ФРАКЦИОНИРУЮЩАЯ УСТАНОВКА С ОГНЕВЫМ ИСПАРИТЕЛЕМ. Микро установка перегонки нефти


Технологическая схема и принцип работы установки вакуумной перегонки мазута мини-нпз реотек

Установка предназначена для вакуумной перегонки сырья и непрерывного разделения продуктов перегонки на фракции по температурам кипения методом однократного испарения сырья с последующей ректификацией в горизонтальном ректификационном аппарате. В результате сырье разделяется на легкий вакуумный газойль, вакуумный газойль и гудрон. Кроме того, отделяется небольшое количество углеводородного газа и воды.

Принципиальная технологическая схема (рис. 7) установки включает два технологически связанных модуля – нагрева (подогреватель-реактор П-1) и вакуумной перегонки ( блок Б-1 - всеостальное оборудование).

Мазут после входного контроля из промежуточного сырьевого резервуара (на схеме не показан) насосом Н-1 подается в межтрубное пространство теплообменников Т-1, Т-2 и Т-3, где подогревается за счет тепла отходящих нефтепродуктов 140 - 200 оС.

В подогревателе П-1 сырье нагревается до 400 – 420 оС.

Далее смесь поступает в эвапоратор Е-2, где происходит разделение паровой и жидкой фазы.

В установке применена «одноколонная» схема ректификации с основной атмосферной колонной. Аппарат ректификационный горизонтальный А-1 представляет собой концентрационную часть колонны, размещенную в горизонтальном положении. Эвапоратор Е-2 представляет собой исчерпывающую часть основной колонны. Паровой поток в аппарате создается подачей в него паров углеводородов, отделенных от сырья в эвапораторе Е-2.

Горизонтальное расположение секций аппарата позволяет значительно увеличить количество «тарелок» без увеличения высоты установки, что дает увеличение четкости ректификации.

Охлаждение «верха» аппарата принято по схеме острого неиспаряющегося орошения.

Пары газойлевой фракции конденсируются в конденсаторе К-1, после чего попадают в рефлюксную емкость Е-1, где разделяются на газойлевую фракцию, несконденсировавшиеся углеводородные газы и воду. Углеводородный газ дожигается в подогревателе П-1, а вода из рефлюксной емкости самотеком выводится с установки. Часть легкого вакуумного газойля в качестве орошения подается в ректификационный аппарат насосом Н-2, а балансовая часть охлажденная в теплообменнике Т-1 и холодильнике Х-1 выводится с установки в товарную емкость.

Газойлевая фракция насосом Н-6 выводится с установки в промежуточную емкость.

Из А-1 фракция вакуумного газойля прокачивается насосом Н-4 через теплообменник Т-2, холодильник Х-2 и выводится с установки в товарную емкость.

Гудрон из эвапоратора Е-2 направляется насосом Н-3 для охлаждения в теплообменник Т-3, холодильник Х-3, после чего выводится с установки. Для охлаждения горячих насосов Н-3, 4, 9 на установке предусмотрена система подачи охлаждающей жидкости в рубашки насосов (по замкнутому циклу). В качестве охлаждающей жидкости используется тосол с температурой замерзания ниже –40 оС.

Основным источником энергии, подводимой на установку, является подогреватель П-1, в котором за счет сгорания топлива нагревается сырье.

Для перегонки высококипящих углеводородов в технологическом оборудовании поддерживается вакуум глубиной 4.0 – 5.0 кПа. Вакуум поддерживается конденсационно-вакуумной системой (КВС) установки.

Установка оснащена автоматизированной системой управления технологическим процессом (АСУ ТП), обеспечивающей устойчивость и стабильность технологических параметров и получение продуктов требуемого качества.

Рисунок 7. Принципиальная технологическая схема установки вакуумной перегонки мазута МИНИ-НПЗ РЕОТЕК

studfiles.net

ФУСОИ. Мини-НПЗ. Бензино-дизельные установки (БДУ) от производителя.

Перечень выдаваемых документов.

1. Сертификат соответствия.2. Разрешение на приминение.3. Экспертиза пром безопасности.4. Технический реламент.5. Технический паспорт установки.

Содержание

1. Назначение установки2. Характеристика сырья и продуктов его переработки.3. Принцип работы установки.4. Основная арматура, контрольно-измерительные приборы и приборы безопасности.5. Ресурсоэнергообеспечение.6. Охрана окружающей среды.

1. Назначение установки

Установка ФУСОИ-100предназначена для отделения от газоконденсата и товарной нефти (далее сырья) фракции легких углеводородов с концом кипения 180° - 360°С, которые используются в качестве прямогонного бензина, дизельного топлива, котельного топлива, жидкого мазута. Технологическая схема фракционирования включает в себя две модульные установки для нагрева и отделения легких углеводородов с одновременной их ректификацией и конденсацией, блок насосов, блок горизонтальных емкостей для нефтепродуктов, насосы охлаждающей воды или воздушные охладители, градильная установка. Технология фракционирования включает в себя процесс получения легких бензиновых фракций из сырья и получения на их основе товарного автомобильного бензина с добавлением присадок. После отбора легкого бензина, дизельного топлива, остаточная фракция -жидкий мазут может использоваться как печное топливо бытовое, промышленное и т. д.

2. Характеристика сырья и продуктов его переработки

2.1. Требования к сырью.

Для  обеспечения  нормальной  работы  установки  и  выхода  качественных нефтепродуктов, нефть или газовый конденсат, поступающие на установку должны отвечать следующим требованиям:

2.1.1. Содержание, % масс:  

Сероводород - отсутствует;

Меркаптаны - отсутствует;

Сера общая - не более 1;

Парафин - не более 9;

Вода - не более 0,15;

Хлористые соли - не более 20 мг/дм3

2.2.   Выход   продукции   в   процентном   отношении   в   зависимости   от исходного сырья: 
  Нефть  Газоконденсат 
Бензин прямогонный   до 20%  до 70%
Дизельное топливо  до 40%  до25%
Мазут  до 40%  0%

Выход фракций до 360  °С - не менее 45 %.

Остаток после отделения светлых фракций до 360 °С соответствует   мазуту марки М100 по ГОСТ 10585-75.

Прочие параметры должны соответствовать требованиям ГОСТ 9965-76 на нефть, поставляемую на нефтеперерабатывающие предприятия и предназначенную для переработки.

В связи с тем, что основным назначением установки является производство моторных топ л ив, наличие смол и асфальтенов в сырье не регламентируется.

За основу сырьевой базы принят газовый конденсат Уренгойского месторождения, нефтегазоконденсатная смесь Черноерковского месторождения Краснодарского края, Гудермесского месторождения Чеченской республики, Абаданского месторождения (Иран).

