Модернизация ректификационной колонны установки стабилизации конденсата

Аннотация . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5
Введение . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6
1 Литературный обзор . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
1.1 Качество нефти – важный фактор развития перерабатывающей отрасли. . . .7
1.2 Подготовка нефти к переработке . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
1.3 Основные технологические факторы первичной переработки нефти . . . . .15
1.4 Современные промышленные установки первичной переработки нефти . .16
1.5 Первичная перегонка нефти и развитие вторичных процессов
переработки нефти . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
1.5.1 Основные промышленные схемы перегонки нефти . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
1.6 Производственные потери на установках первичной перегонки и
пути их уменьшения . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
1.6.1 Разновидности производственных потерь . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
1.6.2 Тепловые потери, теплоизоляция . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
1.6.3 Пути сокращения производственных потерь . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22
1.7 Усовершенствование технологии, оптимизация режима работы
и улучшение показателей установок первичной перегонки нефти . . . . . . .24
1.7.1 Основные направления совершенствования установок . . . . . . . . . . . . . . . 24
1.7.2 Устранение недостатков установок . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .25
1.7.3 Аппаратурное и материальное оформление укрупненных установок . . . .26
1.8 Энергообеспечение и энергосбережение при фракционировании нефти . . .27
2 Технологическая часть . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .32
2.1 Физико-химическая характеристика нефтей Тенге . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
2.2 Нормы технологического режима . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .34
2.3 Аналитический контроль . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .36
2.4 Описание поточной схемы переработки нефти Тенге. . . . . . . . . . . . . . . . . . 38
2.5 Технологическая схема установки ЭЛОУ-АВТ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39
2.6 Технологический расчет атмосферной колонны К-2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
2.7 Механический расчет . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .45
2.8 Расчет теплообменника . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47
2.9 Расчет центробежного насоса . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .48
3 Охрана труда и техника безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .52
3.1 Факторы, воздействующие на формирование условий труда . . . . . . . . . . . . 53
3.2 Средства индивидуальной защиты . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .54
3.3 Средства и способы тушения пожаров. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56
3.4 Способы обезвреживания продуктов в аварийных случаях . . . . . . . . . . . . . .58
3.5 Способы и необходимые средства пожаротушения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .58
4 Экономическая часть . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .60
Заключение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71
Список использованной литературы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72
Приложение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .74

Весь текст будет доступен после покупки

Актуальность работы. Определение эффективности добычи углеводородного сырья в отличии от других топливных ресурсов имеет ряд сложных не учитываемых действующими методическими документами моментов. Главной из них заключается в нивелировании качества извлекаемых ресурсов, в результате чего оценка народнохозяйственной значимости добычи углеводородного сырья осуществляется только по измерителям, носящим скорее региональный характер. Вместе с тем известно, что существует большие различия в качественном составе нефтей не только разных регионов, но и отдельных месторождений, расположенных в близи друг от друга и входящих в единые добывающие предприятия. Эти различия обусловлены разными физико-химическими свойствами сырья, специфическим содержанием углеводородных фракций, колеблющихся в широких пределах соотношений нафтеновых, ароматических и парафиновых групп, изменяющимся присутствием отдельных химических элементов и их соединений.
Практическая значимость. Комплексность использования нефтяных ресурсов иногда понимается своеобразно. Достаточно определить конкретный НПЗ для поставки сырья с новых месторождений, выделить на нем некоторое количество конечной продукции и можно считать, что исходный ресурс использован комплексно. При этом совершенно не принимается в расчет, что до 45-50% его уходит в тяжелый остаток- мазут, из которого при наличий соответствующих технологических процессов может быть получен широкий ассортимент продукции, включающий бензины, дизельное топливо, масло, группы углеводородов для полимеризации и т. д. Потери легких углеводородов пока очень высоки, о чем свидетельствует соотношение готовой топливной продукции, выпущенной в стране, с аналогичным показателем практически по всем развитым странам мира.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Литературный обзор

