, предоставляемый сверх 12 – дневного отпуска на 6, 12, 18, 24, 30 и 36 рабочих дней.
Для компенсации профессиональных вредностей работникам выдают молоко или другие пищевые продукты, а также лечебно – профилактическое питание для предупреждения профессиональных заболеваний и укрепления их здоровья.
Большую роль в предотвращении вредных воздействий на организм играет правильное применение средств индивидуальной защиты, защищающих от загрязнений, высоких и низких температур и т. д.
3. Мероприятия по охране окружающей среды
В условиях интенсивной индустриализации и химизации народного хозяйства проблема охраны окружающей среды приобрела острый глобальный характер.
Научно-технический прогресс не всегда сочетается с рациональным использованием природных ресурсов и охраной окружающей среды, ещё в значительных масштабах биосфера загрязняется вредными, токсичными веществами.
В этих условиях охрана здоровья населения, обеспечение оптимальных санитарных условий его жизни приобретают исключительно важное значение. Основная роль в осуществлении плановой системы мер по охране окружающей среды отводится совершенствованию технологии производства, максимальному сокращению и утилизации отходов.
При гидроочистке дизельного топлива оборудуется цельный ряд отходов, которые загрязняют окружающую среду.
Например: сброс водяного конденсата после отпарки из К-304, который содержит сероводород и нефтепродукты.
В атмосферу сбрасываются такие газовые смеси, которые содержат ядовитые 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 загрязнения атмосферного воздуха. На факельные установки направляют сдувки из предохранительных клапанов и других предохранительных устройств, токсичные газы и пары. Кроме того на факел направляют газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования или его остановки на ремонт и наладки технологического режима.
3.1 Общие сведения о предприятии
Особенность предприятия - большие единичные мощности комбинированных технологических установок с набором современных процессов. ПНХЗ расположен в северном пром. узле г. Павлодара, на правом берегу р. Иртыш. Рядом с заводом располагаются предприятия химической промышленности и энергетики, промбаза ремонтно-строительного участка, промышленно-пропарочная станция, нефтепричал, мазуто-раздаточная станция. Граница санитарно-защитной зоны (С33) 100 метров от отведенного земельного участка. На юго-западе рядом с С33 расположен поселок Жанаул. Жилые массивы – на расстоянии 7,5 км от предприятия.
Характеристика состояния окружающей среды определяется значениями фоновых концентраций загрязняющих веществ, которые выбрасываются предприятием в атмосферу. С установки С-300-1 выбрасываются H2S, Н2О и NH3.
3.2 Защита атмосферного воздуха от загрязнения
Предприятия химической и нефтехимической промышленности выбрасывают в атмосферу значительные количества газов и пыли. На установке гидроочистки дизельной фракции к основным вредным веществам, загрязняющим атмосферу, относятся: оксид углерода, сероводород, углероды и их производные, сероуглерод, соединения азота, дымовые газы от сжигания топлива в трубчатых печах, газы регенерации.
Различают организованные и неорганизованные источники загрязнения. Организованные выбросы, которые можно контролировать, поступают от предохранительных клапанов, из систем общей и местной вытяжной вентиляции и др. Неорганизованные выбросы возникают из-за неплотностей в аппаратуре, трубопроводах, отборе проб вручную.
Борьба с неорганизованными выбросами затруднена в связи с тем, что их источники рассредоточены на большой территории, поэтому применение каких – либо очистных сооружений исключается.
Для защиты атмосферы от промышленных выбросов применяю различные способы. В соответствии с санитарными нормами промышленные предприятия, в частности Павлодарский Нефтеперерабатывающий завод, располагают по отношению к населённому пункту с подветренной стороны и отделяют санитарно – защитной зоной.
Степень загрязнения атмосферного воздуха зависит также от высоты выброса. Поэтому все организованные выбросы следует направлять выше зоны аэродинамической тени. При это приземные концентрации вредных веществ уменьшаются примерно в 6 раз. С увеличением высоты выброса степень рассеивания загрязняющих веществ возрастает и часто может быть доведена до предельно допустимой.
Выбросные трубы располагают на возвышенных местах, хорошо обдуваемых ветром. Высоту дымовых и выбросных труб рассчитывают с учётом скорости и направления господствующих ветров, рельефа местности, температуры выброса и воздуха.
