Главная -> Словарь

Действующих установках

Нефтепереработчики должны серьезно заняться улучшением эксплуатации действующих технологических установок на основе всестороннего анализа их работы и широкого обмена опытом.

Акты по форме № 2 прп-емки выполненных работ за месяц План технических мероприятий по улучшению действующих технологических процессов Проекты планов работ по капитальному ремонту подрядным и хозяйственным способом на следующий год Заявку на подрядные работы на следующий год Акты законченного капитального ремонта

В настоящее время по относительному объему потребления неэтилированных бензинов Россия находится на уровне стран Европейского экономического сообщества. Полный переход на производство неэтилированных автобензинов в России будет осуществлен в 2003 году. Это мероприятие требует значительных капиталовложений в нефтеперерабатывающую промышленность для осуществления ввода новых и технического перевооружения действующих технологических процессов, а также на развитие инфраструктуры для снабжения неэтилированными бензинами.

Поскольку учебное пособие разрабатывалось по заданию ООО «КИ-НЕФ», процессы переработки нефти изложены на основе действующих технологических схем установок и поточной схемы переработки нефти на Киришском НПЗ.

Пробу из мелкой тары отбирают с помощью металлической или стеклянной трубки с оттянутым концом. Трубку погружают до дна сосуда, •чтобы забрать жидкость по всей толще, и когда в нее наберется нефтепродукт, верхнее отверстие закрывают пальцем и вынимают из тары. После того как трубка вынута, •ее снаружи обтирают и содержимое выливают в чистый сосуд. В тот же •сосуд сливают пробы, отобранные из других бочек или бидонов, и, таким образом, после перемешивания получается средняя проба. Из напорных трубопроводов и непрерывно действующих технологических установок отбор проб очень часто осуществляется с помощью автоматических пробоотборников, которые отбирают пробу нефти и нефтепродуктов пропорционально их объему, прошедшему •через сечение трубопровода.

ству новых и реконструкции действующих технологических уста-

Разработка первых АСУ ТП была начата в 60-е годы XX века. 70-е годы были отмечены высокими показателями по увеличению объема перерабатываемой нефти на 25 — 30% и предполагалось широкое развитие работ по реконструкции действующих технологических установок и всемирной интенсификации существующих технологических процессов, включая разработку и внедрение в тот период современных систем автоматизированного управления технологическими процессами — АСУ ТП. В этот период были сданы в эксплуатацию 115 образцов АСУ ТП на базе ЭВМ. Общий эффект от эксплуатации этих систем, несмотря на их опытный характер и неполное использование составил 23,5 млн. руб. в 1970 г., а в целом за 8-ю пятилетку - 80 млн. руб. В нефтеперерабатывающей промышленности было внедрено 19 АСУ ТП, средний срок окупаемости составил 1, 6 года.

Как показал опыт башкирских нефтепереработчиков, реконструкция действующих технологических установок является наиболее дешевым, быстрым и эффективным способом наращивания мощностей нефтеперерабатывающих заводов.

Перечисленные выше программные продукты предназначены для использования на действующих технологических установках в реальном времени и, следовательно, требуют использования компьютерной техники в промышленном исполнении, отвечающей наиболее жестким требованиям в смысле надежности, стоимости и безопасности. Стоимость элементов АСУ, основанных на этих продуктах и программно-технических комплексах, составляет десятки и даже сотни тысяч долларов. Кроме того, инжиниринг таких систем сравним по стоимости с самими системами и занимает довольно длительное время . Поэтому на небольших производственных участках и установках далеко не всегда имеется возможность их использования.

Госнефтехимкомитет совместно со Средне-Волжским совнархозам с привлечением проектных организаций и БашНИИНП подготовил проект задания реконструкции НПЗ Средней Волги для переработки на них высокоеермистой нефти. В этих заданиях установлены основные требования по объему и глубине-переработки, качеству нефтепродуктов и развитию выработки углеводородного сырья для нефтехимических (Производств. Определены также требования к общезаводскому хозяйству и намечены основные мероприятия по защите атмосферы и водоемов от вредных выбросов. По некоторым из нефтеперерабатывающих заводов задания на проектирование уже утверждены и по ним ведутся работы. По остальным заводам задания находятся в стадии рассмотрения и будут утверждены и согласованы с Госпланом РСФСР в ближайшее время. Подготовленные задания на проектирование предусматривают большой объем работ по строительству новых и реконструкции действующих технологических установок, развитию общезаводского хозяйства и другим работам, что потребует крупных капиталовложений.

Развитие производства твердых парафинов в настоящее время идет в направлении совершенствования действующих технологических процессов с ужесточением требований к качеству товарных парафинов. Научные исследования, выполненные в последние годы охватывают большой круг вопросов, связанных с созданием новой технологии производства широкого ассортимента твердых парафинов для пищевой промышленности и технических нужд.

