Привет студент

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Российский Химико-Технологический Университет им. Д.И.Менделеева

____________________________________________________________________

Факультет нефтегазохимии и полимерных материалов

 

 

Кафедра химической  технологии
углеродных материалов

 

                                                                          

 

Направление «Химическая

технология»240100.62

Профиль «Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов»

 

 

 

ОТЧЕТ ПО ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ ПРАКТИКЕ
на АО «Сызранский НПЗ»

 

 

 

Заведующий кафедрой, д.х.н., проф.:                                           

 

Руководитель практики, к.х.н., доц.:                                   

 

Руководитель практики                                                         

от ОАО «Сызранский НПЗ »

 

Студентка гр. П-46                                                                       

 

 

 

Москва, 2015

 

СОДЕРЖАНИЕ

 

1. История развития предприятия……………………………………………………………….…3

 

2. Охрана труда и техника безопасности на установке…..………………………………………6

 

3. Отдельные цеха завода и основные технологические процессы……………………...……..14

 

4. Установки атмосферно-вакуумной трубчатки ЭЛОУ-АВТ-6 цеха     №1……………………………………………………………………………………………...…...18

 

5. Список используемой литературы…………………………………………………………….43

 

 

 

1. ИСТОРИЯ РАЗВИТИЯ ПРЕДПРИЯТИЯ

В марте 1939 года принято решение о создании нефтеперегонного завода в Сызрани мощностью 1млн. тонн в год. К лету 1941 года успели заложить фундамент установок термического крекинга и смонтировать несколько металлических резервуаров для хранения готовой продукции, построить здания пожарного депо, проходной, первый этаж лаборатории. На 1942 год в план завода были включены: обессоливающая установка, дизельная электростанция, водяной блок оборотной воды с насосной и градирней, вторая нитка водорода с Волги, монтаж 7 котлов в парокотельной. В октябре 1942 года СНПЗ полностью перешел на работу с местной нефтью. СНПЗ отправил на фронт не один десяток эшелонов топлива. В военные годы перед руководством СНПЗ стояла задача не только обеспечить производство продукции, но и не допустить небрежности сотрудников. Постоянно росли производственные показатели, среднемесячная выработка бензина в 1942 году – 7444т., в 1943 – 8174т., в 1945 – 9266т., постепенно увеличивался отбор светлых нефтепродуктов, росли объемы выработки мазута, пиролизного сырья. В 1946 году начался новый виток в истории СНПЗ: становление мощного производства, создание новой инфраструктуры, внедрение новых технологических процессов, развитие социальной сферы.

Очередной задачей СНПЗ стало сооружение установки по обессоливанию и обезвоживанию нефти, поэтому в 1944 году была приобретена электрообезвоживающая установка «Петрено» (США), а в 1946 году ЭЛОУ-1 была введена в эксплуатацию. В следствие этого улучшилась работа термического крекинга и шестикубовой батареи, прекратились аварийные остановки из-за коррозии оборудования. Также в 1946г. Принято решение о строительстве АВТ-1 с производительностью 600тыс. тонн сырья в год. Помимо АВТ-1 в ее комплекс входит еще одна обессоливающая, битумная и этилосмесительная установки, наливная эстакада, резервуары для сырья и товарной продукции. В 1947 году в линейке продукции СНПЗ появляется новинка- тракторный керосин в промышленном масштабе с высоким октановым числом. В 1950 году была запущена ЭЛОУ-2, а до этого установка ЭЛОУ-1 выполняла работу «за двоих», т.к. в ней сочетались электрообессоливание с термохимическим методом. Также в 1950 году заработала этилосмесительная установка для повышения качества производства низкооктанового бензина. После ввода АВТ-1 сосредоточились на строительстве специальных мощностей по производству битума методом периодического окисления, производительность установки – 110 тыс. тонн в год готовой продукции. В 1953 году СНПЗ открывает очередную намеченную установку – топливную АВТ-2. Возможности предприятия по первичной переработке нефти возрастают еще на 600 тыс. тонн.

В том же году должна быть введена абсорбционно-газофракционирующая установка и начато строительство еще одной АВТ и ЭЛОУ. Оборудование частично закуплено, но не все проектные решения готовы и возникают перебои с финансированием. В 1958 году была запущена АГФУ мощностью 110 тыс. тонн в год. С вводом ее в эксплуатацию решили проблему утилизации излишков прямогонного газа, который образовывался в процессе работы нескольких АВТ на полную мощность. Теперь газ, вместо сжигания на факелах, направлялся на АГФУ, где его компримировали и вовлекали в процесс для получения в сжиженном виде. Следовательно, наблюдались экологический эффект, польза для жителей, химических предприятий. В ноябре этого же года принята в эксплуатацию АВТ-3 с производительностью с 1 млн. тонн нефти в год, вводят в эксплуатацию ЭЛОУ-4,5,а также ТК-3 с производительностью 350тыс. тонн в год. В конце 50-х было насчитано 30 новых установок, объекты заводского хозяйства, соцкультбыта и в перспективе – мощнейшее современное предприятие с объемом переработки до 12 млн. тонн в год. В 1960-е годы на СНПЗ освоена целая группа новых для предприятия вторичных процессов: каталитическое крекирование, компримирование, абсорбция и фракционирование газа, сернокислотное алкилирование, каталитическое риформирование бензиновых фракций и многое другое. СНПЗ стал третьим после Рязани и Новокуйбышевска.

Одновременно с каталитическим риформингом возводили объект вторичной переработки – установку для получения ароматических у/в с tкип=62-105‘С(БТК) для налаживания собственного производства. В первой половине 1960-х продолжают развиваться сразу несколько технологий переработки у/в газов. Новые объекты строят и вводят в эксплуатацию практически один за другим. В 1962 году действует установка компрессии, абсорбции, стабилизации (КАС), в 1963 – ГФУ, установка сероочистки. С их пуском повышается выработка сжиженных газов, достигается более полная утилизация у/в газов. В 1964 году заработала установка сернокислотного алкилирования, было принято решение о строительстве цеха по производству сажи. Впоследствии цех по производству сажи был выделен в самостоятельную организацию – Сызранский сажевый завод.

Год от года совершенствовалась и заводская лаборатория: ее возможности должны были соответствовать уровню процессов и помогать оперативно решать задачи, направленные на повышение качества. Во второй половине 1960-х на СНПЗ приступили к совершенствованию производства дизельного топлива. В 1967 году завод получил ЭЛОУ-АВТ-5 мощностью 2 млн. тонн в год сырья. Она на 30 лет стала основной мощностью по первичной переработке нефти и работает по сей день. Многочисленные реконструкции позволили ей оставаться актуальной и подстраховывать ЭЛОУ-АВТ-6.

В 1970-м на СНПЗ появляются установка компрессии газов прямой гонки и долгожданная «Водородка», а в 1971-м реконструируют битумную установку, внедряя на ней схему непрерывного окисления гудрона. Главными идеями в 1971-1986 годах этого времени, определявшими направление развития СНПЗ, стали повышение качества продукции, интенсификация действующих мощностей и их техническое совершенствование, внедрение прогрессивных методик управления производством. В начале 1970х расширяется сотрудничество исследовательского отдела ЦЗЛ и технолого СНПЗ с передовыми НИИ страны, и эта совместная работа приводит к быстрому и заметному прогрессу. В это же время на СНПЗ проводятся работы по повышению четкости ректификации на установках прямой перегонки. Задача была выполнена и дала положительные результаты, отбор светлых фракций вырос на 2-3%. Также в эти годы завод продолжил активную политику в сфере защиты окружающей среды. Водозаборы на Волге оборудовали рыбозащитными сооружениями, смонтировали установку для флотации сточных вод. В 1981-м на СНПЗ была построена установка расщепления отработанной серной кислоты – еще один вклад в экологическую безопасность производства. «Карбамидка» стала последним техническим объектом, построенным на СНПЗ в 1980-е. В феврале 1986 года отгружена первая партия нормальных парафинов, произведенных на новой установке карбамидной депарафинизации дизельного топлива.

В начале 1990-х в плане реконструкции действующих установок сделано не мало. Переоборудован реакторно-регенераторный блок каталитического крекинга и узел ввода сырья и катализатора, дооборудован реактор. В начале 1990-х годов на заводе закрыты загрязняющие окружающую среду и экономически малоэффективные процессы алкилирования и карбамидка. В 1993-м введена в строй азотная установка «Монсанто». В 1995-м были введены в эксплуатацию природоохранные комплексы, они понизили воздействие производства на окружающую среду. В 1998-м началась масштабная реконструкция битумного производства. В апреле 2001 года работе ЭЛОУ-АВТ-6 дан официальный старт. Ввод новой установки в эксплуатацию означал очень многое: появление более совершенных технологий, положительно влияющих на качество продукции и состояние окружающей среды. По итогам 2001 года СНПЗ был признан победителем областного конкурса «Эколидер» в номинации «Крупное предприятие».