Отработанные газы сбрасывают на свечу. Факельные системы являются значительными источниками загрязнения атмосферного воздуха. На факельные установки направляют «сдувки» и с предохранительных клапанов и с других предохранительных устройств, токсичные газы и пары. Кроме того, на факел направляют газы и пары в аварийных случаях, в период пуска оборудования, при остановке оборудования на ремонт и наладке технологического режима (периодический сброс)
В основы гигиенического критерия вредности сброса сточных вод положена степень ограничения водопользования, вызванная загрязнением, создающим опасность для здоровья населения или ухудшающим санитарные условия жизни. В качестве ПДК вредного вещества в воде водных объектов принимается максимальная концентрация, которая не оказывает прямого или опосредованного влияния на состояние здоровья настоящего и последующих поколений. Поэтому очень важное значение имеет место очистки сточных вод с предприятий нефтеперерабатывающей промышленности.
Таблица 2 - Характеристика источников выделения и выбросов вредных веществ в атмосферу
| Источники | Наименование производства и источники выделения вредных веществ | Наименование вредного вещества | Количество вредных веществ | |
| Max,г/с | Суммарное т/год | |||
Дымовая труба Н = 180м Д =7,2м Дымовая труба Н = 180м Д = 7,2м |
Технологические печи 100, 200, 300. Реакторы блока гидроочистки и риформинга |
Углеводороды СО SO2 NO NO2 Пыль неорга- ническая V2O5 Бензапирен СО SO2 |
0,865 1,973 73.182 10.528 0.552 0,668 0.227 0,00013 0,1 2.68 |
24,969 56,945 2111.87 302.945 15.944 19,288 6.5660 0,0040 0,039 1.192 |
4. Краткая характеристика основного производства ЗАО
«Павлодарский НХЗ»
Павлодарский НПЗ спроектирован по топливному варианту.
В состав завода входят: установки ЛК-6У, КТ-1, установки производства битумов, серы, замедленного коксования, прокалки кокса, установка производства водорода.
4.1 Общая характеристика установок
4.1.1 Установка ЛК-6У
Установка ЛК-6У введена в эксплуатацию в 1978 году, состоит из 4-х cекций:
- C-100 -ЭЛОУ-АТ, мощностью 7,5 млн.тн/год;
- С-200 -каталитический риформинг, мощностью 1 млн. тн/год;
- С-300/1 -гидроочистка дизельного 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, является головной в комбинированной установке ЛК-6У и предназначена для переработки смеси Западно-Сибирских нефтей.
Процесс проводится с помощью физико-химических методов: обессоливания, обезвоживания, ректификации, теплообмена.
Секция 100 состоит из двух блоков: блока ЭЛОУ, предназначенного для электрообессоливания, 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 именно:
- фр. НК – 62°С – нестабильная головка – сырье секции 400,
- Фр. 62 – 180°С – прямогонный бензин – сырье секции 200,
- Фр.140 – 230°С – керосиновая фракция – сырье секции 300/2,
- фр.230 – 350°С – дизельная фракция – сырье секции 300/1,
- фр. выше 350°С – мазут – сырье вакуумных блоков КТ-1, УПБ.
Основное оборудование С.100 – блок ЭЛОУ: электродегидраторы; блок АТ: ректификационные колонны – К-101-отбензинивающая, К-102-атмосферная, К-103-отпарная, К-104-стабилизационная; трубчатые печи – П-101,101/1,102, теплообменное и насосное оборудование.
Секция 200. Секция 200 установки ЛК-6У – каталитический риформинг, предназначена для получения высокооктановых компонентов автомобильных бензинов и технического водорода в результате каталитических превращений широкой бензиновой фракции 62-180°С секции 100 установки ЛК-6У.
Водородсодержащий газ (технический водород) используется далее в процессах гидроочистки топлив.
Процесс риформинга осуществляется при последовательном прохождении сырья через три реактора, заполненных катализатором: Р-202, Р-203 – полиметаллический катализатор RG-482 фирмы «Аксенс», Р-204 – полиметаллический катализатор RG-582 этой же фирмы.