Основной задачей автоматического управления процессом перегонки и ректификации является обеспечение заданных показателей качества продуктов при минимальных энергетических затратах. Применение эффективных и .надежных систем управления позволяет заметно повысить качество и увеличить выход продуктов на действующих установках без увеличения производственной мощности.

На действующих установках гидроочистки используют кожухо-трубчатые теплообменники с плавающей головкой как строгого противотока, так и многоходовые по трубному пространству. На рис. 18 показан общий вид сырьевого теплообменника секции 300-1 установки ЛК-6У.

странены клапанные тарелки. В основном на действующих установках с целью интенсификации существующего оборудования заменяют желобчатые тарелки на S-образные, а на ряде установок — на ситчатые.

Абсорбер для очистки циркуляционного газа представляет собой вертикальный аппарат с барботажными тарелками. Ввиду сложности расчета процесса хемосорбции число теоретических тарелок подбирают на основании опытных данных. На действующих установках гидроочистки для достижения высокой степени очистки газа в абсорбере установлено 20 барботажных тарелок.

На действующих установках старого типа используются двухкамерные печи с горизонтальными трубами и наклонным сводом. Наклонный свод создает более равномерные тепловые напряжения, чем горизонтальный, в результате чего выравниваются тепловые напряжения труб, расположенных у стен и в центре. В отличие от печей ланной конструкции реакторные печи с наклонным сводом имеют цельносварные секции радиантных и конвекционных змеевиков, без выноса калачей за пределы печи. Это снижает расход металла и повышает степень безопасной работы печи, что особенно важно в условиях применения в качестве сырья взрывоопасных сред.

На рис. 25 показана типовая схема работы вакуумной колонны, установленной на современной АВТ производительностью 3 млн. т/год нефти , эксплуатируемой по масляной схеме. Схема перегонки на этой установке отличается от схем, принятых на остальных действующих установках, и показатели ее работы несколько лучше, особенно по выработке масляных фракций. Мазут из атмосферной колонны забирается насосом и прокачивается через змеевик печи вакуумной части в вакуумную колонну при 380 °С. Температура верха колонны 100 °С, низа 355 °С. Колонна оборудована 40 тарелками, из них четыре расположены в нижней части. Тарелки 14, 21, 28 и 35 — «глухие», т. е. они не

Основная ректификационная колонна. Колонна работает в основном по проектной схеме. Абсолютное давление в колонне — 2— 2,2 кгс/см2 — несколько превышает проектное , а температурный режим колонны почти на всех действующих установках отличается от проектного. Так, в типовых проектах рекомендована температура ввода сырья 330°С, верха 100°С и низа 310 °С. Фактически на установках температура сырья при вводе в колонну составляет 350—360 °С, верха от 115 до 130 °С и низа от 320 до 340 °С. Это в основном объясняется большим подогревом нефти в печи. Повышение температуры нагрева нефти в печи способствует увеличению температуры низа колонны против проекта на 40—50 °С, что в свою очередь обеспечивает углубление отбора светлых нефтепродуктов, выкипающих до 350 °С, и снижение со-* держания в мазуте фракций дизельного топлива. Фракционирующая способность основной ректификационной колонны пока не обеспечивает получения четко отректифицированных фракций. Наблюдается налегание фракций по температурам кипения на установках АВТ мощностью 1 и 2 млн. т/год.

При работе установок АВТ по схеме однократного испарения с одной ректификационной колонной схема узла стабилизации и абсорбции примерно одинакова. Фактически режим блоков стабилизации на действующих установках значительно отклоняется от

проектного. Так, по проекту на установках типа А-12/1, А-12/2, А-12/1,5М стабилизатор должен работать при абсолютном давлении 10 кгс/см2, температура верха 65 °С, низа 160 °С. Фактически давление в стабилизаторе поддерживается от 3 до 8,5 кгс/см2, температура верха колонны 40—80 °С, а низа от 100 до 160 °С. В результате вместе с газами, направляемыми на сжигание в топливную сеть завода, уходит значительное количество легких бензиновых углеводородов. По литературным данным, потери бензина с топливным газом на действующих установках АВТ достигают 0,7 вес. % от нефти, что для установки производительностью 6,0 млн. т/год составит не менее 40 тыс. т/год.

На некоторых действующих установках АВТ, рассчитанных п Саудерсу и Брауну, получены следующие значения скоростей иг ров: в атмосферных колоннах 0,46; 0,71; 0,8 и 0,84 м/с; в вакуум ных колоннах 2,5—3,5 м/с при расстоянии между тарелками

Характеристика ректификационных колонн наиболее типичной комбинированной установки ЭЛОУ — АВТ типа А-12/9 производительностью 3 млн. т/год сернистой нефти приводится в табл. 29, а в табл. 30 приведены характеристики работы ректификационных колонн на действующих установках АВТ.