Введение
Нефть
– это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричневого или почти черного цвета с характерным запахом, обладающая слабой флюоресценцией, более легкая (плотность 0,73-0,97г/см3
), чем вода, почти нерастворимая в ней. Нефть сильно варьирует по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3
, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3
).
Нефть
– это горная порода. Она относится к группе осадочных пород вместе с песками, глинами, известняками, каменной солью и др. Мы привыкли считать, что порода – это твердое вещество, из которого состоит земная кора и более глубокие недра Земли. Оказывается, есть и жидкие породы, и даже газообразные. Одно из важных свойств нефти – способность гореть.
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.
1.
Назначение и характеристика процесса переработки нефти
Добытая из промысловых скважин нефть содержит попутный газ, песок, ил, кристаллы солей, а также воду, в которой растворены соли, преимущественно хлориды.
Попутные и растворенные газы отделяются от нефти в системе трапов-газосепараторов за счет последовательного снижения давления -от давления в скважине до атмосферного. После этого в нефти еще остаются растворенные газы (до 4 % мас.).
В трапах одновременно с отделением газа происходит и отстой сырой нефти от механических примесей и основной массы промысловой воды. Поэтому эти аппараты на промыслах называют отстойниками.
Отсюда нефть поступает на промысловые электрообессоливающие установки.
В основе процесса обезвоживания лежит разрушение нефтяных эмульсий, которые образуются при добыче нефти за счет закачки воды в пласт. Обезвоженную и обессоленную нефть смешивают с пресной водой, создавая искусственную эмульсию (но с низкой соленостью), которую так же подвергают расслаиванию. Вода очищается на установке и снова закачивается в пласт для поддержания пластового давления и вытеснения нефти.
Наиболее простой способ удаления воды из нефти на промыслах - термохимическое обезвоживание при атмосферном давлении. К подогретой до 30-50°С нефти добавляется деэмульгатор, а затем нефть поступает в резервуар для отстаивания. При такой обработке нефти возможны большие потери легких нефтепродуктов во время отстаивания в негерметичных резервуарах. Эти недостатки устраняются при термохимическом отстаивании под давлением.
При глубоком обезвоживании некоторых нефтей, в пластовой воде которых содержится мало солей, происходит почти полное их удаление. Однако большинство нефтей нуждается в дополнительном обессоливании.
В некоторых случаях для обессоливания используется термохимический метод, но чаще применяется способ, сочетающий термохимическое отстаивание с обработкой эмульсии в электрическом поле. Установки последнего типа носят название электрообессоливающих (ЭЛОУ).
Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка
. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей
(рис.6) за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.
АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки
. Атмосферная перегонка
предназначена для отбора светлых нефтяных фракций
- бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут.
Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне
- цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки)
, через которые пары движутся вверх, а жидкость - вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.
Вакуумная перегонка
предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов
на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля)
на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.
Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг)
, а конец кипения вакуумного газойля - 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.
Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы
.
2.
Состав и характеристика сырья и продукция.
Сырьё процесса - нефть, содержащая соли (до 900 мг/л) и воду (до 1,0%).
Продукция:
· углеводородный газ – выводится в виде газа и головки стабилизации, используется как бытовое топливо и сырьё для газофракционирования;
· бензиновая фракция – выкипает в пределах 30-180°C, используется как компонент товарного автобензина, как сырьё установок каталитического риформинга, вторичной перегонки, пиролизных установок;
· керосиновая фракция – выкипает в пределах 120-315о
С, используется как топливо для реактивных и тракторных двигателей, для освещения, как сырьё установок гидроочистки;
· дизельная фракция (атмосферный газойль) – выкипает в пределах 180 –350 О
С, используется как топливо для дизельных двигателей и сырьё установок гидроочистки;
· мазут (остаток атмосферной перегонки) выкипает выше 350О
С, используется как котельное топливо или сырьё термического крекинга;
· вакуумный дистиллят (вакуумный газойль) – выкипает в пределах выше 350-500 О
С, используется как сырьё каталитического крекинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов;
· гудрон (остаток атмосферно - вакуумной перегонки) – выкипает при температуре выше 500О
С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел.
3.
Технологическая схема
Рис.1. Схема установки первичной переработки нефти (ЭЛОУ-АВТ).