Для улучшения качества сырья каталитического риформинга в состав секции 200 включен блок гидроочистки, позволяющий снижать содержание сернистых, азотистых, кислородсодержащих, металлоорганических и непредельных соединений в сырье. В реакторе предварительной гидроочистки Р-201 используется катализатор KF-752-3Q фирмы Aкзо-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 гидрогенизации, органические соединения серы, кислорода и азота превращаются в присутствии водорода и катализатора в углеводороды с выделением сероводорода, 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 –гидроо
В процессе гидроочистки соединения серы, кислорода и азота превращаются в присутствии водорода и катализатора в углеводороды с выделением сероводорода воды и аммиака.
Готовой продукцией секции являются:
- гидроочищенная фракция 140-230°С;
- бензин - отгон, используемый в качестве компонента сырья секции 100,200;
- углеводородный газ используется в качестве топлива.
- Секция 400 установки ЛК-6У-установка газофракционирования предельных углеводородов, предназначена для получения сжиженных углеводородных газов коммунально-бытового и технического назначения, сырья для нефтехимических производств и компонентов автомобильных бензинов путем переработки нестабильных головок первичной переработки нефти и каталитического риформинга.
Предусмотрено два варианта работы установки:
I вариант – получение пропановой, изобутановой фракции, фракции нормального бутана, фракции С5 и выше;
II вариант – получение бытового газа, бутана технического, изопентана, фракции С5 и выше.
4.1.2 Установка КТ-1
Установка КТ-1 введена в эксплуатацию в 1983 году. Представляет собой комплекс по глубокой переработке мазута, состоит из следующих секций:
- Секция 001 – вакуумная перегонка мазута, мощностью 4000 тыс.тн/год;
- Cекция 100 – гидроочистка вакуумного газойля, мощностью 2400 тыс.тн/год;
- Секция 200 – каталитический крекинг, мощностью 2000 тыс.тн/год;
- Секция 300 – абсорбция и газофракционирование, мощностью 1250 тыс.тн/год.
Секция 001 предназначена для переработки мазута методом ректификации под вакуумом с целью получения:
- вакуумного дистиллята-сырья гидроочистки вакуумного газойля (С-100);
- гудрона – сырья установки замедленного коксования или блока висбрекинга;
- легкой дизельной фракции–сырья гидроочистки секции 100;
- затемненного продукта-компонента котельного топлива.
Мазут с ЛК-6у поступает на топливную станцию в резервуары Р-3,6, предусмотрена также 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 для предварительного гидрогенизационного облагораживания сырья каталитического крекинга с целью снижения содержания сернистых, азотистых, кислородсодержащих, металлоорганических соединений и полициклической ароматики с одновременным снижением его коксуемости, а также очистки газов раствором моноэтаноламина от сероводорода.
Процесс гидроочистки сырья каталитического крекинга осуществляется по традиционной для всех гидроочисток технологии и включает:
реакторный блок, где осуществляется собственно процесс гидроочистки и отделение гидрогенизата от циркулирующего водородсодержащего и углеводородных газов, в качестве катализаторов гидроочистки используются катализаторы фирмы Грейс-Девисон;
отделение ректификации (стабилизации) гидрогенизата, где происходит последующее разделение гидрогенизата на бензин, дизельное топливо и гидроочищенный 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 подвергаются циркуляционный водородсодержащий газ, сухой газ каталитического крекинга, жирный газ висбрекинга, пропан-пропиленовая фракция и углеводородный газ секции-100;
блок защелачивания бутан-бутиленовой фракции, где при неработающем реакторном блоке колонна очистки углеводородного газа висбрекинга используется 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 технологических печей;
- сероводород в растворе насыщенного МЭА.
Основное оборудование секции: реактора 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-компрессорное оборудование.
Секция 200, входящая в состав комбинированной установки КТ-1, включает в себя реакторный блок каталитического крекинга, блок ректификации и очистки технологического конденсата, воздушную компрессорную.
В основу реакторного блока принята схема каталитического крекинга по типу установок Г-43-107 с прямоточным лифт-реактором с псевдосжиженным слоем микросферического катализатора. В качестве катализатора крекинга в настоящее время используется катализатор «Спектра-985р» (фирмы Грейс Девисон, Германия).