 

 

 

2. ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ НА УСТАНОВКЕ

Установка ЭЛОУ-АВТ относится к категории пожаро-взрывоопасных в виду наличия в процессе пожароопасных и взрывоопасных продуктов: углеводородного газа, бензина, керосиновой и дизельной фракций, мазута и других нефтепродуктов.

В процессе работы установки образуются вредные вещества: сероводород, углеводороды способные при выделении через неплотные соединения создать опасные для здоровья концентрации.

Наличие высоких температур нефтепродуктов на выходе из печей, высоких давлений и температур в аппаратах повышает опасность самовоспламенения или взрыва при утечке газов и жидкости продуктов.

Наиболее опасными местами на установке являются: блок колонн, блок печей, насосные, блок ЭЛОУ.

 

1. Общие требования безопасности

 

Безопасная работа на установке требует выполнения следующих основных положений:

• к работе допускаются только лица, прошедшие инструктаж по охране труда, пожаро- и газобезопасности, стажировку на рабочем месте и успешно сдавшие экзамен на допуск к самостоятельной работе;
• строгое соблюдение действующих инструкций, правил и положений по эксплуатации оборудования и аппаратуры, а также технологического режима в соответствии с нормами технологического процесса;
• все аппараты, останавливаемые на ремонт, должны быть отглушены от технологической схемы и обезврежены согласно инструкции по подготовке аппаратов к ремонту. Запрещается производить ремонтные работы на аппаратах, если они находятся под давлением, не освобождены от продукта, ремонт производить при наличии наряда-допуска;
• перед заступлением на работу обслуживающий персонал должен убедится в наличии исправного противогаза на своем рабочем месте проверить состояние оборудования, арматуры, наличие средств пожаротушения;
• вентиляционная система должна работать круглосуточно;
• на каждом аппарате, работающем под давлением, должно быть предохранительное устройство и манометр;
• во время работы персонал должен следить за бесперебойным обеспечением установки водой, паром, азотом, воздухом и электроэнергией;
• зажигать форсунки печей без предварительной продувки камеры сгорания водяным паром запрещается, продувку следует вести не менее 15 минут с момента появления пара из дымовой трубы;
• защитное ограждение движущихся частей и механизмов должно быть надежно закреплено;
• не разрешается производить чистку, протирку и смазку движущихся частей и механизмов во время их работы;
• при появлении утечек газа, нарушающих нормальное условие работы оборудования или создающих опасность для обслуживающего персонала, следует немедленно снизить давление в неисправном оборудования до атмосферного, вызвать газоспасательную службу, предупредить соседние установки и ликвидировать утечки;
• запрещается определять утечки в аппаратах, трубопроводах при помощи огня или тлеющих предметов;
• при замораживании аппарата или трубопроводов необходимо принять следующие меры:

а) произвести наружный осмотр с обстукиванием для того, чтобы обнаружить участок замороженного трубопровода и убедиться в целости трубопровода;

б) замороженный участок отключить, после чего принять меры. Отогревание производить только водяным паром со стороны, где есть возможность дренировать конденсат.

• в зимних условиях сосульки и корки льда должны своевременно удаляться;
• лестницы, проходы и площадки необходимо систематически очищать от снега и льда;
• применять при ремонте в газоопасных местах только инструмент исключающий искрообразование;
• отбор проб производить только в присутствии дублера и при наличии противогаза;
• систематическое наблюдение за состоянием труб в печах;
• при возникновении пожара на электрооборудовании напряжение должно быть снято, тушение пожара следует производить с помощью углекислотных огнетушителей;
• трубопроводы подачи газа по всем неработающим форсункам должны быть отглушены;
• вытеснение воздуха из аппаратов перед пуском установки в общезаводской факельный трубопровод запрещается;
• все аппараты и отдельные узлы установки, подвергавшиеся ремонту перед пуском должны быть опрессованы на герметичность;
• перед приемом пара на установку необходимо открыть все дренажи на паропроводах и для подогрева системы постепенно открывать задвижку на линии подачи пара на установку;
• во время работы установки необходимо постоянно контролировать давление в аппаратах, показание контрольно-измерительных приборов, находящихся в операторной необходимо периодически проверять по приборам установленным непосредственно на аппаратах;
• работать с неисправной системой охлаждения торцевых уплотнений и других частей горячих насосов запрещается;
• перед   включением в работу резервных горячих насосов они должны быть предварительно прогреты путем постепенного впуска в них горячего нефтепродукта;
• необходимо обеспечить нормальный режим горения в топках печей, все форсунки должны быть равномерно нагружены, длина факелов одинаковых размеров;
• перед началом продувки змеевиков необходимо проследить, чтобы давление в змеевике печи было ниже давления пара, перед началом подачи пара в змеевик весь конденсат из паропровода должен быть спущен;
• при попадании в форсунки печей вместе с газом конденсата необходимо перекрыть вентили подачи газа к печам;
• перед зажиганием форсунок, работающих на газе необходимо проверить плотность закрытия всех вентилей на газе, спустить конденсат из топливной линии и продуть топку печи паром;
• вход за ограждение во время работы электродегидраторов для осмотра его электрооборудования запрещается;
• напряжение на установку должно подаваться дежурным электроперсоналом по заявке начальника установки;
• при розжиге форсунки печи применять для пропитки факела легковоспламеняющиеся продукты запрещается.

Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи и противоаварийной защиты (ПАЗ) должен подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью:

-    технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы – перед началом каждой смены и в течение смены не реже чем через каждые 2 часа операторами, машинистом, старшим по смене;

• средства контроля, управления, исполнительные механизмы, ПАЗ, средства сигнализации и связи – не реже одного раза в сутки работниками службы КИПиА;
• вентиляционные системы – перед началом каждой смены старшим по смене;
• средства пожаротушения, включая автоматические системы,- не реже одного раза в месяц специально назначенными лицами совместно с работниками пожарной охраны. Результаты осмотров должны заноситься в журнал приема и сдачи смен.

 

2. Правила безопасной остановки установки в аварийных ситуациях

 

Отклонение от нормальной эксплуатации установки, сопровождающиеся нарушением герметичности аппаратуры и трубопроводов, большой загазованностью территории, отсутствие энергоресурсов и другие случаи, ведущие к загоранию, взрыву и выводу из строя основного оборудования, обязательно требуют аварийной остановки установки.

При любом аварийном случае старший по смене обязан немедленно поставить в известность администрацию цеха, диспетчера завода и взаимосвязанные установки. При загорании, загазованности и других аварийных случаях, когда создается опасность пожара, взрыва немедленно сообщить в пожарную часть, в газоспасательную службу и медпункт.

Обслуживающий персонал установки должен точно знать порядок проведения работ на каждом месте, все действия персонала должны проводиться только с разрешения и по указанию старшего по смене, а по прибытию администрации цеха, под ее руководством.

Необходимость и последовательность отключения аппаратов и трубопроводов, освобождения аппаратуры от продукта определяется старшим по смене (до прибытия руководства установки, цеха) в зависимости от возможности создания аварийного положения на других участках.

 

Порядок аварийной остановки

 

Установка может быть остановлена в зависимости от аварийной ситуации полностью или поблочно.

При аварийной ситуации всей установки необходимо:

• прекратить шуровку печей закрытием клапанов – отсекателей на жидком и газообразном топливе;
• остановить насосы: сырьевые, печные, подающие острое и циркуляционные орошения. Последовательность отключения насосов определяет старший оператор в зависимости от характера аварии, насосы Н-3/1,2,3, Н-21/1,2,3, Н-27/1,2,3 останавливаются после откачки нефтепродукта из нижней части колонн К-1, К-2, К-10;
• снять напряжение с электродегидраторов и электроразделителей;
• прекратить подачу перегретого водяного пара в колонны К-2, К-6, К-7, К-9, К-10, пар из пароперегревателя направить в атмосферу;
• прекратить подачу воды в электродегидраторы, а также деэмульгатора и щелочи нефть, других реагентов в процесс;
• остановить работу вакуумсоздающей системы К-10 и обеспечить понижение вакуума в К-10;
• продуть водяным паром змеевики печи П-1/1 в К-1, печей П-1/2,3 в К-2, печи П-3 в К-10, печи П-2 в К-8 и К-3;
• откачать нефтепродукты из аппаратов в соответствующие резервуары.