К-1 – отбензинивающая колонна; К-2 – атмосферная колонна; К-3 – отпарная колонна; К-4 – стабилизатор; К-5 – вакуумная колонна; Э-1 – Э-4 – электродегидраторы; П-1, П-2 –печи; КХ-1 - КХ-4 –конденсаторы-холодильники; Е-1, Е-2 – рефлюксные емкости; А-1 –пароэжекторный вакуум-насос;
I – нефти; II – головка стабилизации; III – стабильный бензин; IV – керосин; V – дизельная фракция; VI – вакуумный дистиллят; VII - гудрон; VIII – выхлопные газы эжектора; IX – деэмульгатор; X – вода в канализацию; XI – водяной пар.
Установка состоит из 2-3 блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка, состоящая только из первых двух блоков носит название атмосферной трубчатки (АТ), из всех трёх блоков – атмосферно-вакуумной трубчатки (АВТ). Иногда первый и третий выделяются в самостоятельные установки. Нефть насосом забирается из сырьевого резервуара и проходит теплообменники, где подогревается за счет теплоты отходящих продуктов, после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля, повышенной температуры, деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды от нефти.
Вода сбрасывается в канализацию (или подаётся на упарку с выделением солей), а нефть проходит вторую группу теплообменников и поступает в отбензинивающую колонну К-1.
В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-1. Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 подаётся через трубчатую печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в К-1, сообщая дополнительное количество теплоты, необходимое для ректификации.
В колонне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. Верхний продукт колонны К-2 –тяжелый бензин – конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-2 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-2. Керосиновая и дизельные фракции выводятся из колонны К-2 боковыми погонами и поступают в отпарные колонны К-3.
В К-3 из боковых погонов удаляются (отпариваются) легкие фракции. Затем керосиновая и дизельные фракции через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники выводятся с установки. С низа К-2 выходит мазут, который через печь П-2 подаётся в колонну вакуумной перегонки К-5.
В вакуумной колонне К-5 мазут разделяется на вакуумный дистиллят, который отбирается в виде бокового погона, и на гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники уходят с установки.
Для снижения температуры низа колонн К-2 и К-5 и более полного извлечения дистиллятных фракций в них полётся водяной пар. Избыточная теплота в К-2 и К-5 снимается с помощью циркулирующих орошений.
Бензин из рефлюксных емкостей Е-1 и Е-2 после подогрева подается в стабилизационную колонну К-4. С верха К-4 уходит головка стабилизации – сжиженный газ, а с низа – стабильный бензин.
Необходимая для ректификации теплота подводится в К-4 циркуляцией части стабильного бензина через печь.
4.
Технический режим
Показатели технологического режима установок первичной переработки приводятся в таблице 1:
Таблица 1
| Участок схемы, сырьё | Показатели процесса |
| Температура, о
С |
|
| Нефти, поступающей на обессоливание | 120-140 |
| Подогрева нефти в сырьевых теплообменниках | 210-230 |
| Нагрева нефти в атмосферной печи П-1 | 320-360 |
| Нагрева мазута в вакуумной печи П-2 | 400-420 |
| Верх К-1 | 120-140 |
| Низ К-1 | 240-260 |
| Верх К-2 | 120-130 |
| Низ К-2 | 340-355 |
| Верх К-4 | 80-110 |
| Низ К-4 | 160-220 |
| Верх К-5 | 100-110 |
| Низ К-5 | 360-380 |
| Избыточное давление, МПа | |
| Верх К-1 | 0,4-0,5 |
| Верх К-2 | 0,06-0,1 |
| Верх К-4 | 0,7-1,2 |
| Остаточное давление в К-5, Па | 5000-8000 |
| Массовая доля воды в нефти, в % | |
| До обессоливания | До 1,0 |
| После обессоливания | 0,1-0,15 |
| Содержание солей в нефти, мг/л | |
| До обессоливания | До 900 |
| После обессоливания | 3-15 |
5.
Мощность и материальный баланс
Мощность установок АТ и АВТ может составлять от 2 до 12 млн.т./год. Выход продукции на установках первичной переработки зависит от свойств исходной нефти, достигнутого отбора от потенциала светлых нефтепродуктов, вакуумного дистиллята и т.д. Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) приводится ниже:
Таблица 2
| Сырьё, продукты | I | II |
| Поступило, % | ||
| Нефть | 100,1 | 100,1 |
| В том числе вода и соли | 0,1 | 0,1 |
| Получено | ||
| Сжиженный углеводородный газ | 1,0 | 1.1 |
| Бензиновая фракция (н.к.-140о
С) |
12,2 | 18,5 |
| Керосиновая фракция(140-240о
С) |
16,3 | 18,9 |
| Дизельная фракция (240-350о
С) |
17,0 | 20,3 |
| Вакуумный дистиллят(350-500о
С) |
23,4 | 23,1 |
| Гудрон (выше 500о
С) |
29,2 | 18,2 |
| Отходы и потери | 1,0 | 1,0 |
6.