Процесс каталитического крекинга гидроочищенного сырья является целевым в наборе процессов установки КТ-1 и позволяет получать следующие продукты:
- жирный газ и нестабильный бензин, используемые в качестве сырья на секции абсорбции и газофракционирования с целью получения пропан-пропиленовой, бутан-бутиленовой фракции, сухого 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 ”;
- фракция 270-420° С, используемая в качестве компонента сырья для производства технического углерода или компонента котельного топлива;
- фракция >420°С, используемая в качестве компонента сырья для производства технического углерода, игольчатого кокса или компонента котельного топлива.
Разделение данных продуктов крекинга осуществляется по традиционной схеме для всех моделей каталитического крекинга и осуществляется в ректификационной колонне К-201.
Реконструированный в составе секции блок очистки технологического конденсата позволяет довести до нормы качественный состав конденсата перед сбросом его на очистные сооружения завода.
Основное оборудование секции: реактор Р-201, регенератор Р-202, ректификационная колонна К-201, отпарная колонна К-202/1,2, десорбер К-203, теплообменное и емкостное оборудование, насосно-компрессорное оборудование.
Секция 300. Секция абсорбции и газофракционирования предназначена для абсорбции, стабилизации и фракционирования жирного газа и нестабильного бензина, поступающих с секции каталитического крекинга.
Секция абсорбции и газофракционирования состоит из следующих блоков:
- блока абсорбции, где осуществляется деэтанизация и абсорбция жирного газа и нестабильного бензина; процесс абсорбции ведется при пониженных температурах с применением водяного и воздушного охлаждения, что обеспечивает извлечение фракции С3 и выше не менее 80% весовых от потенциала;
- блока стабилизации и разделения газовой “головки”, где осуществляется стабилизация нестабильного бензина - насыщенного абсорбента блока абсорбции с получением стабильного бензина и “головки” стабилизации, которая разделяется на пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции.
Основное оборудование секции: фракционирующий абсорбер К-303, стабилизатор бензина К-304, ректификационные колонны К-305,306, теплообменное и емкостное оборудование, насосно-компрессорное оборудование.
4.1.3 Установка производства битумов
Установка производства битумов введена в эксплуатацию в 1979 году, состоит из блока вакуумной перегонки мазута и битумного блока, мощностью по битуму 500 тыс. тн/год, запроектирована «Ростгипронефтехимом».
Основное назначение блока вакуумной перегонки мазута - получение гудрона 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 вакуумного газойля комплекса КТ-1. Фр.450-500 ° С используется как компонент сырья установки каталитического крекинга. Смесь указанных фракций и каждая фракция в отдельности может использоваться как компонент котельного топлива в схеме завода.
Для повышения термической стабильности продуктов и улучшения ректификации мазута процесс проводится под вакуумом (остаточное давление 35-100 мм.рт.ст) с подачей перегретого пара в нижнюю часть вакуумной колонны К-1. Для турбулизации потоков предусмотрена подача пара в сырьевой змеевик.
Битумный блок предназначен для получения непосредственно битумов: строительного, дорожного, кровельного, изоляционного.
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 аппарат с расширенной верхней частью, оборудованный маточником для подачи воздуха. Маточник предназначен для более равномерного распределения воздуха 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 кислород окисляет высококипящие фракции, процесс окисления сопровождается выделением тепла.
Дорожный битум вывозится по железной дороге бункерами и, битумовозами, кровельный вывозится самовывозом битумовозами, строительный битум затаривается в мешки бесподдонным методом погрузчиками и отгружаются в вагоны или вывозятся самовывозом.
Технологическое оборудование:
Вакуумная колонна-высота 29200мм,17 тарелок, из них 7 клапанных,7 ситчатых, 3 глухих.
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 производства серы
Установка производства серы, мощностью 20тыс.тн.серы/год, запроектирована институтом «Гипрогазоочистка» г.Москва и состоит из двух блоков: блока регенерации водного раствора моноэтаноламина и блока получения серы. Блок регенерации водного раствора моноэтаноламина введен в эксплуатацию в 1978году, блок производства серы - в 1979году.
Установка производства серы с блоком регенерации раствора МЭА предназначена для регенерации водного раствора МЭА и получения элементарной серы из сероводорода, выделившегося при регенерации.
Регенерация водного раствора МЭА производится кипячением раствора с помощью «глухого» пара в тарельчатых десорберах. Производительность блока 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. Каталитические стадии оборудованы топками, конверторами, конденсаторами-генераторами типа Г-420.