 

3. Основные требования по пожарной безопасности

 

Для обеспечения пожарной безопасности предусмотрена установка тепловых и дымовых извещателей.

Для тушения пожара на установке предусмотрена система пожаротушения. Охлаждение наружной установки осуществляется лафетными стволами.

Размещение лафетных стволов выполнено из условий орошения оборудования одной компактной струей. Лафетные стволы стационарно подключены к системе пожарного водопровода установки.

Кроме того, для пожаротушения оборудования, зданий и сооружений возможно использование передвижной пожарной техники с подключением к пожарным гидрантам, установленным на кольцевой сети противопожарного трубопровода.

Для тушения малых очагов возгорания предусмотрены первичные средства пожаротушения. Для размещения первичных средств пожаротушения, не механизированого инвентаря оборудованы пожарные щиты.

 

4. Методы и средства защиты работающих от производственных опасностей

 

Процессы, происходящие на установке являются взрывопожароопасными. Продуктами, определяющими взрывопожароопасность установки являются пары углеводородных газов и нефтепродуктов, которые в смеси с кислородом воздуха образуют смеси, взрывающиеся при наличии огня или искры.

В зонах возможного выделения взрывоопасных газов и паров на наружных установках и в помещениях предусмотрена установка датчиков сигнализаторов довзрывных концентраций в местах где возможно выделение вредных веществ – датчиков анализаторов предельно- допустимых концентраций. Отбор проб производится в специально оборудованных местах.

При эксплуатации установки должны быть включены все средства блокировки и сигнализации. Эксплуатация установки при неисправных или отключенных средствах блокировок и сигнализаций запрещается.

Во время эксплуатации установки должен быть установлен контроль за герметичностью системы. Хотя процесс протекает в герметизированной аппаратуре, имеется ряд мест (фланцевые и резьбовые соединения на трубопроводах, торцевые и сальниковые уплотнения на насосах и др.), где герметичность в процессе работы может нарушиться и создать реальную опасность. Обнаруженные пропуски газов и нефтепродуктов нужно немедленно устранить.

Во время работы электродегидраторов доступ персонала к токоведущим частям должен быть исключен. Напряжение токоведущих частей на входе трансформаторов, установленных на верхней площадке электродегидратора, составляет 380 В, на выходе 22000-44000 В. На оградительном барьере у   входа на верхнюю площадку электродегидратора вывешивается плакат: "Высокое напряжения – опасно для жизни". Вход в помещение электрощитовой разрешается только дежурному электрослужбы. При включении электродегидраторов необходимо убедиться   в отсутствии людей на электродегидраторах и   наличии запрещающих плакатов на включаемом электродегидраторе. К эксплуатациии электродегидраторов допускается персонал, аттестованный по электробезопасности с присвоением соответствующей группы.

 

5. Дополнительные меры безопасности при эксплуатации установки

 

Пирофорными веществами являются сернистые соединения железа, образующиеся при коррозии аппаратуры, во время перекачивания сернистых нефтей и нефтепродуктов через аппараты и трубопроводы.

При эксплуатации установки, т.е. когда аппаратура закрыта и нет доступа воздуха к нефти и нефтепродуктам, пирофорные соединения не самовозгораются. Они представляют опасность в основном во время ремонта и очистки, когда в аппарат, освобожденный от нефтепродуктов, попадает воздух.

С целью исключения возможности самовозгорания пирофорных соединений аппараты и трубопроводы перед ремонтом после освобождения от продуктов пропариваются водяным паром не менее 24 часов.

После освобождения от конденсата вскрывается нижний штуцер и берется проба воздуха для анализа на содержание в нем опасных концентраций паров продукта (должно быть не более 20% от НКПВ).

Во время чистки аппаратов отложения, находящиеся на стенках аппаратов, смачиваются. При чистке аппаратов применяются инструменты, не дающие искр. На выполнение этих работ оформляется наряд-допуск на проведение газоопасных работ.

Пирофорные отложения, извлеченные из оборудования, поддерживаются во влажном состоянии до их уничтожения.

 

6. Способы обезвреживания и нейтрализации продуктов производства при разливах и авариях

 

В аварийных случаях возможны розливы нефтепродуктов по территории установки. Нефтепродукт необходимо немедленно убрать с помощью песка, ветоши вывезти с установки в специальное место. После уборки площадку отмыть от следов нефтепродукта обильной струей воды.

В случае обнаружения течи, пропуска или загорания в трубопроводах   и аппаратах, находящихся под давлением взрывопожароопасных продуктов и при других аварийных ситуациях, немедленно сообщить старшему оператору и далее выполнять его указания, согласно ПЛАС.

 

7. Индивидуальные и коллективные средства защиты работающих на установке

 

К средствам коллективной защиты работающих от вредных производственных факторов на установке относятся:

-приточная и вытяжная вентиляция;

-отопление производственных помещений;

-производственное освещение;

-защита от статического электричества;

-система блокировок и сигнализации.

-средства защиты от воздействия механических факторов (подвижных частей производственного оборудования и инструментов; падающих с высоты предметов; острых кромок и шероховатостей поверхностей заготовок, инструментов и оборудования; острых углов);

-средства защиты от падения с высоты.

Индивидуальные средства защиты работающих на установке:

             Для защиты от вредного воздействия веществ на организм человека необходимо использовать индивидуальные средства защиты.

Для защиты кожного покрова необходимо применять спец. одежду, хорошо защищающую от действия нефтепродуктов, грязи, пыли и реагентов.

Для защиты рук необходимо применять рукавицы от механических повреждений, загрязнений при работе со щелочью необходимо использовать рукавицы со специальной пропиткой.

Для защиты ног от механических повреждений, токсичных и агрессивных веществ, высокой или низкой температуры предназначена спец. обувь- кожаные ботинки с маслобензостойкой резиновой подошвой.

Для защиты органов дыхания от вредных паров и газов служат фильтрующие противогазы с фильтрами ДОТ 600 марок АВЕР, с коробками марки БКФ, а для работы в заглубленных местах и колоннах – шланговые противогазы марки ПШ-1 или ПШ-2.

Для защиты глаз должны применяться защитные очки марки Г, для защиты головы – каски.

8. Требования безопасности при складировании и хранении сырья,

   полуфабрикатов и готовой продукции, обращения с ними, а также

   при перевозке готовой продукции

 

Сырье хранится в резервуарах товарного парка. Складирование и хранение   готовой продукции на установке не предусмотрено. Транспортирование   сырья   и готовой   продукции   производится   по трубопроводам.

При эксплуатации сырьевых и продуктовых трубопроводов необходимо соблюдать следующие правила:

-не эксплуатировать трубопроводы при наличии “хомутов”;

-при обнаружении участков изоляции, пропитанных нефтепродуктом,       принимать меры к предотвращению ее самовоспламенения (заменить пропитанную нефтепродуктом изоляцию, подвести водяной пар);

-при замерзании продукта в трубопроводе разогрев ледяной пробки производить паром или горячей водой начиная с конца замороженного участка;

-отогревание дренажных трубопроводов производить при закрытой задвижке;

-открывать задвижки и вентили плавно, без рывков, не допуская гидравлических ударов в трубопроводе;

-не производить каких-либо ремонтных работ на трубопроводах, заполненных нефтепродуктом.

 

3. ОТДЕЛЬНЫЕ ЦЕХА ЗАВОДА И ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ

 

Основные технологические процесcы:

-первичная переработка нефти

-термическое крекирование (висбрекинг)

-каталитическое крекирование

-каталитическое риформирование

-изомеризация

-гидроочистка топлив

-легкий гидрокрекинг

-очистка, разделение, компремирование углеводородных газов

-производство серной кислоты

-производство окисленных битумов

-производство водорода

 

Первичная переработка нефти

Процесс представлен установками ЭЛОУ-АВТ-5 и ЭЛОУ-АВТ-6, предназначенными для электрообессоливания, обезвоживания и разделения нефти на фракции.

ЭЛОУ-АВТ-5

Базовый проект-НИИ «ГипроАзнефть».

Ввод в эксплуатацию-1967 г.

Мощность проектная-2000 тыс. тн/г.

ЭЛОУ-АВТ-6

Базовый проект – НИИ «Самаранефтехимпроект» на основе базового типового проекта «МАГ» (ГДР)

Ввод в эксплуатацию-2001 г.

Мощность-6000 тыс. тн/г

Этапы реконструкции:

2002 г.- реконструкция колонн атмосферной части.