2.3. Физико-химические свойства углеводородного сырья.
Показатели Газовый конденсат Нефтегазоконденсатная смесь Нефть
1.Плотность при 20°С, кг/м3 739 764 880
2.Молекулярная масса 121 161 210
3.Вязкость кинематическая при20°С мм/с 20°С,мм/с 0,96 1,5 5,5
4.Фракционный состав по ГОСТ2177-82, °С      
НК 35 34 35
10% 64 82 99
50% 129 184 341
90% 291 359/85 359/53
КК 341 - -
Температура застывания, °С + 3 -5 -10
Температура вспышки, °С 17 22 29
Кислотность, мг КОН/ 100мл 0,45 1,6 0,5
Содержание, %масс:      
Серы 0,05 0,14 0,60
смол селикагелевых 0,21 0,57 1,24
Асфальтенов 0,05 отс 1,0
Парафинов 0,9 5,6 5,0
Мехпримесей Отс отс Отс
Воды 0,04 отс 0,3
солей, мг/л 7,5 5,0 100
2.4. Фракционный состав углеводородного сырья. 
Пределы Выход фракций
выкипания Газовый конденсат Нефтегазоконденсатная смесь Нефть
фракция, °С % масс. фракций % масс фракций % масс. Фракций
НК 32°С   30°С   33°С  
НК-60 5,16 5,16 11,13 11,13 1,28 1,28
60-70 3,97 9,13 5,61 16,74 1,95 3,23
70-80 4,15 13,28 3,54 21,28 3,15 6,38
80-90 7,07 20,35 3,34 23,62 0,99 7,37
90-100 8,40 28,75 6,16 29,78 1,04 8,41
100-110 8,33 37,08 2,23 32,01 1,49 9,90
110-120 6,35 43,43 3,55 35,56 2,65 12,35
120-130 5,55 48,98 2,20 37,76 1,74 14,29
130-140 5,20 54,18 2,66 40,42 1,82 16,11
140-150 4,35 58,53 1,76 42,18 1,45 17,56
150-160 4,90 63,43 3,38 45,76 1,66 19,22
160-170 4,28 67,71 2,38 48,14 1,86 21,68
170-180 3,06 70,77 2,18 50,32 1,45 22,53
180-190 2,47 73,24 0,35 50,67 1,82 24,35
190-200 2,47 75,71 1,49 52,16 1,45 25,80
200-210 1,73 77,44 3,15 55,31 0,70 26,50
210-220 0,76 78,20 3,45 58,76 0,87 27,37
220-230 2,6 80,80 2,88 61,64 1,16 28,53
230-240 2,13 82,93 2,77 64,41 1,45 29,98
240-250 2,01 84,94 2,50 66,91 1,53 31,51
250-260 2,38 87,32 2,85 69,76 2,53 34,04
260-270 0,59 87,91 0,61 70,37 2,69 36,73
270-280 0,65 88,56 0,63 71,00 1,04 37,77
280-290 0,58 89,14 0,64 71,64 2,11 39,88
290-300 0,79 89,93 1,75 73,39 2,15 42,03
300-310 0,87 90,80 2,55 75,94 2,53 44,56
310-320 0,84 91,64 1,07 77,01 2,61 47,17
320-330 0,99 92,63 2,51 79,52 1,08 48,25
330-340 0,39 93,02 0,85 80,37 1,53 49,78
340-350 0,74 93,76 1,93 82,30 2,53 52,31
350-360 0,77 94,53 1.70 84,00 1,29 53,60
60   5,47   16,00   46,40
Остаток 2,90 97,43   14,00   46,40
Выход   97,43   98,00   100
Потери 2,57 - 2,00 - - -
2.5.     Физико-химическая     характеристика     продуктов     переработки  углеводородного сырья.

2.5.1. Характеристика качества прямогонных бензиновых фракций. 

Показатели Газовый конденсат Нефтегазоконденсатная смесь Нефть Бензин А-76 по ГОСТ 2084-77
1. Октановое число (моторный метод), не менее 65 58 56 76
2. Плотность при 20°С, кг/м3 716 720 736 не нормир.
3. Упругость насыщенных паров, мм.рт.ст. 204 368 210 500/700
4. Фракционный состав по ГОСТ 2177-82, °С        
НК, не ниже 50 37 48 35
10% не выше 65 61 69 70/55
50% не выше 89 98 106 115/100
90% не выше 136 143 146 180/160
КК не выше 154 163 169 195/185
Выход, % об. 98 98 98 98
5. Содержание:        
серы, % масс, не выше 0,002 0,003 0,06 0,1
фактических смол мг/100 мл, не выше 0,25 отс. 7,2 8/10
кислотность, мг КОН /100 мл бензина, не выше отс. 0,17 0,8 1,3
6. Испытание на медной пластине выд. выд. <выд. выд.

Из приведенных выше данных следует, что качественные показатели прямогонных бензиновых фракций, за исключением октанового числа, удовлетворяют требованиям ГОСТ 2077-84 на бензин автомобильный. Для доведения октанового числа бензина до А-95 по моторному методу требуется предусмотреть его компаундирование с присадками (супероктан, ксилидин) и высокооктановыми компонентами на блоке компаундирования (в состав установки не входит).

2.5.2. Характеристика качества фракции дизельного топлива. 

Показатели Газовый конденсат Нефтегазоконденсатная смесь Нефть Дизтопливо по ГОСТ 305-82
1. Цетановое число, не менее 45 56 51 46
2. Плотность при 20 °С, кг/м3, не выше 795 816 840 860/840
3. Вязкость кинематическая при 20 °С, мм/с 1,6 3,3 5,0 3,0-6,0 1,8-5,0
4. Фракционный    состав    по ГОСТ 2177-82, °С        
10% 151 195 213 не норм.
50% не выше 188 251 275 280
90% не выше 294 330 354 360
5. Температура:    помутнения, °С, не выше -41 -5 -5 -5/-25
застывания, не выше -49 -17 -12 -10/-35
вспышки, не ниже 39 62 85 62/40
б. Содержание,   %   масс,   не выше        
серы 0,004 0,15 0,16 0,5
меркаптанов Отс. отс. отс. 0,01
зольность Отс. отс. отс. 0,01
мехпримесей Отс. отс. отс. отс.
воды Отс. отс. отс. отс.
7. Кислотность, мг КОН/100мл, не выше 2,3 1,3 1,3 5,0
8. Фактических смол, мг/100мл, не выше 1,0 5,0 22,0 40

При использовании в качестве сырья газового конденсата наблюдаете некоторое отклонение показателей качества фракции дизельного топлива о требований ГОСТ - кинематическая вязкость и температура вспышки. Но та как основными целевыми фракциями являются бензиновая и фракци дизельного топлива, их качественные характеристики можно регулироват режимом работы ректификационного аппарата.