4.1.5 Установка замедленного коксования
Установка замедленного коксования типа 21-10/9 предназначена 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;
- компонент 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 битумной.
В основу технологического процесса получения кокса заложен метод термического крекинга гудрона в коксовых камерах Р-1, Р-2, Р-3, Р-4 при температуре 460-490°С с последующей ректификацией газов коксования в колонне К-1.
На установке применяется гидравлическая выгрузка кокса из коксовых камер в две стадии: бурение центрального ствола и резка.
Схема установки принята двухпоточной по блоку коксовых камер и однопоточной по ректификации, системе обработки и транспорта кокса. Установка работает непрерывно по блоку ректификации, заполнение камер коксом и выгрузка 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 превышает 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, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т.д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С. С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке. Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.
5.1 Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти,
стабилизация нефти
Потери легких компонентов в основном происходят в резервуарах при так называемых «больших и малых дыханиях» — выброс воздуха, содержащего испарения нефти, при заполнении пустого резервуара или незначительные по объему выбросы, вызываемые колебаниями уровня в резервуаре и изменениями плотности при перепаде температур. Устранение потерь дыхания резервуаров осуществляют посредством их герметизации и применения дышащих крышек, дышащих баллонов, и др. Суть применяемых дышащих аппаратов заключается в их способности изменять объем под давлением 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 для сокращений потерь при малых дыханиях резервуаров. Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т.е. удалению низкомолекулярных углеродов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.
5.2 Сортировка нефти
Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторой нефти характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет серность, масляничность смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественной характеристики нефти в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти. Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефти в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.
5.3 Выбор направления переработки нефти
Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:
топливный,
топливно-масляный,
нефтехимический.
По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка — гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.
По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергается очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими гланами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.
Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только 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 каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.
5.4 Очистка нефти от примеси
От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках. Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию стойкой эмульсии предшествуют, понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества — эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т.п., легче смачиваемые нефтью, чем водой. Существуют три метода разрушения нефтяных эмульсий:
механический: отстаивание — применяется к свежим, легко разрешимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением
8-15 а.т.м в течение 2-3 ч, не допуская испарения воды. центрифугирование — отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности 15 — 45 м3/ч каждая.
химический: разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ — деэмульгаторов. Разрушение достигается
а) адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью,
б) образованием эмульсий противоположного типа
в) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором.
Химический метод применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим.
электрический: при попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. Установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ — электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении
8-10 ат, применяют группами по 6 — 8 шт. с производительностью 250 — 500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработке.
6. Принципы первичной переработки нефти
Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти:
к первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов — перегонка нефти;
ко вторичным относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов, предназначенные для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия.
При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах, чем при прямой перегонке нефти. Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многократным испарением производится с поэтапным нагреванием нефти, и отбиранием на каждом этапе фракций нефти с соответствующей температурой перехода в паровую фазу. Перегонку нефти с постепенным испарением в основном применяют в лабораторной практике для получения особо точного разделения 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 Перегонка нефти с однократным, многократным и
постепенным испарением
При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостная 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 этом случае одна и та же. Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе. Если при каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния, а число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным испарением. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Если для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным и многократным испарением , то окажется, что температура начала кипения фракций при однократном испарении выше, а конца кипения ниже, чем при многократном испарении . Если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее. К тому же при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350 — 370°С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350 — 370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья.
6.2 Устройство и действие ректификационных колонн, их типы
Ректификация простых и сложных смесей осуществляется в колоннах периодического или непрерывного действия. Колонны периодического действия применяют на установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения.
Классическая схема установки
Сырье поступает в перегонный куб на высоту около 2/3 его диаметра, где происходит подогрев глухим паром. В первый период работы ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент смеси, например бензольную головку, затем, повышая температуру перегонки, компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т.д.). Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образовывая кубовый остаток. По окончанию процесса ректификации этот остаток охлаждают и откачивают. Куб вновь заполняется сырьем и ректификацию возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший расход тепла и меньшая производительность установки.
Установка непрерывного действия лишена многих указанных недостатков. Принципиальная схема установки.