2010 г. – монтаж насадки «Зульцер» в колонне К-10.

- монтаж внутренних устройств «Глитч» в колонне К-4.

 

Термическое крекирование (висбрекинг)

Процесс представлен установками ТК-3 и ТК-4, предназначенными для углубленной переработки нефти, позволяющей довести тяжелые нефтяные остатки до качества товарных топочных мазутов с получением дополнительного количества бензина, дизельного топлива, газов.

ТК-3

Базовый проект – НИИ «Гипронефтезавод»

Ввод в эксплуатацию – 1959 г.

Мощность проектная – 225 тыс. тн/г.

ТК-4

Базовый проект – НИИ «Гипронефтезавод»

Ввод в эксплуатацию – 1961 г.

Мощность проектная – 450 тыс. тн/г.

 

Каталитическое крекирование

Процесс представлен установками 43/102-1 блок и 43/102-2 блок, предназначенными для получения компонентов высокооктанового бензина и товарного дизельного топлива из тяжелых вакуумных дистиллятов, образующихся в процессе первичной переработки нефти.

43/201-1 блок

Базовый проект – «ВНИПИнефть»

Ввод в эксплуатацию – 1960 г.

Мощность проектная – 435 тыс. тн/г.

Утвержденная – 345 тыс. тн/г.

 

Каталитическое риформирование

Процесс представлен установками Л-35/6, ЛГ-35/11-300, ЛЧ-35/600, предназначенными для получения компонентов высокооктановых бензинов.

Л-35/6

Базовый проект- НИИ «Ленгипрогаз»

Ввод в эксплуатацию – 1965 г.

Блок предварительной гидроочистки сырья-1967г.

Мощность – 300 тыс. тн/г.

ЛГ-35/11-300

Базовый проект- НИИ «Ленгипрогаз»

Ввод в эксплуатацию – 1968г.

Мощность – 300 тыс. тн/г.

Этапы реконструкции:

1976 г.- монтаж узла приготовления и подачи хлорорганики в реаткторы.

1997-1998 гг. – внедрение автоматизированной информационной системы управления технологическим процессом.

2005 г – монтаж реакторов Р- 2,3,4 на блоке РБ. Загрузка катализатора RG-682 1,2 компании AXENS ( Франция)

2006 г.- модернизация ЦК-1 и АСУТП

ЛЧ-35/11-600

Базовый проект- НИИ «Ленгипронефтехим

Ввод в эксплуатацию – 1978.

Мощность – 600тыс. тн/г.

Этапы реконструкции:

1992 г.- перевод на комбинированный процесс каталитического риформинга и селективного гидрокрекинга.

1998 г.- загрузка катализатора R-56

1998 г. – изменение схемы подачи хлорорганики и конденсата

2010 г - заключение в схему установки блока выделения бензолосодержащей фракции.

Основной продукт, получаемый на утановках риформинга – стабильный катализат с октановым числом не менее 95 пунктов по исследовательскому методу, используемый как основной компонент для приготовления товарных высокооктановых неэтилированных бензинов марок «Регуляр-92», « Премиум-95» «супер-98» в разных соотношениях.

 

Изомеризация

Процесс представлен установкой низкотемпературной изомеризации, предназначенной для производства высокооктанового изомеризата с октановым числом не менее 95 пунктов из прямогонной бензиновой фракции НК-70 путем каталитического превращения в среде водорода низкооктановых соединений с прямой цепью в их разветвленные изомеры, обладающие более высоким октановым числом.

Базовый проект – Компания AXENS (Франция).

Ведена в эксплуатацию – 2010

Мощность – 280 тыс тн/г.

 

Гидроочистка топлив

Процесс представлен установками Л-24/6 и Л-24/7, предназначенными для снижения содержания серы и полиароматических углеводородов, т.е для улучшения экологических показателей и эксплуатационных свойств дизельного топлива.

Гидроочистка позволяет уменьшить коррозионнуб агрессивность топлив, склонность к образованию осадков, количество токсичных газовых выбросов в окружающую среду.

Л-24/6

Базовый проект – НИИ «Ленгипронефтехим».

Ввод в эксплуатацию – 1966г.

Мощность проектная – 900 тыс. тн/г.

Л-24/7

Базовый проект – НИИ «Ленгипронефтехим».

Ввод в эксплуатацию – 1969г.

Мощность проектная – 1,2 млн. тн/г.

 

Легкий гидрокрекинг

Процесс представлен установкой Л-24/8, предназначенной для производства дизельного топлива и гидроочищенного вакуумного дистиллята.

Л-24/8

Базовый проект - «Самаранефтехимпроект»

Ввод в эксплуатацию – 2001 г.

Мощность – 500 тыс тн/г.

 

Очистка, разделения, компремирование углеводородных газов

Процесс представлен установкой ГФУ( газофракционирующая установка), КАС(компрессия, абсорбция, стабилизация газов каталитического крекинга), ГФХ ( газофакельное хозяйство), 30/4 (сероочистка газов)

КАС- установка компрессии, абсорбции и стабилизации предназначена для переработки жирного углеводородного газа и нестабильного бензина с целью получения сухого газа, стабильного бензина, рефлюкса.

 

Производства серной кислоты методом «мокрого катализа»

Процесс представлен установками УМК-1 и УМК-2, предназначенными для утилизации сероводорода и производства товарной серной кислоты.

 

Производство битумов

На СНПЗ битумы получают в процессе окисления гудрона, получаемого на вакуумных блоках установок по первичной переработке нефти.

 

Комплекс установки получения водорода с блоком КЦА

Процесс представлен установкой по производству водорода со станцией дожима, Ее пуск позволил значительно нарастить выпуск дизельного топлива, соответствующего требованиям технического регламента, также высококонцентрированный водород необходим для обеспечения работы процесса изомеризации.

Мощность- 5 тыс тн/г. По производству водорода с концентрацией 99,99%.

 

 

4. УСТАНОВКА АТМОСФЕРНО-ВАКУУМНОЙ ТРУБЧАТКИ

ЭЛОУ-АВТ-6

 

Установка атмосферно-вакуумной перегонки нефти с предварительным обессоливанием нефти предназначена для переработки 6,0 млн.т/год нефти с целью получения узких фракций углеводородов - сырья для вторичных процессов.

 

Технологические потоки

 

Получаемые на установке нефтепродукты будут использованы следующим образом:

 

а) углеводородный газ (сухой газ из Е-2) направляется на установку 30/4 в топливную сеть завода;

 

б) рефлюкс направляется на установку ГФУ для производства сжиженных газов и бензина;

 

в) фр. НК-35⁰С (изопентановая фракция) выводится в сырье установки ГФУ, на период ремонта ГФУ – в парк 2-го газового блока как товарная продукция ШФЛУ;

 

г) фр. 35-70°С выводится в парк установки изомеризации;

 

д) фр. 70-140^оС выводится с установки в промежуточный парк установок ЛГ-35/11-300, ЛЧ-35/11-600, Л-35/6 совместно с фракцией 140-180⁰С;

 

е) фр. 140-180⁰ С выводится в промежуточный парк установок ЛГ-35/11-300,

ЛЧ-35/11-600, Л-35/6 после узла фильтрации бензиновых фракций совместно с фрак-цией   70-140⁰С;

 

ж) фр. 180-240⁰С, получаемая на установке в колонне К-7, выводится с частью фр. 140-180⁰С как компонент РТ ( фр. 140-240⁰С) в парк Л-24/6, Л-24/7;

 

з) фр. 240-360^оС выводится из К-9 двумя потоками при выработке летнего дизельного топлива и поступает в промежуточный парк установок гидроочистки;

 

и) фр. 240-290^оС выводится из К-9 при выработке зимнего дизельного топлива и поступает в промежуточный парк установок гидроочистки совместно с частью фракции 180-240⁰С в качестве зимнего дизельного топлива;

 

к) фр. 290-360^оС выводится с 42-ой тарелки колонны К-2 при выработке зимнего дизельного топлива и поступает в промежуточный парк установок гидроочистки совместно с частью фракции 240-290⁰С в качестве летнего дизельного топлива;

 

л) вакуумное дизельное топливо из К-10 – фр 240-360ºС (ВДТ) выводится в парк цеха №4, как компонент топлива судового маловязкого (СМТ);

 

м) фракция 360-560ºС выводится с установки раздельными потоками:

фр. 360-460^оС (ЛВГ) выводится из секции легкого газойля вакуумной колонны К-10 и используется как сырье установки ЛГК-24/8с (легкий гидрокрекинг) и 43/102 (каталитический крекинг).

