Отчет по практике на ОАО «Московском НПЗ»

- Летнее ДЭК-Л-0,05-62, ДЭК-Л-0,10-62

- ЗимнееДЭКп-3, минус 15°С – 0,05ДЭКп-3,

минус 15°С – 0,10ДЭК-3,

минус 15°С – 0,05ДЭК-3,

минус 15°С – 0,10ДЭКп-3,

минус 25°С – 0,05ДЭКп-3,

минус 25°С – 0,10

 

- Топливо дизельное  экспортное. Марка ДЛЭ, вид 1, ТУ 38.401-58-110-94 с изм.№ 1-7

- Топливо дизельное.  Марка Л-0,2-62, высший сорт, ГОСТ305-82 с изм.№ 1-5

- Топливо для  реактивных двигателей. Марка ТС-1, высший сорт и первый сорт ГОСТ 10227-86 с изм.№ 1,2,3

- Битумы нефтяные  дорожные вязкие. Марка БНД 40/60 и БНД 60/90, ГОСТ 22245-90 с изм.№  1

- Битумы нефтяные  строительные. Марка БН 70/30, ГОСТ 6617-76 с изм.№ 1-5

- Топливо нефтяное (мазут). Топочный мазут марки  40 зольный, IV и V вида, марки 100 зольный, IV,   V,   VI   вида, ГОСТ 10585-99

- Сера техническая  газовая комовая сорта: 9998, 9995, 9950, 9920, жидкая-9998 сорта, ГОСТ 127.1-93

- Сырьё для  производства нефтяных вязких  дорожных битумов, марки: СБ 20/40 и СБ 40/60, ТУ0258-113-00151807-2002

- Газы углеводородные  сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Марки: ПТ, СПБТ и БТ, ГОСТ 20448-90 с изм.№ 1,2

- Фракция бутан-бутиленовая, марки Б и В, ТУ 0272-027-00151638-99

- Пропан-пропиленовая  фракция, СТП 019906-401123-00 с изм.№1 

 

 

 

 

 

3. 1. 2 ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОГО СЫРЬЯ.

 

 

№№ пп	Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по нормативному документу							Область применения готовой продукции
1	2	3	4	5							6
1.	Сырье: Нефть	ГОСТ Р 51858-2002	Массовая доля серы, %: 1 класс – малосернистая 2 класс – сернистая 3 класс – высокосернистая 4 класс – особо высокосернистая	до 0,60 включ. 0,61-1,80 1,81-3,50 свыше 3,50							Сырье блока электрообессоливания
			Плотность при 15°С, кг/м3: тип 0 – особо легкая        1 – легкая        2 – средняя        3 – тяжелая        4 – битуминозная	Норма для нефти  типа
				не более 834,5 834,6-854,4 854,5-874,4 874,5-899,3 более 899,3
			Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	Норма для нефти  группы
				1		2			3
				100			300	900
			Массовая доля воды, %, не более	0,5			0,5	1,0
			Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
			Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст), не более	66,7 (500)	66,7 (500)					66,7 (500)

 

 

 

№№ пп	Наименование сырья, материалов, реагентов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ							Область применения изготовляемой продукции
1	2	3	4	5							6
			Содержание хлорорганических соединений, млн-1 (ppm)	не нормируется, определение обязательно
			Массовая доля сероводорода, млн-1 (ppm), не более	Норма для нефти  вида
				1	2					3
				20	50					100
			Массовая доля метил-и этилмеркаптанов в сумме, млн-1 (ppm), не более	40		60			100
		Инструкция по эксплуатации системы измерений количества и показателей качества нефти № 438, 499	Вязкость кинематическая	не нормируется
2.	Конденсат газовый стабильный	ОСТ 51.65-80 с изм.1-8 с дополн.№ 1-2	Давление насыщенных паров, кПа (мм.рт.ст), не более	Норма для групп							Сырье
				1			2
				66,7 (500)
			Массовая доля воды, %, не более	0,1				0,5
			Массовая доля механических примесей, %, не более	0,005				0,05

 

 

 

№№ пп	Наименование сырья, материалов, реагентов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции	Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ		Область применения изготовляемой продукции
1	2	3	4	5		6
			Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	Норма для группы
				1	2
					100
			Массовая доля общей серы, %	не нормируется, определение по требованию потребителя
			Массовая доля сероводорода, %	определяют для сернистого конденсата
			Плотность при 20°С, кг/дм3	не нормируется  определение обязательно
3.	Нефть обессоленная для первичной  перегонки	СТП 001-2002	Концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	5		Сырье блока атмосферной перегонки
			Массовая доля воды в нефти, %, не более	0,3
			Массовая доля воды после подачи щелочного раствора в обессоленную нефть, %	не нормируется, определение обязательно

 

4. ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ СХЕМЫ УСТАНОВКИ

 

4.1 Теоретические основы технологического процесса

 

Процесс обессоливания сырой нефти предназначен для удаления из нефти хлористых солей, воды и механических примесей с целью защиты оборудования от воздействия комбинированной коррозии, предотвращения отложений в змеевиках печей и теплообменниках механических примесей и солей.

В процессе электрообоссоливания извлекаются также металлоорганические  соединения никеля, ванадия и других металлов. Вместе с ними удаляются, в частности, соединения мышьяка, отравляющего платиновый катализатор риформинга.