Технико-экономические показатели
Приводятся показатели из расчета на 1 тонну ромашкинской нефти:
Таблица 3
| Показатели | Установка АТ | Установка АВТ |
| Пар водяной, ГДж (Гкал*) | 0,08(0,019) | 0,143 (0,034) |
| Вода оборотная, м3 | 1,8 | 3,3 |
| Электроэнергия, кВт-ч | 5,3 | 6,5 |
| Топливо, кг. | 20,0 | 26,7 |
| Деэмульгатор неионогенный, кг. | 0,03 | 0,03 |
| Ингибитор коррозии, кг. | 0,001 | 0,001 |
7.
Техника безопасности
Выполнение следующих правил безопасного ведения процесса, связанных с ним работ исключает возможность аварии, взрывы, пожары, травмирование людей, нарушение технологического режима.
Лица, допускаемые к производству, работ должны быть проинструктированы и обучены безопасным приемам работы, сдать экзамены и иметь при себе соответствующее удостоверение. При введении новых технологических процессов и методов труда, видов оборудования и механизмов, а также правил и инструкций, должен проводиться дополнительный инструктаж.
Не допускается загромождение и загрязнение производственных площадок, помещений, оборудования, проездов, дорог в местах где запрещен проезд транспорта должны быть вывешены предупредительные надписи и знаки, дренажные и канализационные колодцы должны быть надежно закрытыми или огражденными.
Систематически должны производиться осмотр и проверка производственного оборудования и своевременный его ремонт согласно графика ППР. Каждое действующее оборудование, аппараты, сосуды должны быть оснащены полным комплектом приспособлений, приборов, предусмотренных проектом или ГОСТом.
Не допускается работа производственного оборудования с нарушением параметров, установленных технологической картой или технологическими условиями и инструкциями.
Изменения в технологическую карту (регламент) разрешается вносить только после письменного указания главного инженера предприятия, причем они должны соответствовать рабочим параметрам, указанным в паспорте оборудования.
Эксплуатация трубопроводов, оборудования, аппаратов, сосудов при не герметичности фланцевых соединений или трещин по целому материалу - за
Производственные помещения должны быть обеспечены вентиляцией, создающей в зоне пребывания рабочих состояние воздушной среды, соответствующее санитарным нормам. Эффективность вентиляционных установок проверяется систематически, один раз в год. При вынужденной остановке вентиляционных установок должны быть приняты меры по обеспечению санитарного состояния воздушной среды, согласно санитарных норм СНИП.
В инструкциях по эксплуатации вентиляционных установок перечисляются особые указания о мерах, принимаемых персоналом при внезапной загазованности или возникновении пожара.
Во избежание распространения пожара в сети промливневой канализации во время возгорания нефтепродуктов или пожара на производственной площадке, на канализационных сетях промстоков и произодственно-ливневых стоках устанавливаются гидрозатворы.
Приборы контроля и автоматики могут применяться только разрешенные решением Госстандарта СССР и его подведомственных органов. Проверка, регулировка и ремонт приборов осуществляется в соответствии с “Правилами организации и проверки измерительных приборов и контроля за состоянием измерительной техники с соблюдением стандартов и технических условий”. За КИПиА должен быть обеспечен надзор, они должны находиться в условиях, обеспечивающих их безотказную работу.
Производство газоопасных, огневых, ремонтных, земляных работ без наличия оформленного наряд-допуска не допускается.
В местах, где возможно смешивание взрывоопасной смеси газа с воздухом, во избежание искрообразования от ударов, запрещается применение инструментов из стали. Инструмент должен быть из металла не дающего искры. Пользоваться не взрывозащищенными переносными светильниками не разрешается.
Во время работы установки необходимо обеспечить постоянный контроль за давлением, расходом, уровнем - их изменения должны производиться плавно.
Объекты энергоснабжения должны обслуживаться электротехническим персоналом имеющим соответствующую группу допуска. Напряжение на электрооборудование должно подаваться и сниматься дежурным электроперсоналом по указанию ответственного за эксплуатацию этого оборудования или старшего по смене. При возникновении пожара на электрооборудовании напряжение должно быть немедленно снято.
Отогревание оборудования и трубопроводов в зимнее время может производиться только паром или горячей водой.