фр. 460-560⁰С (ТВГ) выводится из секции тяжелого газойля вакуумной колонны К-10 и используется как компонент сырья установок термического, каталитического крекингов, установки ЛГК-24/8с и как компонент товарного мазута;

 

н) фр. затемнённого продукта (слоп) выводится с установки из секции затемнённого продукта вакуумной колонны К-10 и используется в качестве жидкого топлива на установке или сырья для установок ТК-3,4, Битумной установки;

 

о) фр. > 560^оС (гудрон) поступает в промежуточный парк битумной установки и как сырье установок висбрекинга.

 

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов,

катализаторов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции

 

 

№№ п/п	Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, изготовляемой продукции		Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия	Показатели качества, обязательные для проверки	Норма по нормативному документу
1	2		3	4	5
1. Сырье:
1.	Сырье установок первичной переработки		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1.Плотность при 20оС,г/см3, не более	0,870
				2.Фракционный состав: ·         до 360 оС перегоняется, % масс.	50-52
				3.Содержание серы, % масс, не более	согласно контракта
				4.Содержание хлористых солей, мг/дм3, не более	100
				5.Содержание воды, % масс, не более	0,5
				6.Массовая доля механических примесей, %, не более	0,05
2.	Нефть обессоленная		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1.Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более	4,0
				2.Массовая доля воды, %, не более	0,2
II. Вырабатываемая продукция
1.	Газ сухой прямогонный ЭЛОУ-АВТ-6		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	Углеводородный состав, % масс.: содержание С5 и выше, не более	0,5
2.	Рефлюкс прямогонный		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	Углеводородный состав, % масс, не более: -содержание С2 -содержание С5 - содержание суммы С6 и выше	0,5 15 0,7
3.	Бензин нестабильный Е-1, Е-3 ЭЛОУ-АВТ-6		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1. Фракционный состав, 0 С: -температура конца кипения, не выше	180
4.	Фракция НК-350С бензиновая прямогонная ЭЛОУ-АВТ-6		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	Компонент ШФЛУ
				1. Массовая доля компонентов, %, SС4-С5, не менее С6 и выше, не более	40 30
				2. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, %, не более в т. ч. сероводорода, не более	0,05 0,003
				3. Содержание воды и щелочи	отсутствие
				§   Сырье установки ГФУ
				1. Массовая доля компонентов, %, С6 и выше, не более	30,0
				Сырье установки ГФУ и компонент товарного бензина (изопентановая фракция)
				Углеводородный состав, % масс: ·     содержание i-С5 , не менее ·         содержание n-С5, не более	83 10
5.	Фракция 35-700С бензиновая прямогонная ЭЛОУ-АВТ-6		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	Сырье установки изомеризации
				1. Фракционный состав, 0С: -температура НК, в пределах -температура КК, не выше	30-35 80
				2. Испытание на медной пластинке	выдерживает
6.	Фракция 70-1400С бензиновая прямогонная           ЭЛОУ-АВТ-6		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1. Фракционный состав, 0С: -температура НК, не ниже -температура КК, не выше	70 180
				2. Испытание на медной пластинке	выдерживает
				3. Содержание воды	не нормируется, определение обязательно
7.	Фракция 140-1800С бензиновая прямогонная ЭЛОУ-АВТ-6		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1. Фракционный состав, 0С: -температура начала кипения -температура конца кипения, не выше	не нормир.   180
				2. Испытание на медной пластинке	выдерживает
				3. Содержание воды	не нормируется, определение обязательно
8.	Фракция 70-1800С бензиновая прямогонная ЭЛОУ-АВТ-6		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1. Фракционный состав, 0С: -температура НК, не ниже -температура КК, не выше	70 180
				2. Испытание на медной пластинке	выдерживает
				3. Содержание воды	Отсутствие
9.	Фракция 140-240 0С керосиновая прямогонная (смесевая)		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1. Плотность при 20 0С, кг/м3, не менее	775
				2. Фракционный состав, 0С: ·         температура начала кипения, не ниже не выше ·         10% об. перегоняется при температуре, не выше ·         50% об. перегоняется при температуре, не выше ·         90% об. перегоняется при температуре, не выше ·         98% об. перегоняется при температуре, не выше	135 150   165   195   230               240
				3. Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже	28
				4. Кинематическая вязкость при 20 0С, не менее, мм2/с	1,25
				5. Температура начала кристаллизации, 0С , не выше	минус 55
				6. Цвет	бесцветный, прозрачный
10.	Фракция 180-290 0С смесевая прямогонная ЭЛОУ-АВТ-6		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1. Фракционный состав, 0С, в пределах: ·         50% об. перегоняется при температуре ·         95% об. перегоняется при температуре ·         96% об. перегоняется при температуре	240   285   310
				2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, 0С, не ниже	40
				3. Температура застывания, 0С, не выше	минус 35
				4. Температура помутнения, 0С, не выше	минус 22
				5. Цвет, ЦНТ, не более	2,0
				6. Кинематическая вязкость при 20оС, мм2/с (сСт)	1,8-5,0
11.	Фракция 290-360 0С прямогонная ЭЛОУ-АВТ-6		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1.Фракционный состав, оС, не выше: -95%об. перегоняется при температуре для получения дизельного летнего -96%об. перегоняется при температуре: -для получения дизельного летнего -для получения топлива маловязкого судового	355       360   380
				2.Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, 0С, не ниже -компонент топлива маловязкого судового	62
				3. Температура застывания, 0С, в пределах	0 – плюс 2
				4. Цвет, ЦНТ, не более	2,0
12.	Фракция 180-360 0С смесевая прямогон-ная ЭЛОУ-АВТ-6		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1.Фракционный состав: - до 340оС перегоняется, % об., не менее - до 360оС перегоняется, % об., не менее	95   96
				2.Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, 0С, не ниже	50
				3. Температура застывания, 0С, в пределах	минус 10 - минус 12
				4. Цвет, ЦНТ, не более	1,0
13.	Фракция дизельная вакуумная прямогонная		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, 0С, не ниже	62
				2. Температура застывания, 0С, в пределах: ·         сырье установок гидроочистки ·         компонент топлива маловязкого судового	минус 10 - минус 12 0 - плюс 12
				3. Цвет, ЦНТ, не более: сырье установок гидроочистки, компонент топлива маловязкого судового	2,0
14.	Легкий вакуумный газойль		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1. Плотность при 20 0С, кг/м3, не более	910
				2. Фракционный состав, 0С: ·         температура начала перегонки, не ниже ·         температура конца перегонки, не выше ·         до 360оС перегоняется, % об. не более	260   540   5
				3. Коксуемость по Конрадсону, % масс, не более	0,02
				4. Цвет, ед. ЦНТ, не более	3
				5. Содержание воды	отсутствие
15.	Тяжелый вакуумный газойль		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1. Коксуемость по Конрадсону, % масс, не более	0,3
				2. Цвет, ед. ЦНТ, не более -сырье установок ТК и компонент топочного мазута	5,5 не нормируется
				3. Содержание воды	отсутствие
16.	Мазут атмосферный		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1.Плотность при 20 0С, кг/м3, не менее	940
				2. Фракционный состав: -до 360 0С перегоняется, % об., не более	5,0
				3. Величина pH водной вытяжки мазута, в пределах	6,0 - 8,0
17.	Гудрон		П 1-02.02 СП-0245 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-073 ЮЛ-039)	1.Плотность при 20 0С, кг/м3, в пределах	970-990
				2.Вязкость условная при 800С, с, в пределах	20-100
				3. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, 0С, не ниже	190
				4.Содержание водорастворимых кислот и щелочей -компонент топочного мазута	отсутствие
III. Реагенты и вспомогательные материалы
1.	Едкий натр		ГОСТ Р 55064-2012 Марка РД	1.Массовая доля гидроксида натрия, % не менее	46
				2.Массовая доля углекислого натрия, %, не более	0,6
				3.Массовая доля хлористого натрия,%, не более	3,0
				4.Массовая доля железа в пересчете на FеО, %, не более	0,007 (в песчете на оксид железа III)
				5.Массовая доля хлорноватокислого натрия, %, не более	0,25
2.	Щелочной раствор			1.Концентрация, % вес.	1 - 2
3.	Ингибитор коррозии РЕТ - 1203		Контракт	1.Внешний вид	жидкость
				2.Цвет	темно-коричнев.
				3.Запах/вкус	ароматических углеводородов
				4.Растворимость	нерастворим в воде
				5.Температура замерзания	<-15 0С
				6.Вязкость (при 380С)	ниже 13-77 сСт.
				7.Температура вспышки	более 620С
				8.Плотность (г/мл) при 160С	0,931-0,952
4.	Нейтрализатор РЕТ -   1100		Контракт	1.Внешний вид	жидкость
				2.Цвет	темно-коричневый
				3.Запах/вкус	аминный
				4.Растворимость	растворим в воде
				5.Температура замерзания	<-33 0С
				6.Вязкость (при 380С)	<10 сСт
				7.Температура кипения	около 1000С
				8.Плотность (г/мл) при 160С	0,97-1,03
5.	Деэмульгатор (Сепарол WF41)		Контракт	1.Внешний вид	жидкость
				2.Цвет	прозрачная желтая
				3.Запах/вкус	аминный
				4.Растворимость	в спиртах и арамат. углеводор. или их смесях
				5.Температура вспышки	17 0С
				6.Вязкость (при 200С)	40 сСт
				7.Температура застывания	< -50
				8.Плотность (г/мл) при 200С	0,94
6.	Ингибитор коррозии Геркулес 30617		ТУ 38.401-58-237-99	1.Внешний вид	однородная жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета
				2.Плотность при 200С,г/см3	0,925±0,025
				3.Температура застывания, 0С, не выше	минус 40
				4.Растворимость	нефтерастворим
7.	Нейтрализатор Геркулес 54505		ТУ 38.401-58-238-01		Марка Марка        А           Б
				1.Внешний вид	однородная жидкость от бесцветной до слегка коричнев.
				2.Плотность при 200С,г/см3	870-890 973-984
				3.Температура застывания, 0С, не выше	-40           -35
				4.Нейтрализующая способность, л/г-экв НС, не выше	0,300
				5.Растворимость	нефте-     водо- раство-   раство- рим           рим
8.	Деэмульгатор Геркулес 1017		ТУ 38.401-58-225-98	1.Внешний вид	жидкость светло –коричн. цвета
				2.Плотность при 200С,г/см3	0,920±0,015
				3.Температура застывания, 0 С, не выше	минус 50
				4.Вязкость кинематическая при 200 С, мм2/с, не более	20
				5.Растворимость	нефтерастворим
9.	Топливо жидкое (мазут)		П1-02.02 СП-0253 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-081 ЮЛ-039)	1.Плотность при 200 С,г/см3	0,890-0,925
				2.Температура   застывания, 0С, в пределах	+ 28 -   +30
				3. Температура вспышки, в закрытом тигле, 0С, не менее	90
10.	Топливо газообразное (газ сухой)		П1-02.02 СП-0253 ЮЛ-039 (П 1-02 СД-081 ЮЛ-039)	1.Углеводородный состав, % масс., не более: ·         содержание SС5 ,	2,4
				2.Содержание водорода, % масс., не более	3,0
				3.Мех.примеси	отсутствие
				4.Содержание воды	отсутствие
11.		Азот газообразный технический	ГОСТ 9293-74		1 сорт	2 сорт
				1. Содержание азота, % об., не менее	99,6	99,0
				2. Содержание кислорода, % об., не более	0,4	1,0
				3. Объемная доля водяного пара в газообразном азоте, %, не более	0,009	выдерживает испытание по п.3.6.
				4. Содержание масла в газообразном азоте	выдерживает испытание по п.3.7.
				5. Объемная доля водорода, %	не норм.
				6. Объемная доля суммы углеродсодержащих соединений в пересчете на СН4	не норм.
12.		Водяной пар		1.Солесодержание, не более, мг/кг	0,4
				2. pH при 25оС, в пределах	6,0 – 8,5