Необходимо отметить, что существует возможность широко и мягк варьировать качественные показатели целевых фракций за счет изменени параметров процесса ректификации двухмодульной конструкции, дл достижения их соответствия требованиям ГОСТ. Кроме этого, корректировк тех или иных параметров топлив возможна применением различных присадок.

Необходимость изменения каких-либо показателей качества отдельны фракций определяется после исследования работы установки на конкретно! сырье, в каждом случае отдельно.

3. Принцип работы установки 

С места работы оператора при помощи пульта управления включается сырьевой насос, которым подается исходное сырье из сырьевой емкости по трубопроводу в нагреватель углеводородов (Куб.ем.бен.). По мерному стеклу, расположенному на нагревателе, определяется первоначально необходимый объем для заполнения нагревателя, после чего подача сырья насосом отключается. Включается нагреватель, при помощи которого  сырье первоначально подогревается до 180 градусов по Цельсию. Начинается первоначальный этап испарения легких фракций бензина, которые, расширяясь устремляется вверх по ректификационной колонне (К.Р.бен.) через колпачковые тарелки и затем через шлемовую трубу  опускаются в водяной охладитель бензина (охл,бен.), где, конденсируясь и охлаждаясь до 40 градусов, поступают в сборник накопитель бензина в виде светлой фракции бензина, где и находится до заполнения этого резервуара. Накопленный бензин затем при помощи включенного насоса для бензина по команде с пульта управления (2) откачивается в основной резервуарный парк - БЕНЗИН.

При прекращении испарения паров бензина в Куб.ем.бен. остается обезбензиненное сырье, прогретое до 160 - 180 градусов. Открывается вентильная задвижка и данная смесь самотеком поступает в теплообменник бензина (Т.Б) .

При помощи насоса по трубопроводам обезбензиненное сырье подается в нагреватель углеводородов (Куб.ем.диз.)  и заполняется до верхней точки по мерному стеклу. С пульта управления включается в работу жидкостная горелка Г2 и сырье подогревается до необходимой температуры. Прогретые углеводороды  до 360 градусов проходят процесс ректификации при давлении 0.5 атмосфер в тарельчато колпачковой колонне( К.Р.диз.)  и ,пройдя шлемовую трубу  Ш 2 ,   опускаются    для    охлаждения    в водяной охладитель дизеля (Охл.диз.). Конденсируясь  в  охладителе,  пары,  оседая,  поступают  в сборник-накопитель дизеля,  затем по мере заполнения насосом откачивается в основной резервуарный парк - ДИЗЕЛЬ.

Образующийся  в  процессе  перегонки  на  остатке  в  нагревательной емкости (Куб.ем.д.) мазут самотеком при температуре 360 градусов поступает в теплообменник дизеля (ТД).

При первоначальном прогреве обоих нагревателей  до заданных температур и начала работы обеих ректификационных колонн, при помощи вентильных задвижек регулируется поточная беспрерывная подача исходного сырья в Куб.ем. б., подача обезбензиненного сырья в Куб.ем.д., слив мазута в  Охл.д., последующая откачка насосами в основной   резервуарный парк - МАЗУТ.

Из бассейна подается по трубопроводам при помощи насосов   охлаждающая вода в Охл.д. и Охл.б., которая возвращается в этот же бассейн.   В контакт с нефтепродуктами вода не вступает и может использоваться для подогрева парка нефтепродуктов, бытовых помещений и т.

Весь процесс перегонки контролируется с места оператора, указатели температур и давления расположены с просматриваемой зоны. Установка снабжена аварийными датчиками, автоматическими самозащищенными горелками зарубежного производства. Установка данной конструкции выполнена так, чтобы оператор при минимальном опыте работы мог самостоятельно контролировать качество продукции в основном по мерному стеклу выходящих светлых фракций. При обнаружении потемнения готовой продукции в предварительном накопительном баке бензина или дизельного топлива, можно устранить выход некачественной продукции путем перекачки в первоначальное поступление, без риска попадания в парк готовых нефтепродуктов.

Получение качественного продукта бензина, дизельного топлива котельного топлива или мазута зависит от параметров исходного сырья.

4. Основная арматура, контрольно-измерительные приборы и приборы безопасности

№ п/п Наименование Кол-во (шт.) Давление, температура МПа,°С Мате­риал Место установки
1 Измеритель-регулятор ТРМ 202 1     Шкаф КИПиА
2 Манометр электроконтактный ДМ-2010 СгУ2 1 2,5 металл/ стекло трубопровод входа сырья
3 Манометр электроконтактный ДМ-2005 СгУЗ 1 1,0 металл/ стекло трубопровод выхода сырья
4 Термоэлектрический преобразователь ТС 045-1 ООП. 2 -50...+500 металл/ полим. трубопроводы сырья

Арматура  до насосной станции, приборы и шкафы КИПиА  входят в стоимость.

Обкладка  огнеупорным  кирпичом,  теплоизоляция  производится  на  месте монтажа.

5. Ресурсоэнергообеспечение 

Снабжение сырьем

При размещении установки на нефтяном или газовом промысле поступление сырья может быть организовано из емкостей промысла после первичной подготовки сырья к переработке. Если поступающее сырье не требует предварительной подготовки, его забор может осуществляться прямо из скважины.

Электроснабжение

Для снабжения установки электроэнергией от внешнего (Вашего) источника прокладывается электрические кабели до распределительного щита или трансформаторной подстанции. Напряжение для силовых электроприемников -380 В., для освещения - 220В. Потребляемая мощность зависит от мощности установки.

Категория электроснабжения по ПУЭ - П.

Основными потребителями электроэнергии являются электродвигатели технологических насосов, вентиляторов и осветительные приборы.

Для электроснабжения потребителей предусматривается силовой распределительный пункт шкафного исполнения с автоматическими выключателями.

6. Охрана окружающей среды 

Процесс переработки углеводородного сырья на установке является малоотходным, поэтому стоки ливневых вод учитываются в общей схеме канализации комплекса.

Для предотвращения залповых выбросов нефтепродуктов в результате аварии предусматриваются аварийные емкости.

Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу:

Технологический процесс предусматривает производство автомобильных бензинов, дизельного и котельного топлива. Расчет годовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу выполняется для следующих видов нефтепродуктов (нефть, бензин, дизельное топливо и мазут).

Основными источниками выбросов веществ, вызывающих загрязнения окружающей среды являются:

  • -дымовые газы нагревателя установки;
  • -испарение нефтепродуктов при разливе, а также при зачистке резервуаров и оборудования.

Мероприятия по предотвращению и сокращению выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух:

Технологический процесс по переработке углеводородного сырья на установке является закрытым. Для исключения утечек нефтепродуктов предусматривается:

  • -соединение трубопроводов на сварке, фланцевые соединения предусмотрены только в местах установки оборудования;
  • -опорожнение трубопроводов для производства их ремонтов, посредством создания уклонов трубопроводов к местам опорожнения и установкой зачистных, воздухо-впускных патрубков с запорной арматурой.