Сырье через теплообменник поступает в подогреватель и далее на разные уровни ректификационной колонны . Нижние фракции разогревают в кипятильнике и сбрасывают обратно в ректификационную колонну. При этом самая тяжелая часть выводится из кипятильника в низ колонны и вместе с жидким осадком на дальнейшую переработку тяжелых фракций. А легкие фракции сверху в конденсатор-холодильник, и далее из аккумулятора частично назад в колонну для орошения, а частично — в дальнейшую переработку легких фракций. В зависимости от числа получаемых продуктов различают простые и сложные ректификационные колонны. В первых при ректификации получают два продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены для получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединенные простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в нее смесь на два компонента. В каждой простой колонне имеются отгонная и концентрационная секции. Отгонная, или отпарная, секция расположена ниже ввода сырья. Тарелка, на которую подается сырье для разделения, называется тарелкой питания. Целевым продуктом отгонной секции является жидкий остаток. Концентрационная, или укрепляющая, секция расположена над тарелкой питания. Целевым продуктом этой секции являются пары ректификата. Для нормальной работы ректификационной колоны обязательны подача орошения наверх концентрационной секции колонны и ввод тепла (через кипятильник) или острого водяного пара в отгонную секцию. В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные колонны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные и др. В зависимости от давления они делятся на ректификационные колонны высокого давления, атмосферные и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефти и бензина, газофракционирования на установках крекинга и гидрогенизации. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при перегонке нефти, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов. Для равномерного распределения паров и жидкости в насадочных колоннах в качестве насадки применяют шары, призмы, пирамиды, цилиндры из различных материалов (обычно из прессованной угольной пыли) с наружным диаметром от 6 до 70 мм и отношением площади поверхности к объему от 500. Насадку помещают 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 колонны очень важно равномерное распределение стекающей флегмы и паров по всему поперечному сечению колонны. Этому благоприятствует однородность тела насадки, максимально возможная скорость восходящего потока паров, равномерно распределенные слои насадки и строгая вертикальность колонны. На практике достигнутое вначале равномерное распределение паров и флегмы нарушается, т. к. пар стремится оттеснить жидкость к стенкам колонны и перемещаться через центр насадки. В связи с этим насадка и разбивается на несколько слоев, а тарелки, на которых размещается насадка, имеют специальную конструкцию, позволяющую снова равномерно перераспределять потоки после каждого слоя насадки. Эффективность использования насадочных колонн очень высока но есть и неудобства: насадку периодически приходится изымать из колоны с целью очищения от смолистых частиц со временем покрывающих насадку и ухудшающих ее смачиваемость, к тому же применение насадочных колонн выдвигает очень жесткое требование выдержки определенного давления пара и количества поступающей флегмы. В случае падения давления пара в колонне происходит ускорение стекания флегмы и резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости. В случае превышения давления пара замедляется стекание флегмы, что приводит к ее скоплению в верхних слоях насадки и запиранию паров в нижней части колонны («захлебыванию» колонны). Это приводит к еще большему повышению давления пара в нижней части колонны, и, в критический момент, прорыв пара сквозь флегму в верхнюю часть колонны. Следствием «захлебывания» колонны также является резкое уменьшение площади соприкосновения пара и жидкости. В тарельчатых колоннах для повышения площади соприкосновения потоков пара и флегмы применяют вместо насадки большое число тарелок специальной конструкции. Флегма стекает с тарелки на тарелку по спускным трубам, причем перегородки поддерживают постоянный уровень слоя жидкости на тарелке. Этот уровень позволяет постоянно держать края колпаков погруженными во флегму. Перегородки пропускают для стока на следующую тарелку лишь избыток поступающей флегмы. Принципом действия тарельчатой колонны является взаимное обогащение паров и флегмы за счет прохождения под давлением паров снизу вверх сквозь слой флегмы на каждой тарелке. За счет того, что пар проходит флегму в виде мельчайших пузырьков площадь соприкосновения пара и жидкости очень высока. Конструкции тарелок разнообразны. Применяют сетчатые, решетчатые, каскадные, клапанные, инжекционные и комбинированные тарелки. Конструкцию тарелок выбирают исходя из конкретных 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 попутным отделением воды (паров), переработка с предварительным отделением тяжелейших фракций нефти) применяют роторные колонны с высокой производительностью. Тарелки такой колонны представляют собой конические щитки с углом наклона 40°, с чередованием тарелок закрепленных к стенкам колонны и тарелок закрепленных к центральному вращающемуся валу. Таким образом вращающиеся тарелки чередуются с неподвижными. Вращение тарелок происходит от привода со скоростью 240 об/мин. Флегма спускается сверху по неподвижной тарелке и у центра переливается на нижележащую вращающуюся тарелку. Под влиянием центробежной силы флегма перемещается по вращающейся тарелке вверх до ее периферии и в виде сплошной кольцевой пленки переходит на стенки корпуса колонны и дальше — на низлежащую тарелку. 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 позволяет строить очень компактную колонну с высоким (свыше 85%) КПД. В колонну вводится подогретое сырье, необходимая температура которого поддерживается нагревателем . Указанная конструкция очень удобна в использовании, практически не требует ремонта и профилактических работ, долговечна и не столь чувствительна к изменениям температур и давления исходных компонентов.