 

ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА.

СХЕМА УСТАНОВКИ ЭЛОУ-АВТ-6

 

Установка предназначена для обезвоживания и обессоливания сырой нефти и переработки обезвоженной и обессоленной нефти с целью получения продуктов первичной перегонки и полуфабрикатов – сырья установок газофракционирования, изомеризации, каталитического риформинга, гидроочистки, каталитического крекинга, битумной.

            Из сырой нефти, поступающей на установку по трубопроводу из товарно-сырьевого парка НПЗ, на блоке ЭЛОУ удаляются хлористые соли, вода и мехпримеси. Обессоленная и обезвоженная нефть поступает на атмосферную часть установки, где отбираются светлые фракции НК-360⁰С, а мазут подается на вакуумный блок для получения фракций 360-460⁰С, 460-560⁰С, затемнённого продукта и гудрона ( фр. >560⁰С).

            Отбираемая на АТ фракция НК-140⁰ С направляется на блок стабилизации и вторичной перегонки с целью получения фракций НК-35⁰С, 35-70⁰С и 70-140⁰С, а также рефлюкса и сухого газа.

Блок обессоливания нефти

 

            Блок электрообесоливания – ЭЛОУ предназначен для подготовки нефти к переработке на атмосферно-вакуумном блоке (АВТ).

            Подготовка нефти заключается в удалении из поступающей на завод нефти хлористых солей кальция, магния, натрия, растворенных в воде, и воды, находящейся в нефти в виде эмульсии типа "вода в нефти" (в/н) и "нефть в воде" (н/в). В процессе электрообессоливания нефти совместно с солями выделяются механические примеси и металлоорганические соединения никеля, ванадия и других металлов. Вместе с ними выделяются также соединения мышьяка, отравляющего платиновый катализатор риформинга. Последний процесс особенно эффективен при глубоком обессоливании нефти ( до 5 мг/л хлористых солей и менее).

            В процессе обессоливания также должны быть выделены хлористые соли, находящиеся в нефти в кристаллическом состоянии.

            Выделение воды, содержащей хлористые и кристаллические соли, из нефти проводится с целью защиты оборудования от воздействия комбинированной коррозии, отложения в змеевиках печей и теплообменников механических примесей и солей.

            От глубины обезвоживания и обессоливания нефти зависят продолжительность цикла работы установок первичной переработки нефти, качество вырабатываемых нефтепродуктов и соответственно, технико-экономические показатели работы предприятия.

            Эффективная технология подготовки нефти на ЭЛОУ обеспечивает максимальное удаление неорганических хлоридов и снижает до минимума попадание их в теплообменники и в змеевики печей нагрева сырой нефти, что является крайне важным моментом для работы секций предварительного нагрева сырой нефти. При температурах перегонки нефти хлориды кальция и магния подвергаются гидролизу, что увеличивает содержание газообразного хлористого водорода в потоке. Вследствие этого, в присутствии остаточной воды и стриппинг-пара в конденсационном оборудовании может образоваться высококоррозионная среда.

            Соли, растворенные в присутствующей в нефти воде, представляют собой, главным образом, хлориды, которые могут подвергаться гидролизу с образованием хлорида водорода. Хлориды щелочно-земельных металлов, таких как кальций и магний, подвергаются гидролизу при температурах, имеющих место на установках по переработке нефти:

MgCl₂ + 2H₂O ® Mg(OH)₂ + 2HCl                        (выше 120°С)

MgCl₂ + H₂O ® MgOHCl + HCl

CaCl₂ + 2H₂O ® Ca(OH)₂ + 2HCl                          (около 350°С)

            Гидролиз хлорида натрия, происходящий при значительно более высокой температуре (600 - 700°С), представляет меньшую угрозу.

            Хлорид водорода, конденсируясь вместе с водой в шлемовых потоках дистилляционных систем, образует соляную кислоту. Разбавленная соляная кислота особенно коррозионно активна: прореагировав с железом, она затем регенерируется в присутствии воды и может вызвать дальнейшую коррозию.

Fe + 2HCl ® FeCl₂ + H₂

FeCl₂ + 2H₂O ® Fe(OH)₂ + 2HCl

            Соляная кислота также способствует отложению содержащихся в нефти асфальтенов. Эти нерастворимые соединения вызывают образование отложений в трубах теплообменников и печей. Снижение образования или, что предпочтительней, полное исключение соляной кислоты, уменьшает возможность образования отложений в технологическом оборудовании установок перегонки нефти.

            В присутствии сероводорода происходят следующие реакции:

FeCl₂ + H₂S ® FeS + 2HCl                          (паровая фаза)

FeS +2HCl ® H₂S + FeCl₂                                   (жидкая фаза)

            Глубокое обессоливание нефти на ЭЛОУ - одно из главных условий снижения коррозии аппаратуры. Однако следует иметь в виду, что даже при глубоком обессоливании коррозия полностью не устраняется. При обессоливании в первую очередь удаляются хлориды натрия, а более стабильные хлориды кальция и магния остаются в нефти.