Для исключения выбросов нефтепродуктов при авариях предусматривается:

  • -надземная прокладка трубопроводов, позволяющая производить визуальный осмотр трубопроводов;
  • -компенсация температурных деформаций надземных трубопроводов.

Потери нефтепродуктов от утечек, разлива, смешения и аварий могут быть полностью ликвидированы при соблюдении правил эксплуатации и при систематическом контроле за техническим состоянием технологического оборудования и трубопроводов.

Охрана поверхностных и подземных вод 

Возможными источниками загрязнения водных ресурсов на объекте являются:

  • - технологические насосы;
  • - технологические трубопроводы;
  • - аппараты, входящие в состав установки.

Мероприятия по предотвращению и сокращению загрязнения поверхностных и подземных вод на площадке:

  • - строительство сети хоз-фекальной канализации;
  • - строительство сетей и очистных сооружений для нефтесодержащих производственно-ливневых сточных вод;
  • - раздельный прием стоков производственно-ливневой и хоз-фекальной канализации.

Охрана почв

Под технологическими сооружениями предусмотрено устройство поддонов для предотвращения проникновения в грунт аварийно разлившихся нефтепродуктов и загрязненных атмосферных стоков, высота которых рассчитана на удержание аварийно разлившейся жидкости в объеме одного резервуара. Места расположения узлов задвижек технологических трубопроводов располагаются в пределах поддонов - для предохранения от растекания жидких углеводородов на незащищенную окружающую территорию.

Сбор поверхностных стоков с территории возможного их загрязнения нефтепродуктами (технологические площадки, резервуарный парк) предусматривается через трап-колодцы канализации, с последующим отводом на очистные сооружения предприятия.

Санитарно-защитная зона

Всоответствии с требованиями п.2.2.5. СанПиН 4946-89 «Санитарные правила по охране атмосферного воздуха населенных мест» санитарно-защитная зона (СЗЗ) предприятия принята 1000 м на основании СанПиН 2.2.1/2.1.1.984-00.

Основные технические данные установки : 

Наименование  
Объем переработки сырья в сутки 100м3
Ширина

4 м

10 м

8 м

Длина
Высота
Потребляемая электрическая мощность 30 кВт/ч
Потребление топлива на горелки (Дизельное топливо) 15 л/час
Оборот воды 20м3/час

Примечание: Допускается замена типов арматуры, насосов и приборов, соответствующих требуемым техническим параметрам.

Гарантийные обязательства:

Изготовитель гарантирует соответствие фракционирующей установки требованиям технической документации при соблюдении потребителем условий эксплуатации.

Гарантийный срок эксплуатации - 12 месяцев со дня ввода в эксплуатацию, но не более 24 месяцев со дня изготовления.

 

Скачать документ в doc файле

www.mini-npz.com

Способ прямой перегонки нефти на малогабаритной установке

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к получению бензина и дизельного топлива путем прямой перегонки нефти как на ее месторождениях, так и в территориально удаленных районах от места ее добычи.

Многие регионы Российской Федерации не имеют нефтеперерабатывающих заводов и поэтому строительство малогабаритной установки по переработке нефти и газового конденсата может частично решить вопросы обеспечения товарными нефтепродуктами, в том числе моторными топливами с низкими температурами застывания для районов Крайнего Севера и Западной Сибири.

Обычно известные способы получения дизельного топлива предусматривают применение процессов первичной перегонки нефти в атмосферной колонне с отбором прямогонных фракций в сочетании со вторичной перегонкой полученных дизельных фракций, их гидроочисткой, депарафинизацией с последующим компаундированием с прямогонными керосиновыми фракциями или другими нефтяными продуктами и путем добавления присадок. При этом за счет применения вторичных процессов нефтепереработки существенно повышается себестоимость получаемого топлива и требуется увеличение материальных ресурсов для его производства.

Известен способ получения зимнего дизельного топлива, предусматривающий первичную перегонку нефти в колонне при атмосферном давлении с выделением керосиновой фракции 120-250°С и дизельных фракций, 96% которых выкипает в пределах 140-320°С и 210-350°С. Часть дизельной фракции 210-350°С в количестве от 10 до 30% подвергают вторичной перегонке, при которой выделяют фракцию НК-200°С, а также отбирают фракцию 200-320°С, которую подвергают каталитической гидроочистке и цеолитной депарафинизации. Дизельные фракции 140-320°С и 210-350°С смешивают в заданном соотношении, полученную смесь компаундируют с депарафинированной фракцией 200-320°С и с исходной или гидроочищенной керосиновой фракцией и бензином. В полученное базовое топливо добавляют присадку (патент RU 2108370 С1, опубл. 1998). Недостатком известного способа является многостадийность технологического процесса.

Известен способ получения дизельного топлива и керосина путем фракционирования нефти на установке прямой перегонки. В основной сложной атмосферной колонне отбирают три целевые фракции в виде боковых погонов, каждый из которых подвергается дополнительной отпарке в соответствующем стриппинге. Таким образом выделяют керосиновую фракцию 120-260°С (первый стриппинг), дизельную фракцию 160-320°С (второй стриппинг) и дизельную фракцию 230-360°С (третий стриппинг). Керосиновую фракцию подвергают дополнительной перегонке с получением товарной фракции НК - 240°С. Часть смеси полученных дизельных фракций из второго и третьего стриппингов также направляют на вторичную перегонку для отбора фракции 200-320°С, которую подвергают каталитической гидроочистке, депарафинизации и затем используют как компонент товарного продукта. Компаундирование выделяемых фракций позволяет вырабатывать зимние дизельные топлива с температурами застывания минус 35°С и минус 45°С (Патент RU 2039791 С1, опубл. 1995).

Недостатком данного способа является многоступенчатая схема переработки, в результате чего снижается выход целевых фракций. Кроме того, возникает необходимость использования при компаундировании дефицитных прямогонных керосиновых фракций и депрессорных присадок для доведения эксплуатационных показателей товарного дизельного топлива до нормативных требований.