Нефть в электродегидраторы вводится через маточники, создающие равномерный поток нефти в электрическом поле снизу вверх. При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле высокого напряжения частицы воды, заряженные отрицательно, передвигаются внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов капля вытягивается острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения происходят с частотой, равной частоте промышленного тока 50 герц.

При этом отдельные капли, стремясь передвигаться по направлению  к положительному электроду, сталкиваются друг с другом, в результате чего они укрупняются и под действием сил гравитации, превышающих силы электрического притяжения, оседают в электродегидраторе вместе с растворенными в них солями.

Обессоленная нефть  содержит коррозионно-агрессивные  компоненты: серу, хлор- и азотсодержащие соединения, сероводород, хлористый водород, воду, которые в процессе переработки нефти вызывают электрохимическую коррозию колонн, конденсационно-холодильного и емкостного оборудования, трубопроводов.

При температуре выше 200°C протекает гидролиз хлористых солей  с образованием хлористого водорода:   MeCl₂ + 2H₂0 ® Me(OH)₂ + 2HCl,  где Me ® Ca, Mg.

Сероводород образуется вследствие термического распада серосодержащих соединений при температуре выше 260°C.

Для увеличения срока службы оборудования и трубопроводов на установках первичной перегонки  нефти применяется защелачивание  нефти, использование ингибиторов коррозии или ингибиторной композиции. В настоящее время на установке используется ингибиторная композиция фирмы "Hoechst": ингибитор "Додиген 481" и нейтрализатор "Додикор 1830". Используемая композиция нейтрализует среду при кислых значениях рН и защищает металл, создавая защитную пленку, экранирующую металл от воздействия коррозионно-агрессивных компонентов.

Суть защелачивания  заключается в превращении хлоридов кальция и магния в некоррозионный хлорид натрия, а также в уменьшении кислотности нефти:

CaCl₂ + 2NaOH = Ca(OH)₂ + 2NaCl;

MgCl₂ + 2NaOH = Mg(OH)₂ + 2NaCl

Для защелачивания нефти используется 1,2 - 2,0% щелочной раствор:

HCl + NaOH = NaCl + H₂O - для предотвращения образования HCl.

 

Обессоленная и обезвоженная нефть  поступает на первичную перегонку – процесс разделения нефти в результате нагрева и последующей конденсации паров на составляющие нефть фракции, различающиеся между собой температурами кипения. Для более четкого разделения компонентов используется процесс ректификации – перегонка с противоточным взаимодействием восходящего потока (паровой фазы) и низходящего (жидкой фазы). Контактирование паров и жидкости происходит в ректификационных колоннах на специальных устройствах – тарелках при избыточном (выше атмосферного) давлении.

Получаемый на атмосферном блоке мазут перегоняется на вакуумном блоке, процесс разделения на котором также основан на ректификации, но проводимой при остаточном (ниже атмосферного) давлении для снижения температуры кипения высококипящих компонентов мазута.

 

 

4.2 Описание технологического процесса и

технологической схемы

 

4.2.1. Блок ЭЛОУ

Нефть на установку поступает из товарно-сырьевого цеха на прием  сырьевых насосов Н-1/1,2,3. При снижении давления нефти на установку ниже минимального срабатывает звуковая и световая сигнализация поз. PIRAL 0711. В случае переработки газового конденсата  его качают из цеха №8 по отдельному трубопроводу на прием сырьевых насосов Н-1/1,2,3. Расход конденсата регулируется клапаном поз. FIRCAН 996.

 

Для увеличения эффективности обессоливания - обезвоживания сырой нефти в приемную линию насосов Н-1/1,2,3 подается деэмульгатор - поверхностно-активное вещество неионогенного типа, способствующее ослаблению защитной пленки эмульсии вода - нефть.

Нефть насосами Н-1/1,2,3 двумя  потоками прокачивается через трубное пространство сырьевых теплообменников.

Первый поток:

Н-1/1,2,3 ® Т-1/1 ® Т-3 ® Т-2 ® блок ЭЛОУ.

Нагрев нефти до требуемой  температуры происходит за счет тепла  среднего циркуляционного орошения колонны К-10 в Т-1/1, фракции 350-420°C из К-11 в Т-3 и первого циркуляционного орошения К-2 (с 15-ой тарелки) в Т-2.

Второй поток:

Н-1/1,2,3 ® Т-7/1 ® Т-4/1 ® блок ЭЛОУ.

Нагрев нефти до требуемой  температуры происходит за счет тепла гудрона с низа колонны К-10 в Т-7/1 и второго циркуляционного орошения колонны К-2 (с 25-ой тарелки) в Т-4/1. При работе установки без вакуумного блока нагрев нефти в теплообменниках Т-1/1 и Т-7/1 происходит за счет регенерации тепла мазута с низа колонны К-2, а теплообменник Т-3 выключается из схемы.

Расход нефти поз. FIRCAL 0975, 0976 контролируется и регулируется воздействием на клапан с коррекцией по уровню К-1 поз.LIRC 1009. При снижении расхода до минимального значения срабатывает сигнализация. Для усреднения температуры нефти эти потоки объединяются, а затем 4-мя параллельными потоками нефть поступает в электродегидраторы I-ой ступени Э-1/1, Э-2/1, Э-3/1, Э-4/1.