            Так как в процессе перегонки нефти гидролизуются с образованием HCl в основном MgCl₂ и CaCl₂ , их неполное удаление приводит к образованию относительно большого количества хлористого водорода. Гидролиз остаточных хлоридов магния и кальция может быть подавлен путем введения в обессоленную нефть щелочных реагентов (в частности NaOH), которые переводят хлориды Ca и Mg в слабогидролизуемый хлорид Na.

            Присутствующие в нефти органические хлориды при традиционной технологии электрообессоливания практически не удаляются. При щелочной обработке нефти частично переводятся в NaCl и попадают в колонны вместе со следами неорганических хлоридов и, таким образом не исключается возможность возникновения коррозии.

            Вода, находящаяся в нефти, в большинстве случаев образует с ней трудноразделимые эмульсии. Образованию таких эмульсий предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг капель воды прочного адсорбционного слоя за счет наличия в нефти третьего вещества - эмульгатора. Эмульгаторами являются имеющиеся в нефти смолистые вещества, щелочно-земельные соли органических веществ, окислы металлов, частицы глины, кристаллы парафина и церезина и другие.

            Стойкость эмульсий зависит от физико-химических свойств нефти, степени дисперсности (размера частиц), температуры и времени существования эмульсии. Наиболее стойкие эмульсии образуют нефти, богатые нафтеновыми кислотами и смолами. Чем выше плотность нефти и степень дисперсности, тем устойчивее эмульсии.

            Сущность обессоливания и обезвоживания заключается в промывании нефти водой и разрушении образованной нефтяной эмульсии.

            На НПЗ применяется термоэлектрохимический способ разрушения нефтяных эмульсий.

            Одним из важнейших факторов глубины обезвоживания и обессоливания нефти, при этом, являются температура и размер частиц воды. С повышением температуры уменьшается прочность адсорбционной пленки на капельках воды. Вследствие повышения растворимости эмульгатора в нефти значительно снижается вязкость нефти и увеличивается разность плотностей воды и нефти, что способствует более быстрому отстою воды. Оптимальная температура процесса зависит от химического состава нефти, конструкции электродегидраторов.

            Химический способ разрушения эмульсий заключается в применении поверхностно-активных веществ - деэмульгаторов. Деэмульгаторы, обладая большой поверхностной активностью, вытесняют с поверхностного слоя капелек воды природные эмульгирующие вещества и образуют гидрофильный (растворимый в воде) адсорбционный слой, в результате чего капельки воды при столкновении сливаются в более крупные и оседают.

            Эффективность действия деэмульгатора значительно возрастает при воздействии электрического поля.

            Для интенсификации деэмульгирования процесс проводят в электрическом поле переменного тока высокого напряжения (до 20 кВ). Капли воды под действием этого поля за счёт поляризации принимают вытянутую форму, ориентируясь по направлениям к электродам. При этом на концах капли возникают заряды, противоположные по знаку зарядам на электродах, а между каплями-глобулами воды возникают электрические силы притяжения, способные преодолеть сопротивление стабилизирующих слоёв глобул воды. Происходит столкновение глобул и разрушение образовавшихся вокруг них плёнок, способствующих их коалесценции (слиянию) в крупные капли, которые отделяются от нефти под действием силы тяжести.

            Основными параметрами, влияющими на процесс при постоянном составе нефти, являются температура, количество промывной воды, напряжённость электрического поля, эффективность применяемого деэмульгатора или его расход. Увеличение вводимого в нефть деэмульгатора оправдано до оптимального предела, дальнейшее увеличение подачи его в нефть оказывает незначительное влияние на качество подготовки нефти.

Атмосферный блок

 

            Нефть представляет собой чрезвычайно сложную смесь взаимно растворимых углеводородов. В промышленной практике нефть разделяют на фракции, различающиеся температурными пределами перегонки.

            Атмосферный блок предназначен для разделения обессоленной нефти путем ректификации на углеводородный газ, фракции НК-140⁰С, 140-180⁰С, 180-240⁰С, 140-240⁰С, 240 - 360⁰С, мазут (остаток атмосферной перегонки) – фракция >360⁰С.

            Ректификация - это тепло- и -массообменный процесс разделения жидкостей, различающихся по температуре кипения, за счет противоточного, многократного контактирования паров и жидкости. Процесс ректификации проводится в ректификационных колоннах на специальных устройствах - ректификационных тарелках или насадках.

            В работающей ректификационной колонне через каждую тарелку или заменяющее ее устройство проходят два потока:

• жидкость - флегма, стекающая с вышележащей на нижележащую тарелку;
• пары, поступающие с нижележащей на вышележащую тарелку.

            Пары и жидкость, поступающие на тарелку, не находятся в состоянии равновесия, однако, вступая в соприкосновение, стремятся к этому. Жидкий поток с вышележащей тарелки поступает в зону более высокой температуры, и поэтому из него испаряется некоторое количество низкокипящего компонента, в результате чего концентрация последнего в жидкости уменьшается. С другой стороны, паровой поток, поступающий с нижележащей тарелки, попадая в зону более низкой температуры, конденсируется, и часть высококипящего продукта из этого потока переходит в жидкость.

            Концентрация высококипящего компонента в парах таким образом понижается, а низкокипящего - повышается. Фракционный состав паров и жидкости по высоте колонны непрерывно изменяется.

            Часть ректификационной колонны, которая расположена выше ввода сырья, называется концентрационной, а расположенная ниже ввода - отгонной. В обеих частях колонны происходит один и тот же процесс ректификации.

            С верха концентрационной части в паровой фазе выводится целевой продукт необходимой чистоты - ректификат, а с нижней тарелки - жидкость, все еще в достаточной степени обогащенная низкокипящим компонентом. В отгонной части происходит отпарка из этой жидкости легкокипящих фракций, а из нижней части колонны выводится второй продукт - кубовый остаток.

            Для нормальной работы ректификационной колонны необходимо, чтобы с тарелки на тарелку непрерывно стекала орошающая жидкость - флегма. Поэтому часть готового продукта (ректификата) после конденсации возвращается на верхнюю тарелку в виде так называемого орошения. При помощи подаваемого на верх колонны холодного (острого) орошения регулируется температура верха колонны. Тем самым определяется качество ректификата по температуре конца кипения, по содержанию в нем высококипящих компонентов. С другой стороны, для нормальной работы колонны необходимо, чтобы с низа колонны вверх непрерывно поднимались пары.

            Для создания восходящего потока паров, а также максимального извлечения из жидкого остатка более легкокипящих фракций, в отгонную часть колонны подводится тепло - при помощи кипятильника, подачи "горячей струи", ввода острого водяного пара и т.д.

            Атмосферную перегонку нефти проводят при температуре не выше 370°С (при более высокой температуре начинается крекинг).

            Эффективность процесса ректификации характеризуется четкостью ректификации –предельным содержанием низкокипящих и высококипящих компонентов в целевых фракциях, а также глубиной отбора целевых фракций от сырья.

            Четкость ректификации и глубина отбора зависят от многих факторов, важнейшим из которых являются температура нагрева сырья, количество подаваемого орошения (флегмы), тип и число тарелок, конструкция и место ввода сырья, рабочие условия и другие.

            Контроль за работой ректификационных колонн в основном сводится к управлению важнейшими факторами процесса - температурным режимом, давлением и изменением количества подаваемого в колонны водяного пара.

            Температура сырья на входе в колонну зависит от природы сырья, заданной глубины отбора дистиллятов, давления и относительного расхода водяного пара. Чем легче по фракционному составу сырье и чем меньше глубина отбора дистиллятов, тем более низкой при прочих равных условиях может быть температура сырья на входе в колонну.

            Температура верха колонн и отборов боковых погонов в сложных ректификационных колоннах регулируется за счет изменения количеств острого и циркуляционного орошений.

            Увеличение температуры низа колонны или соответствующей секции сложной колонны приводит к уменьшению содержания легкокипящих компонентов в остатке и увеличению отбора фракций от сырья или в данной секции. Повышение температуры верха колонны или соответствующей секции колонны позволяет производить отбор ректификата или побочного продукта с заданной температурой конца кипения и повысить температуру начала кипения фракции, отбираемой в последующей секции колонны. Кроме того, увеличение количества циркуляционных орошений делает возможным разгрузить верхнюю часть колонны по парам, уменьшить подачу острого орошения и повысить температуру предварительного нагрева сырья.

            Давление в ректификационной колонне зависит от ряда факторов.

            Для обеспечения максимального отбора дистиллятов от сырья давление должно быть как можно ниже и в то же время обеспечивать конденсацию паров дистиллята при помощи наиболее дешевого и доступного хладагента, преодоление сопротивления при движении паров по тракту после выхода из колонны.