Известен способ получения дизельного топлива летнего вида путем разделения нефти в сложной ректификационной колонне с выводом с разных уровней по высоте колонны нескольких боковых погонов. При этом из ректификационной колонны выводят по крайней мере один балластный компонент с уровня, лежащего между выводами фракций, вовлекаемых в состав дизельного топлива. Способ предусматривает отбор дизельных фракций со следующими пределами температуры выкипания (°С): первая фракция от 185-194 до 265-280, вторая фракция от 217-234 до 312-331 и третья фракция от 240-262 до 232-390. Дизельное топливо летнее приготавливают путем смешения отобранных фракций по определенной схеме. В результате полученное дизельное топливо характеризуется пониженным содержанием фракции, выкипающей в пределах 230-300°С, которая фактически является наполнителем топлива и не влияет на такие важные показатели качества как цетановое число и температура застывания. При сгорании такого топлива в двигателях уменьшается количество вредных выбросов в атмосферу (патент SU 1816792 А1, опубл. 1993). Недостатком данного способа является относительно невысокий выход дизельного топлива на исходную нефть за счет высокой избирательности использования продуктов перегонки для получения целевого продукта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому изобретению является способ прямой перегонки нефти для производства бензина, керосина, дизельного топлива марки "летнее" и дизельного топлива марки "зимнее". При осуществлении данного способа поток нагретой до 355-375°С нефти перегоняют в сложной атмосферной колонне, оборудованной тремя боковыми отпарными секциями (стриппингами). С верха атмосферной колонны отбирают товарную фракцию бензина. В виде боковых погонов из колонны выводят керосиновую, дизельную и газойлевую фракции, которые направляют в стриппинг-секции, а в качестве остатка перегонки из куба колонны отбирают мазут. С низа боковых стриппингов получают целевые фракции, а именно керосиновую (НК 140°С и КК 240°С), дизельную (НК 200°С и КК 320°С) и газойлевую (НК 230°С, 80% выкипает до 360°С). Путем смешивания указанных фракций с конденсатами паров, образующихся в основной и отпарных колоннах, и других нефтепродуктов того же самого процесса, приготавливают дизельное топливо зимнее (НК 145°С, 50% выкипает не выше 250°С, КК 305°С, температура застывания - не выше минус 36°С), дизельное топливо летнее (НК 190°С, 50% выкипает не выше 275°С, КК 357°С, температура вспышки - не ниже 40°С), а также дизельное топливо утяжеленного состава. Кроме того, товарными продуктами являются бензин и керосин (патент SU 1537687 А1, опубл. 1990).

Недостаток последнего способа заключается в том, что вследствие недостаточно эффективной рекуперации тепла отходящих потоков продуктов необходим высокий удельный расход дополнительной энергии. Кроме того, все известные способы сопровождаются пониженным отбором светлых нефтепродуктов и дизельного топлива от потенциала.

Техническая задача, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, заключается в осуществлении на малогабаритной установке процесса прямой перегонки нефти с исключением недостатков описанных выше способов. Как правило, известные способы не позволяют осуществить производство качественного дизельного топлива на малогабаритных предприятиях, где не предусмотрены процессы вторичной обработки прямогонных нефтяных фракций.

В соответствии с предлагаемой схемой малогабаритной установки весь технологический процесс ректификации сырой нефти протекает в более гибком режиме в зависимости от требований к качеству получаемой товарной продукции. Исходным сырьем является малосернистая нефть с содержанием светлых нефтепродуктов не менее 55% мас. Малое количество серы в исходной нефти обеспечивает получение товарных бензинов и дизельных топлив с низким содержанием серосодержащих продуктов и не требует специальных процессов гидроочистки. Вместе с тем в соответствии с предложенным способом снижение удельного расхода потребляемой энергии достигается за счет целесообразного оформления технологической схемы процесса, включающего рекуперацию тепла исходного нагретого сырья и отходящих фракций.

Для решения поставленной задачи проводят перегонку нефти с получением бензина, дизельного топлива марок "летнее" или "зимнее" и мазута на малогабаритной установке, включающей печь для нагрева сырья, сложную атмосферную колонну 1 с верхним циркуляционным орошением, связанную с боковыми колоннами 2 и 3, а также теплообменники и холодильники. Исходную нагретую в печи нефть разделяют на три потока, первый из которых подают в зону питания основной колонны 1. Два других потока нагретой нефти используют для подачи тепла с помощью косвенного теплообмена в низ стриппинг-колонн 2 и 3. Затем каждый из потоков нефти, выходящий из зоны обогрева низа 2 и 3, направляют на разделение в ректификационную колонну 1. С верха 1 отбирают дистиллят бензиновой фракции, который охлаждают, конденсируют и полученный конденсат выводят в виде товарного бензина. При этом часть конденсата в качестве острого циркуляционного орошения подают на верх колонны 1. Из укрепляющей части колонны 1 с ряда расположенных друг над другом тарелок отбирают два боковых погона промежуточных фракций, причем один из погонов подают в стриппинг-колонну 2, а другой направляют в стриппинг-колонну 3, где боковые погоны подвергаются дополнительной дистилляции. В результате с низа стриппингов 2 и 3 получают две базовые фракции дизельного топлива, которые охлаждают и отводят в товарный парк. С верха каждой из стриппинг-колонн отбирают товарную широкую фракцию углеводородов (ШФУ). Из куба колонны 1 выводят остаток перегонки - мазут, часть которого используют в качестве топлива в печи для нагрева сырья.

Предпочтительно боковые погоны, направляемые в стриппинг-колонну 2, выводят с тарелок 4, 6 и 8 основной колонны 1, а боковые погоны, поступающие в стриппинг-колонну 3, выводят с тарелок 5, 7 и 9 колонны 1. Стриппинг-колонны оборудованы клапанными тарелками.

Способ поясняется прилагаемой принципиальной технологической схемой процесса (см. чертеж) и примером его осуществления.

Описание технологической схемы процесса, представленной на чертеже.

Малогабаритная установка для переработки нефти включает печь 4, атмосферную ректификационную колонну 1, две стриппинг-колонны 2 и 3, в которые поступают боковые погоны из средней части основной колонны 1, а также содержит теплообменную аппаратуру, продуктовые емкости, насосы, средства контроля и автоматического управления процессом.

Обессоленная и обезвоженная нефть подвергается предварительному нагреву в рекуперативном теплообменнике 5 путем теплообмена с циркулирующим потоком остатка перегонки (мазута), выводимого с низа ректификационной колонны 1, и далее проходит через печь 4, где нагревается до 290-340°С.

Поток нагретой в печи нефти используется в качестве теплоносителя в теплообменнике 6 для подогрева "горячей струи", используемой для поддержания необходимого теплового режима в кубе ректификационной колонны 1. На выходе из теплообменника 6 нефть разделяется на три потока, первый из которых поступает в зону питания основной колонны 1 через теплообменник 6. Два других потока нефти используются для подачи тепла в низ стриппинг-колонн 2 и 3 с помощью теплообмена через встроенные змеевики в кубах колонн. После чего каждый из потоков нефти раздельно подается на перегонку в среднюю часть ректификационной колонны 1.

В сложной атмосферной колонне 1, объединенной со стриппингами 2 и 3, производят разделение сырой нефти на основные фракции, включающие бензин, дизельное топливо, широкую фракцию углеводородов (ШФУ) и мазут.