6.3 Комплексы ректификационных колонн, виды их подключения
В промышленности наиболее часто применяются сложные установки ректификационных колонн, комбинирующих разные виды колонн и разные типы их подключения. Это позволяет корректировать технологический процесс для разных условий переработки нефти и получения необходимых дистиллятов. В зависимости от направления переработки нефти в процессе ректификации могут участвовать разные установки ректификационных колонн. Достигается это сменой потоков сырья и промежуточных продуктов, что требует высокой магистральности сообщений коллон и установок и возможности компактного и ресурсосберегающего перенаправления потоков. Подключение колонн возможно:
последовательное, где с каждой последующей колоны снимают более тяжелый продукт, который одновременно служит флегмой для предыдущей колонны
навесной, где к основной колонне пристроены вспомогательные, куда поступают дистилляторы отобранные с разных уровней основной колонны и проходят дополнительную очистку. Остаток вспомогательных колонн сбрасывают назад в основную. Возможно взаимное подключение вспомогательных колонн, использование выходного продукта одной вспомогательной колонны (ниже расположенной по циклу) в качестве флегмы для другой (выше расположенной по циклу) и др. Вспомогательные колонны могут также иметь различную конструкцию — использовать различный тип тарелок, различные нагревательные агенты, технологические условия (давление, температурный режим) и др.; и размещение — объединяться конструктивно в одну, надстраиваться над основной, располагаться вокруг основной колонны, помещаться внутри основной колонны; с комбинированием последовательных и навесных подключений.
6.4 Промышленные установки по первичной переработке нефти
Процесс первичной переработки нефти (прямой перегонки), 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. Трубчатые установки отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.). В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (АТ). Вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ). По числу ступеней испарения (количеству ректификационных колон) различают трубчатые установки
однократного испарения — на одной ректификационной колонне получает все дистилляты — от бензина до вязкого цилиндрового. Остатком перегонки является гудрон.
двукратного испарения — сначала при атмосферном давлении нефть перегоняется до мазута, который потом перегоняется в вакууме до получения в остатке гудрона. Эти процессы идут в двух колоннах.
трехкратного испарения — используются две атмосферные колонны и одна вакуумная. В первой колоне из нефти отбирают только бензин, во второй — отбензиненая нефть перегоняется до мазута, в третьей — мазут до гудрона.
четырехкратного испарения — установка с доиспарительной вакуумной колонной для гудрона в концевой части. Широкое распространение нашла комбинация ЭЛОУ-АВТ-комплекс вторичной переработки.
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.
Заключение
Компоненты, полученные после первичной переработки, обычно не используются как готовый продукт. Легкие фракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшего объема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественными показателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно на битумных, коксующих и других установках.
Список использованной литературы
1. Коршак А.А., Шаммазов А.М.: «Основы нефтегазового дела», издательство «Дизайнполиграфсервис», 2004
2. Шаммазов А.М. «История нефтегазового дела», Москва «Химия», 2001
3. Современный справочник по нефтяным топливам и технологиям их производства. М.И. Рустамов, А.С. Гайсин, Д.Н. Мамедов, Фонд «Химик», 2005
4. http://www.aboutcompany.ru/company/pavlodarskiy_neftepererabativayuschiy_zavod.html
5. http://www.pnhz.kz