1.1 Подготовка нефти к переработке

Нефти, добываемые из земли, содержат нежелательные примеси: воду, растворенные неорганические соли, механические примеси (грязь, глина, песок и др.). Эти примеси загрязняют нефть и на¬носят большой ущерб нефтеперерабатывающей и нефтедобываю¬щей промышленности. Загрязненная нефть считается эмульсионной нефтью. За последние годы доля ее в общем объеме добываемых нефтей резко увеличилась.
Перечисленные выше примеси вызывают непроизводительную загрузку транспорта. Так, при наличии в 12 млн. т/год транспор¬тируемой нефти 5% воды, 1,5% солей и 0,5% механических приме¬сей вместе с нефтью будет перевозиться 850 тыс. т балласта. Кро¬ме того, при этом затрудняется перекачка нефтяного сырья по тру¬бопроводам, возникает необходимость сооружения излишних ем¬костей для отстоя и хранения обводненной нефти. При транспор¬тировании загрязненной нефти засоряются коммуникации техноло¬гических линий, оборудование, аппараты, емкости. В результате отложении солей и грязи полезная емкость трубопроводов, резер¬вуаров уменьшается. При наличии в нефтях воды и солей пони¬жается производительность технологических установок, нарушает¬ся регламентированный режим работы отдельных узлов и аппара¬тов, загрязняются нефтепродукты. Вследствие некондиционности продуктов первичной перегонки вторичные процессы часто снаб¬жаются некачественным сырьем, и получаемые целевые продукты не отвечают установленным техническим условиям и нормам [1-3].
При движении нефти по трубопроводам и аппаратам соли и пески вызывают сильную эрозию металлических поверхностей. В случае переработки эмульсионных нефтей повышается расход топлива, понижается его теплопроводность, значительно умень¬шается коэффициент теплопередачи технологического оборудова¬ния. Кроме того, сокращается пробег технологической установки, требуется часто ее останавливать для чистки или замены аппара¬тов, вышедших из строя (вследствие сильной коррозии), на новые.
В некоторых нефтях содержится до 2000 мг/л растворенных солей. Содержание остаточной пластовой воды" в нефтях 1 %.
Особенно много в нефти содержится хлоридов. Наличие хлоридов в нефти приводит к корродирующему ее действию в процессе воды хлориды интенсивно гидролизуются с выделением сильно кор¬родирующего соединения - хлористого водорода (НС1).
По мере повышения температуры количество НС1 значительно возрастает.Проведенные на заводах опыты показали, что даже небольшое количество в нефти MgCl2 вызывает значительную коррозию ап¬паратуры. Хлористый кальций (СаС12) значительно меньше диссо¬циирует, чем хлористый магний. Тем не менее он является актив¬ным источником коррозии, поскольку содержание СаС12 в нефтях гораздо больше, чем MgCb. Хлористый натрий (NaCl) диссоцииру¬ет в меньшей степени, поэтому он относится к разряду слабых ис¬точников коррозии [4].
При наличии сероводорода (H2S), выделяющегося при перера¬ботке сернистых нефтей, коррозия от совместного его действия с соляной кислотой значительно увеличивается. Реагируя с железом, H2S образует сульфид по следующему уравнению: Fe + H2S> FeS + Н2
В воде FeS нерастворим, поэтому, накапливаясь на поверхности металла, сернистое железо играет до некоторой степени роль за¬щитной пленки, предотвращающей дальнейшую коррозию. При взаимодействии FeS с соляной кислотой пленка превращается в хлорное железо, легко растворимое в воде. Наличие соляной кис¬лоты способствует обнажению чистого металла, и его коррозия возрастает. Поэтому содержание солей в нефтях, выделяющих при переработке H2S, особенно опасно. Следовательно, сернистые нефти необходимо предварительно полностью обессоливать. Хло-риды способствуют увеличению образования сероводорода при пе¬регонке примерно в 2-3 раза. Сероводород (H2S) крайне ядови¬тый газ, вызывающий отравление обслуживающего персонала и за¬грязнение атмосферного воздуха,
Из всего изложенного ясно, что нефть, поступающая на пере¬работку, должна быть освобождена от пластовой воды, солей и механических примесей.
Предварительная подготовка нефти обычно производится на нефтепромыслах путем отстоя ее в специальных отстойниках и уда¬ления буровой воды и механических примесей. Поскольку после этого содержание в ней воды и солей выше предусмотренных норм, окончательную подготовку нефти осуществляют на нефтеперера¬батывающих заводах.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Химия и технология топлив и масел. 1, 2002
2. Багиров И. Т., Нуриева 3. Д. Современная укрупненная комбини¬рованная установка ЭЛОУ-АВТ с вторичной перегонкой бензина. М., ЦНИИТЭнефтехим, 1970.
3. Химия и технология топлив и масел. 5, 2006
4. Багиров И. Т. Высокопроизводительные атмосферные и атмосферно-вакуумные установки. М., «Химия», 1964, 132 с.
5. Химия и технология топлив и масел. 3, 1996
6. Химия и технология топлив и масел. 5, 2000
7. Дехтерман А. Ш., Казаченко А. И. Реконструкция атмосферно-вакуумных трубчаток., ЦНИИТЭнефтехим, 1963. 65 с.
8. Гареев Р. Г. Нефтепереработка и неф¬техимия, 1997, № 4, с. 11-6.
9. Снижение потребления энергии в процессах переработки нефти. М.Химия. 1990
10. Химия и технология топлив и масел .5, 1995
11. Гареев Р. Г. Нефтепереработка и неф¬техимия, 1993, № 9, с. 13-14.
12. Stapin W., Lockhart F. J. Chem. Eng. Progr., 1972, v. 168, N10, p. 71.
13. Марушкин Б. К., Марушкин А. Б. Тру¬ды УНИ «Нефтепереработка и нефтехи¬мия», 1974, с. 281-282.
14. Петлюк Ф. Б., Платонов В. М. Хи¬мическая промышленность, 1964, № 10, с. 723-734.
15. Платонов В. М., Берго В. Г. Разделение многокомпонентных смесей. М., Химия.1965. - 368 с.
16. Платонов В. М, Жванецкий И. Б., Фро¬лов А. В. и др. В кн.: III Всесоюзная конференция по теории и практике рек¬тификации. Северодвинск, 6-9 июня 1973. Северодвинск, ГосНИИметанол-проект, 1973, ч. I, с. 156-159.
17. Бродянский В. М. Эксергетический метод термодинамического анализа. М., Энергия, 1973.-297 с.
18 «Глубокая переработка углеводородного сырья». М., ЦНИИТ Энефтехим, 1993, с. 198-255.
19. Перегонка и ректификация в нефтепереработке. М.Химия, 1981.
20. Арсланов Ф. А. Нефтепереработка и нефтехи¬мия, 1981, № 10, с. 19-21.
21. Гареев Р. Г. - В кн.: Исследования, ин¬тенсификация и оптимизация химико-технологических систем переработки нефти. М., ЦНИИТЭнефтехим, 1992.

Весь текст будет доступен после покупки