Предохранительная арматура на аппаратах должна соответствовать предъявленным требованиям “Правил устройства и безопасной эксплуатации аппаратов, работающих под давлением”.
Пуск и работа установки с неисправной системой пожаротушения запрещается.
Все сооружения установок, в зависимости от категории, должны быть надежно заземлены при помощи заземляющих устройств от прямых ударов, вторичных проявлений молнии и статического электричества.
Оборудование, подлежащие вскрытию и ремонту, должно быть выведено из работы, освобождено от продукта, отглушено, пропарено, промыто водой и проветрено. Все подводящие трубопроводы к ремонтируемому оборудованию должны быть отглушены. Промывка водой неостывшего оборудования недопустимо. Производство работ на отключенном оборудовании и трубопроводе, разрешается только по получению анализа газовоздушной смеси. Работы по очистке оборудования аппаратов, сосудов от шлама должны производиться только в шланговых противогазах с дублером бригадой не менее 2-х человекк. Для внутреннего освещения аппарата, сосуда должны применяться светильники во взрывозащищенном исполнении, с напряжением не выше 12В.
Запрещается допуск к газоопасным работам лиц, не обученных безопасным приемам ведения работ, способам оказания первой доврачебной помощи пострадавшим.
Газоопасные работы должны выполняться только при наличии наряд-допуска и в присутствии ответственного за проведение газоопасных работ.
Необходимо вести постоянный контроль за состоянием газовоздушной среды, немедленно прекратить работу при загазованности выше допустимой концентрации.
Перед допуском к работе по обслуживанию блоков реагента-деэмульгатора обслуживающий персонал должен быть проинструктирован и ознакомлен с инструкциями безопасности труда. Работы, связанные с химреагентом, должны производиться строго в спецодежде, защищающей тело, руки, ноги.
8.
Контроль и автоматизация процесса
Для аналитического контроля ведения технологического процесса установок периодически отбираются пробы нефти, для определения обводненности, на входе на установку, выходе с отстойников или электродегидраторов, узла учета нефти (УУН) после установок, а также отбор проб пластовой воды, для определения остаточного содержания нефтепродуктов после очистных резервуаров, на выкиде насосов 200Д90. Для определения загазованности территории установок производится отбор проб газо-воздушной среды по производственным площадкам и помещениям.
Параметры аналитического контроля. Таблица 4
№
п/п
|
Наименование операции процесса, продукта
|
Место отбора
|
Контроли-
руемые параметры
|
Метод контроля
|
Частота,
периодичность
контроля
|
| 1 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| 1.
|
Отбор проб нефти | На входе на установку | Содержание воды в нефти | ГОСТ 2477-65 |
Каждые 2 часа |
| 2.
|
Отбор проб нефти | На выходе с электродегидратора |
Содержание воды в нефти | ГОСТ 2477-65 |
Каждые 2 часа |
| 3.
|
Замер загазованности | Площадка электродегид раторов |
Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
| 4.
|
Замер загазованности | Площадка печей | Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
| 5.
|
Замер загазованности | Блоки нефтяных насосов | Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
| 6.
|
Замер загазованности | Каре резервуаров | Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
| 7.
|
Замер загазованности | Блоки БРХ | Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
| 8.
|
Замер загазованности | Площадка буферных емкостей | Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
| 9.
|
Замер загазованности | Площадка нефтесепараторов С1-С6 | Содержание углеводородов в воздухе | УГ-2 | 1 раз в смену |
В связи с непрерывностью технологического процесса на установке первичной подготовки нефти предусмотрена система контроля и сигнализации. Система сигнализации и контроля обеспечивает безопасность работы установки, следя за технологическими параметрами процесса и предупреждая об отклонении этих параметров. В таблице 5 приведены технологические параметры, аппараты и узлы, за которыми ведется непрерывный контроль, а система контроля производит срабатывание сигнализации или блокировку процесса при возникновении условий, которые также перечислены в этой таблице.