На верху колонны 1 отбирается дистиллят бензиновой фракции, который охлаждается, частично конденсируется в холодильнике воздушного охлаждения 7 и поступает в сборник 8. С верха 8 отводится газообразная фракция легких углеводородов, которую направляют в товарно-сырьевой парк. Конденсат с низа сборника 8 представляет собой фракцию прямогонного бензина и перекачивается в парк товарной продукции. Часть конденсата из сборника 8 используется в качестве острого орошения на верху колонны 1.

Стриппинг-колонны 2 и 3 предназначены для выделения фракций дизельного топлива как основы для получения товарных дизельных топлив. Стриппинг-колонны оборудованы клапанными тарелками, что позволяет осуществить дополнительную дистилляцию потоков, поступающих из основной колонны. Для этого из укрепляющей части основной колонны 1 с ряда расположенных друг над другом тарелок отбирают два боковых погона дизельных фракций. Один погон подают в стриппинг-колонну 2, а другой направляют в стриппинг-колонну 3. Таким образом, подача боковых погонов дизельного топлива из основной колонны 1 в стриппинг-колонны 2 и 3 позволяет осуществить их дополнительную дистилляцию.

Фракции дизельного топлива отбираются с низа стриппинг-колонн 2 и 3, охлаждаются в холодильниках воздушного охлаждения, соответственно 9 и 10, после чего с температурой 45°С отводятся в товарный парк самотеком.

С верха каждой из стриппинг-колонн 2 и 3 выделяются потоки широкой фракции углеводородов (ШФУ), которые объединяются и направляются в товарно-сырьевой парк.

С низа колонны 1 выводят остаток перегонки - мазут. Как сказано выше, часть кубового остатка колонны 1 нагревается в теплообменнике 6 и возвращается в низ колонны в качестве "горячей струи". Основная часть остатка перегонки в виде мазута охлаждается в рекуперативном теплообменнике 5, который предназначен для нагрева сырой нефти и выводится с установки в парк хранения готовой продукции. Полученный мазут может быть использован в качестве топочного мазута или в виде печного топлива. В смеси с исходной нефтью мазут также может служить топливом для технологической печи 4.

ПРИМЕР осуществления способа

Малогабаритный нефтеперерабатывающий комплекс имеет производительность по сырью 25-50 тысяч тонн нефти в год и предназначен для эксплуатации в территориально удаленных районах от места добычи нефти.

Процесс осуществляется путем переработки малосернистой легкой нефти с содержанием светлых нефтепродуктов не менее 55% мас. Низкое содержание серы в исходной нефти обеспечивает получение товарных бензинов и дизельных топлив с низким содержанием серы и не требует специальных процессов гидроочистки.

Температурный режим перегонки нефти приведен в табл.1.

Характеристика образца исходной нефти приведена в табл.2.

Обессоленная нефть предварительно нагревается в рекуперативном теплообменнике 5 до температуры 180-220°С за счет теплоты кубового остатка колонны 1 и далее подогревается в печи 4 до 290-340°С.

Поток нагретой в печи нефти направляется в качестве теплоносителя в теплообменник 6, где подогревается поток "горячей струи" из куба колонны 1. На выходе из теплообменника 6 нефть разделяется на три потока. Первый поток поступает в качестве питания в основную колонну 1. Два других потока нагретой нефти порознь подают в низ стриппинг-колонн 2 и 3, где за счет теплообмена через встроенные в куб змеевики нефть обогревает кубовую часть колонн 2 и 3. Затем каждый из потоков нефти раздельно поступает в виде питания в среднюю часть колонны 1.

В сложной атмосферной колонне 1, объединенной со стриппингами 2 и 3, получают такие основные фракции как бензин, широкая фракция, углеводородов (ШФУ), "летнее" или "зимнее" дизельное топливо и мазут. Давление на верху колонны 1 около 0,25 МПа, температура верха 110-160°С, температура низа 280-335°С. Температурный режим перегонки нефти в колонне 1 приведен в табл.1.

С верха колонны 1 отбирается дистиллят бензиновой фракции, который охлаждается и частично конденсируется в холодильнике воздушного охлаждения 7 и поступает в сборник 8. С верха 8 выводится парогазовая смесь легких углеводородов, которая направляется в товарно-сырьевой парк. Конденсат с низа сборника 8 представляет собой фракцию прямогонного бензина (НК 45°С, КК 160-180°С), который перекачивается в парк товарной продукции. Часть конденсата из сборника 8 подается в качестве орошения на верх колонны 1. Полученная бензиновая фракция после компаундирования с добавками и присадками может использоваться как компонент автомобильных бензинов Аи-80 и Аи-92.

Стриппинг-колонны 2 и 3 предназначены для выделения двух фракций дизельного топлива. Для этого из укрепляющей части основной колонны 1 отбирают два боковых погона. При этом погоны, поступающие в стриппинг-колонну 2, выводят с тарелок 4, 6 и 8 основной колонны 1, а погоны, поступающие в стриппинг-колонну 3, отбирают с тарелок 5, 7 и 9 колонны 1.

С верха каждой из стриппинг-колонн 2 и 3 выделяются потоки широкой фракции углеводородов (ШФУ), которые объединяются и направляются в товарно-сырьевой парк и, при необходимости, смешиваются с бензиновой фракцией.

Товарные фракции дизельного топлива выводятся с низа стриппинг-колонн 2 и 3, охлаждаются в холодильниках воздушного охлаждения, соответственно 9 и 10, после чего с температурой 45°С отводятся в товарный парк самотеком.

С низа колонны 1 выводят остаток перегонки - мазут (выход на нефть не более 24%). Как сказано выше, часть кубового остатка нагревается в теплообменнике 6 и возвращается в низ колонны в качестве "горячей струи", а основная часть мазута охлаждается в рекуперативном теплообменнике 5, который предназначен для предварительного нагрева сырой нефти, и выводится с установки в парк хранения готовой продукции. Полученный мазут может быть использован в качестве топочного мазута, товарного мазута или в виде печного топлива. В смеси с исходной нефтью мазут также может служить на установке топливом для технологической печи 4. Бензиновая фракция после компаундирования с добавками и присадками может использоваться как товарный бензин различных марок.

Реализация процесса по разработанной схеме позволяет гибко регулировать качество получаемых дизельных фракций. Без существенной переналадки технологического оформления процесса перегонки в зависимости от потребности можно получать дизельное топливо марки "летнее", либо марки "зимнее". При необходимости возможно вырабатывать дизельное топливо марки "арктическое". Его получают непосредственно на установке, для чего в полученное базовое дизельное топливо вводят депрессорную присадку (сополимер этилена с винилацетатом с молекулярной массой 100-7500 в количестве 0,01-0,5 мас.%) в виде раствора в дизельном топливе или растворителе.