Граничные параметры системы сигнализации и контроля. Таблица 5
№
п/п
|
Технологический параметр
аппарат или узел схемы
|
Сигнализация
|
Блокировка
|
||||
| Предупредительная
|
Аварийная
|
||||||
| Min | max | min | max | min | max | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 |
| 1.
|
Сепараторы С1-С3 | ||||||
| давление, МПа | 0.015 | ||||||
| уровень жидкости, м | 0.7 | 1.9 | 2.1 | ||||
| 2.
|
Буферные емкости БЕ1-БЕ4 | ||||||
| давление, МПа | 0.05 | 0.2 | |||||
| уровень жидкости, м | 0.7 | 1.7 | 0.6 | 2 | |||
| 3.
|
Печи ПТБ-10 П1-П5 | ||||||
| температура нефти после печей, °С | 60 | 60 | |||||
| температура дымовых газов, °С | 700 | 700 | |||||
| давление нефти в выходящем нефтепроводе, МПа | 0.4 | 0.8 | 0.4 | 0.8 | |||
| Давление газа после РДБК, Мпа | 0.005 | 0.05 | 0.005 | 0.05 | |||
| Давление воздуха на горелки печи, мм.вод.ст. | 200 | 200 | |||||
| давление воздуха на приборы КИПиА печи, МПа | 0.1 | 0.1 | |||||
| расход нефти через печь, м3
час |
300 | 300 | |||||
| давление масла в гидроприводе, МПа | 1 | 1 | |||||
| 4.
|
Электродегидраторы ЭГ1-4 | ||||||
| давление, МПа | 0.8 | 0.8 | |||||
| уровень раздела фаз "вн", м | 1.3 | ||||||
| электроток во внешних фазах цепи, А | 240 | 240 | |||||
| давление воздуха на приборы КИПиА, МПа | |||||||
| 0.1 | 0.1 | ||||||
| 5.
|
Сепараторы С4-С6 | ||||||
| давление, МПа | 0.005 | ||||||
| уровень жидкости, м | 0.7 | 1.7 | 2 | ||||
| 6.
|
Газосепаратор ГС1-ГС2 | ||||||
| уровень жидкости, м | 1.8 | ||||||
| давление, МПа | |||||||
| 7.
|
Газосепаратор ГС-3 | ||||||
| уровень жидкости, м | 0.5 | 1 | |||||
| давление, МПа | |||||||
| 8.
|
Газосепаратор ГС-4 | ||||||
| уровень жидкости, м | 1 | ||||||
| давление, МПа | |||||||
| 9.
|
Технологические резервуары (нефтяные) РВС-10000 № 2,4
|
||||||
| уровень жидкости, м | 10.5 | ||||||
| 10.
|
Товарные резервуары (нефтяные) РВС-10000 № 1,3
|
||||||
| уровень жидкости, м | 10.5 | ||||||
| 11.
|
Подземные емкости ЕП 1-15
уровень жидкости, м:
|
||||||
| ЕП1-ЕП4 | 0.5 | 1.8 | |||||
| ЕП-5 | 0.5 | 1.5 | |||||
| ЕП6-ЕП7 | 1.5 | ||||||
| ЕП9-ЕП12 | 0.5 | 1.8 | |||||
| ЕП14-ЕП15 | |||||||
| 12.
|
Технологические насосы
ЦНС 300х120 № 1-10
|
||||||
| давление нагнетания, МПа | 0.9 | 1.3 | 0.9 | 1.3 | |||
| температура подшипников, °С | 70 | 70 | |||||
| уровень жидкости в "стакане", м | 0.1 | 0.1 | |||||
| 13.
|
Внутрипарковые насосы ЦНС 180х170 №1-3
|
||||||
| давление нагнетания, Мпа | 1.4 | 1.9 | 1.4 | 1.9 | |||
| температура подшипников, °С | 70 | 70 | |||||
| уровень жидкости в "стакане", м | 0.1 | 0.1 | |||||
| 14.
|
Воздушная компрессорная ВК1-ВК2
|
||||||
| давление в ресивере, МПа | 0.22 | 0.6 | |||||
| температура I ступени, °С | 165 | 165 | |||||
| температура II ступени, °С | 165 | 165 | |||||
| 15.
|
Блок реагентного хозяйства БР1-БР4
|
||||||
| давление нагнетания насоса НД-2540, МПа | 2 | 2 | |||||
| давление нагнетания насоса НД-100010, МПа | 0.9 | 0.9 | |||||
Заключение
Нефть — уникальное и исключительно полезное ископаемое. Продукты его переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные и строительные битумы, моющие средства и многое другое.
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.
Нефть подготавливается к переработке в 2 этапа — на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем заводе с целью отделения от нее попутного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.
Перегонка (фракционирование) — это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или t) кипения.
Перегонка с ректификацией — наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах — ректификационных колоннах — путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости.
Список использованной литературы
1. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти/ Под ред. О.Ф.Глаголевой и В.М. Капустина. – М.: Химия, КолосС, 2007. стр. 257-275
2. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: Химия, КолосС, 2004. – стр. 188-199
3. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 – стр. 233-247