Таким образом, представленный технологический процесс ректификации сырой нефти на малогабаритной установке, производительностью по сырью 25-50 тысяч тонн нефти в год, проводится в гибком режиме в зависимости от требований к качеству получаемой товарной продукции. Наличие в схеме переработки стриппинг-колонн 2 и 3 позволяет получить качественные дизельные топлива марок "летнее" и "зимнее", а также увеличить выход светлых нефтепродуктов за счет повышения четкости ректификации и дополнительного отбора широкой фракции углеводородов (ШФУ). Процесс характеризуется улучшением качественных характеристик производимых моторных топлив.

Отсутствие содержащих серу выбросов в атмосферу при сжигании топлива улучшает экологические показатели процесса.

Реализация предлагаемого способа позволяет получать максимальный выход товарных фракций от их потенциального содержания в сырье. При этом возможно снижение общей себестоимости получаемой продукции за счет рационального использования всех полученных нефтяных фракций. Изготовленные моторные и котельные топлива имеют высокое качество и соответствуют требованиям ГОСТ или ТУ. Характеристика конечных продуктов приведена в табл.3.

Таблица 1Температурный режим перегонки нефти
№№ ТемператураПоказатели, °С
1Нефти после печи П-1290-340
2Нефти в основной колонне К-1:  
  питание270-300
 верх110-160
 куб 280-335
  орошение40-45
 "горячая струя"340
Таблица 2Характеристика образца перерабатываемой нефти
№№ Наименование показателейРазмерность Величина
1 Плотность при 20°С, кг/м3796,0
2Фракционный состав   
 Температура начала кипения, не ниже°С 50
 Отгоняется при температуре, не выше   
  10%°С100
 50%  220
  70%  300
 90%  380
 Конец кипения, не выше 400
3Вязкость кинематическая при 50°Смм2/с 1,66
4 Массовая доля серы% мас. 0,3
5 Массовая доля сероводорода % мас.отсутствие
6Содержание меркаптановой серы % мас.0,008
7Массовая доля воды % мас.отсутствие
8Концентрация солей мг/дм326,02
9Температура застывания °СМинус 18
10Содержание механических примесей% мас. 0,0064
Таблица 3Выход и характеристика конечных фракций
№№ Наименование показателейРазмерность Величина
1 Бензин   
  Выход на перерабатываемую нефть% мас. 25,0-30,0
  Плотность (20°С) г/см30,718
 НК °С45-50
 10%°С 80
  50%°с115
 90% °с152
 КК°с 173
2 Дизельное топливо зимнее   
  Выход на перерабатываемую нефть% мас. 38,0
  Плотность (20°С)г/см 30,805
 10% °С155
 50%°С 212
  96%°С311
 Вязкость кинематическая (20°С)мм 2/с2,71
3Дизельное топливо летнее   
 Выход на перерабатываемую нефть % мас.44,0
 Плотность (20°С) г/см3 0,850
  10%°С173
 50% °С234
 96%°С 334
  Вязкость кинематическая (20°С)мм 2/с3,34
4Широкая фракция углеводородов   
 Выход на перерабатываемую нефть % мас.5,0-8,0
 Плотность (20°С) г/см3 0,637
 НК °С37
  10%°С 64
 50% °С88
 90% °С104
 КК°C 115
5 Мазут  
 Выход на перерабатываемую нефть% мас. 24,0
  Плотность (20°С)г/см 30,915
 Вязкость условная (80°С) °ВУ3,4

bankpatentov.ru

ООО "Научно производственное объединение ЭТН-Циклон"

Установка первичной перегонки сырья - установка предназначенная для разделения углеводородного сырья (газовый конденсат, нефть и их смеси) на 3, 4 или больше фракций и получения, например таких нефтепродуктов, как мазут, дизельное топливо, прямогонный бензин и осветительный керосин (или лигроин). В основе технологии фракционного разделения нефти в наших установках лежит неравновесный подход, реализованный через устройства испарителей-сепараторов циклонного типа. Способ и устройство запатентованы!

Производительность нефтеперерабатывающих установок может быть от 10 тыс. тонн в год до 3 млн.тонн в год. Ниже в таблице приводятся возможные производительности для разных модификаций (например установка Ц-41 может быть с производительностью от 10 тыс. тонн в год до 250 тыс. тонн в год) и эксплуатационные характеристики установок для модификаций с минимальной производительностью.

Наименование   Ед. изм.   Значение 
Ц-30 Ц-31 Ц-32 Ц-33 Ц-34 Ц-41 Ц-42 Ц-42 Ц-44 Ц-51 Ц-52 Ц-53 Ц-54 Ц-61 Ц-62  Ц-63 Ц-64

Производительность по сырью:

нефть (газовый конденсат)

 

 Min т/сут 30 40 70 110 150 40 70 110 150 40 70 110 150 40 170 110 150
Max т/сут   750 1500 2250 3000 750 1500 2250 3000 750 1500 2250 3000 750 1500 2250 3000
Количество получаемых фракций  шт 3 3 3 3 3 4 4 4 4 5 5 5 5 6 6 6 6

Показатели для модификаций с минимальной производительностью

Установленная электрическая мощность кВт 45 56 73 100 120 60 81 112 136 81 98 125 145 100 115 137 154
Расход топлива для нагрева сырья, не более т/сут 0,81 1,08 1,89 2,97 4,05 1,08 1,89 2,97 4,05  1,08 1,89 2,97 4,05  1,08 1,89 2,97  4,05 
Масса общая, не более  т  15 15 22  23,5   25 16  22,5  24  25,5  20  28   31,5 35 24  32  34,5  38,5 

Важно! Назначение и применение установок

Для практической реализации нефтепереработки нами были разработаны несколько типов НПЗ. Это установки серии «Ц-3Х» предназначены для получения 3-х нефтяных фракций мазут, дизельное топливо, прямогонный бензин) и могут быть рекомендованы для нефтедобытчиков, там где достаточно извлечь лишь качественное дизельное топливо, соответствующее ГОСТу для работы дизель-генераторов и тяжёлой автотехники. При этом полученные мазут и прямогонный бензин смешиваются с большим количеством нефти и отправляются, условно говоря, в «трубу». Для получения качественных моторных топлив, соответствующих ГОСТу (кроме октанового числа прямогонного бензина), нефть необходимо разделять на 4 фракции: мазут, дизельное топливо, лигроин и бензин – установки серии «Ц-4Х» и выше. Извлекаемый лигроин – узкая фракция между бензином и керосином около 4% от массы исходной нефти. Это позволяет добиться соответствию ГОСТу таких показателей дизельного топлива, как вязкость и температура вспышки в закрытом тигле и при этом сохранить соответствие ГОСТу показателей бензина.

Отличие и преимущества (технологии ООО "НПП ЭТН")

Современные крупнотоннажные способы перегонки углеводородного сырья в своем аппаратурном оформлении включают насосы, теплообменники, трубчатые печи, ректификационные колонны. Малотоннажные установки первичной перегонки повторяют принципиальные технологические решения аналогичных крупнотоннажных установок. При этом аппаратурное оформление процесса перегонки отличается высокой металлоемкостью и требует значительных капитальных вложений.

Учитывая высокую стоимость и сложность эксплуатации малотоннажных установок, выполненных по схеме крупнотоннажных НПЗ, постоянно разрабатываются нетрадиционные технологические решения перегонки углеводородного сырья с отказом, прежде всего от ректификационных колонн или с попытками их значительного уменьшения.

Последнее чаще всего связано с элементарным незнанием физических законов и прежде всего законов Рауля и Дальтона. Но, кроме того классическая ректификация (колонны, тарелки, колпачки и т.д.) характеризует собой равновесный подход. В физике идеальные равновесные процессы характеризуются тем, что они идут бесконечно медленно по времени и бесконечно растянуты по пространству. А это означает по отношению к классическому процессу ректификации, что чем больше колонн на установке, чем больше они по размеру и чем больше в них тарелок и колпачков - тем с большей вероятностью можно получить фракции с заданными параметрами с некоторого количества тарелок. И тем меньше такой процесс будет зависеть от колебаний процентного состава исходного сырья. Ясно, что оставаясь в рамках равновесного подхода нельзя в десятки раз сократить размеры ректификационных колонн, их количество и при этом устойчиво (по отношению к колебаниям состава сырья) получать качественный продукт. Если кто-то утверждает обратное, то он либо сознательно лукавит либо обманывает сам себя.

Предложенный нами способ перегонки углеводородного сырья и установки для его осуществления прежде всего базируются на неравновесном подходе, что позволяет получать нефтепродукты высокого качества! на компактной и малогабаритной установке. Способ перегонки углеводородного сырья, основывается на однократном испарении и многократном поэтапном охлаждении на каждой ступени перегонки. Новым является то, что разделение на паровую и жидкую фазу на всех ступенях перегонки проводят в циклонных испарителях-сепараторах, конструкция которых обеспечивает не только эффективное разделение паровой и жидкой фазы, но и эффективно ограничевает выход паров тяжелых фракций вместе с парами легких фракций на следующую ступень перегонки. Таким образом, реализованный нами неравновесный подход в разделении углеводородного сырья (нефть, газовый конденсат и т.д.) основывается на газодинамическом решении.

Преимущества при реализации способа на практике

  1. Простота и надежность в обслуживании.
  2. Высокий уровень автоматизации.
  3. Возможность учета нефтепродуктов (сырье и готовая продукция) с точностью до 100 мл, в том числе с выводом всех данных на компьютер, и с возможностью удалённого контроля.
  4. Высокий уровень безопасности – давление в технологической линии близко к атмосферному давлению.
  5. Нечувствительность к колебаниям процентного состава перерабатываемого сырья.
  6. Высокий процентный выход светлых фракций при сохранении качественных показателей дизельного топлива.
  7. При работе установки на некоторых сортах нефти и при работе на газовом конденсате октановое число получаемого прямогонного бензина по моторному методу на 5-6 единиц больше чем аналогичный показатель для традиционных установок.
  8. Получаемые зимние и летние сорта дизельного топлива практически по всем основным показателям соответствуют ГОСТу.
  9. Низкая материалоемкость оборудования. 
  10. Уже через 40-50 минут после запуска установка выходит на качественный режим (продукция соответствует качественным показателям).
  11. Возможность работы с производительностью до 15% от номинала с сохранением качественных показателей продукции.

Конфигурация установки и ее размещение

НПЗ располагается на промплощадке, имеющей необходимую инженерную инфраструктуру, включая резервуарный парк, охранные системы, бытовые помещения. Технологическое оборудование может размещаться на открытой площадке с навесом и легкими ограждающими конструкциями или в помещении. Площадь, занимаемая непосредственно технологическими блоками для установки производительностью 10 тыс. т/год (Ц-31) составляет ~ 20х24 м при высоте 5 метров.

Перспективы развития

Говоря о перспективах развития и возможностях применения способа на практике нужно исходить из имеющихся преимуществ, которые наглядно представлены в таблице:

 

Качественный показатель

  WR   Классика  
  1   Простота и надежность в эксплуатации   

2

Возможность переработки различного нефтяного сырья

(На одной установке перерабатывается тяжелая и легкая нефть,

светлый темный газовый конденсат, очистка и переработка

некондиционных остатков)

3

Высокий уровень безопасности - давление в технологической линии 

близко к атмосферному давлению  

   

4

Высокий уровень автоматизации, учета и контроля

 

5

Высокий процентный выход светлых фракций при сохранении

качественных показетелей дизельного топлива

 Достигается для установок 

 высокой прозводительности   

6

Октановое число получаемого прямогонного бензина по моторному методу

на 5-6 пунктов больше аналогичного показателя для традиционных 

установок колонного типа

(при работе установки на большинстве сортов нефти и газовом конденсате)

 

7

Низкая материалоемкость оборудования  

8

Выход на качественный режим уже через 40-50 минут после запуска

(Продукция соответствует ГОСТ)

 

9

Возможность работы с производительностью от 35% до 125% от номинала

с сохранением качественных показателей

 

10

Переработка нефти с содержанием воды до 7-8%  

Указанные преимущества установок позволяют использовать их в следующих направлениях:

  1. 1. Универсальное эффективное и безотказное нефтеперерабатывающее оборудование для получения моторных и энергетических топлив, при первичной перегонке нефти.
  2. 2. Универсальное оборудование для переработки нефтешламов.
  3. 3. Наиболее эффективное и универсальное оборудование для фракционной разгонки синтетической нефти.
  4. 4. Наиболее эффективное и универсальное оборудование для фракционной разгонки продуктов крекинга тяжёлых остатков (мазутов, гудронов) для установок малой производительности.
  5. 5. Универсальное оборудование для получения дизельного топлива при освоении нефтяных и газоконденсатных месторождений.
  6. 6. Высокоэффективное оборудование для извлечения методом экстрактивной ректификации, например ароматических углеводородов и получение растворителей.

(Оценивая возможность получения нефтяных растворителей по нашей технологии, нами был разработан проект получения растворителя нефрас С1_80/120 при переработке 100 тонн газового конденсата в сутки и извлечением методом экстрактивной ректификации таких ароматических углеводородов, как бензол, толуол и ксилол. Анализ результатов показывает, что использование данного подхода в процессах экстрактивной ректификации и в получении, например таких продуктов, как растворители и ароматические углеводороды экономическая эффективность предложенной технологии представляется ещё более значительной, чем при простой перегонке нефти.)

Правовая обеспеченность

В настоящее время у предприятия имеются лицензии на проектирование, а также на монтажные и пусконаладочные работы. На наши нефтеперерабатывающие установки по ТУ 3647–001–79197684–2006 получены сертификат ГОСТ-Р и разрешение на применение Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору.

 

 

nppetn.ru