            Увеличение давления в колонне вызывает также повышение температуры кипения углеводородов, а, следовательно, и повышение температуры процесса ректификации, что приводит к увеличению теплопотерь; также снижается чёткость разделения фракций.

            Увеличение количества водяного пара, подаваемого в низ колонны, до определенного предела позволяет увеличить глубину отбора дистиллятов из сырья при прочих равных условиях.

Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина

 

            Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина предназначен для стабилизации фракции НК-140⁰ С с получением рефлюкса, углеводородного газа и последующего разделения стабильной фракции НК-140⁰ С на составляющие фракции: НК-35⁰С, 35-70⁰ С и

70-140⁰ С.

            Вторичная перегонка ведется по двухколонной схеме.

Вакуумный блок

 

            Вакуумный блок предназначен для перегонки мазута (остаточного продукта атмосферного блока) с целью максимального отбора дизельной фракции, фр. 360-460⁰ С,

460-560⁰ С и остаточного продукта - гудрона.

Блок печей

 

            Блок печей предназначен для обеспечения необходимого теплового режима колонн блоков: атмосферного, вакуумного и вторичной перегонки.

Реагентное хозяйство

 

            Реагентное хозяйство предназначено для приготовления рабочих растворов щелочи, содо-щелочного раствора, деэмульгатора, нейтрализатора и ингибитора коррозии.

Блок утилизации тепла

 

            Блок утилизации тепла предназначен для получения перегретого водяного пара за счет утилизации тепла дымовых газов печей.

 

ПУСК УСТАНОВКИ

Пуск установки производится после установки рабочей комиссией в комплексное опробование по акту и включает в себя следующие мероприятия:

• прием сырья на установку;
• холодная циркуляция;
• горячая циркуляция;
• перевод сырья на поток и вывод установки на нормальный технологический режим.

Подготовка к пуску и пуск объекта после кратковременной остановки

 

После любой кратковременной остановки установки проверить фланцевые соединения на трубопроводах, печах, колоннах, теплообменниках, насосах. Проверить подачу воды, электроэнергии, пара. Принять сырье на установку и наладить циркуляцию по блоку АТ, ВТ и блока переработки бензина. Включить в работу электродегидраторы и наладить горячую циркуляцию по всем блокам. Проверить герметичность работы торцевых уплотнений насосного оборудования.

Особенности подготовки к пуску, пуск и нормальная эксплуатация установки в зимний период.

 

Пуск и остановка установки в зимнее время имеет ряд особенностей в связи с низкой температурой окружающего воздуха:

- перед пуском установки все трубопроводы и аппаратура должны быть проверены, отогреты и находиться в полной исправности;

- включение в работу аппаратов и трубопроводов с замерзшими дренажными вентилями не разрешается;

- контрольно-измерительные приборы с коммуникациями, трубопроводы, чугунные задвижки на трубопроводах, арматура, расположенная в лотках, аварийные линии должны обогреваться;

- воздух, подаваемый на приборы КИП и А должен быть осушен;

- обогрев замерзших трубопроводов можно производить только паром и горячей водой, при этом согреваемый участок должен быть отключен от работающей системы. При отогревании дренажи и вентили должны быть закрыты;

- запрещается пользоваться ломами и трубами для открытия замерзших задвижек, вентилей и других запорных приспособлений;

-необходимо периодически проверять работу пароспутников во избежание застывания продукта в трубопроводах, проверять на проходимость пробоотборные устройства, линии водяной системы, паровые стояки. Дренажи на паровых стояках должны быть приоткрыты;

- задвижки в колодцах на пожарной воде на лафетные стволы и кольца орошения должны быть закрыты, а дренажные вентиля открыты;

- во избежание замерзания трубопроводов перекачку вязких жидкостей следует вести непрерывно. По окончании перекачки трубопроводы должны быть промыты путем прокачки маловязким не застывающим нефтепродуктом;

- усилить контроль за тупиковыми участками (дренажи в заглубленные

емкости и др.);

- держать на протоке резервные насосы от работающих;

- наладить расходы (проток) через байпасы регулирующих клапанов (а на высоковязких продуктах и в теплое время);

- площадки перед установкой, дороги, лестницы площадки для обслуживания оборудования и переходы должны быть очищены от снега, льда и посыпаны песком. Наличие сосулек на лестницах, площадках и переходах не допускается. Сосульки и корки льда, образующиеся на аппаратуре, оборудовании и крышах зданий должны своевременно удаляться;

- усилить контроль за циркуляцией воды на резервных насосах;

- периодически проверять обогрев шкафов КИП, факельной линии.

Нормальная эксплуатация установки

Нормальная эксплуатация установки осуществляется на режиме, предусмотренном «Технологической картой». Все отступления от технологической карты, должны производиться на основании распоряжений руководства установки. Аналитический контроль за нормальной эксплуатацией установки осуществляется согласно «Графика лабораторного контроля».

При нормальной эксплуатации установки необходимо:

- строго выдерживать технологический режим установки согласно утвержденной «Технологической карты» и распоряжений руководства установки;

- своевременно отбирать пробы, согласно временного графика лабораторного контроля и направлять их в лабораторию;

- по результатам анализов проб корректировать режим процесса в пределах технологической карты без резких колебаний;

- все вырабатываемые продукты должны соответствовать межцеховым нормам. В случае выработки бракованной продукции направлять её в котельное топливо или в нефть;

- следить за уровнем воды в рефлюксных емкостях;

- следить за постоянством уровней в аппаратах, систематически проверяя работу уровнемеров;

- следить за постоянством расходов и температур;

- следить за давлением топливного газа на установку, жидкого топлива, воздуха КИП, воды и пара;

- следить за расходом пара в пароперегреватели печей. Прекращение подачи пара может привести к прогару змеевиков печей;

Для стабильности работы установки необходимо точное соблюдение режима на всех блоках установки. Нарушение режима на одном из блоков влечет за собой нарушение режима всей установки и, как результат, ухудшения качества выпускаемой продукции.

Для обеспечения стабильного режима важное значение имеет равномерная подача сырья, состав и качество его подготовки. Сырье на блок АТ поступает с блока ЭЛОУ, поэтому слаженная работа этих двух блоков имеет важное значение. Необходима четкая дозировка щелочного раствора из Е-7,13 насосом Н-38/1,2,3,4 из-за возможных отложений на тарелках.

Трубчатые печи являются основными нагревательными аппаратами. Для регулирования процесса горения в печах жидкое топливо должно быть предварительно нагрето и не содержать воды. Подачу пара регулируют так, чтобы обеспечить хорошее распыление жидкого топлива, подача воздуха должна обеспечить полное сгорание топлива. Лучшим показателем хорошей работы печи является постоянство заданной температуры на выходе продукта из печи. Длина факелов должна быть отрегулирована, чтобы пламя не доходило до экранов эмеевиков.

При попадании газового конденсата к форсункам, необходимо перекрыть вентили подачи газа к форсункам и продуть газопровод. При работе печи необходимо систематически осматривать трубы змеевиков: нет ли деформации и провисания труб, пятен и отдулин.

Резкие колебания температуры на печах по причине сброса печных насосов, попадания газового конденсата могут нарушить герметичность змеевика, привести к отложению кокса в трубах, прогару труб.

От нормальной работы ректификационных колонн зависит качество продукции. Выводы готовых продуктов из стриппингов должны быть в полном соответствии с потенциальным содержанием продуктов нефти. Качество отводимых боковых продуктов из К-2 зависит от температуры паров под отборочными тарелками. При уменьшении откачки из стриппинг-секции продукта меньше его потенциального содержания в нефти в колонне К-2 будет иметь место накопление данного продукта, с одновременным нарушением четкости ректификации отбираемых продуктов по всей колонне К-2.

Температура нагрева нефти и количество подаваемого пара в низ К-2 определяют глубину отбора продукта от нефти.

При постоянной температуре нагрева нефти качество получаемых продуктов достигается:

- подачей острого и циркулирующего орошений;

- подачей перегретого пара в низ К-2 и отправные колонны;

- изменением количества вывода боковых погонов из колонны К-2;

- изменением давления в колонне К-2.

При повышении уровня воды до нижнего электрода необходимо воду сдренировать для восстановления нормального электрического режима.

- при работе электродегидраторов возможны три вида коротких замыканий:

а) при повышении уровня воды до нижнего электрода — в этом случае необходимо сдренировать воду до нормального уровня;

б) при ухудшении эмульсии. Этому виду замыкания предшествует постепенное нарастание силы тока, достигающее максимальной величины. Для устранения необходимо:

- проверить количество и концентрацию деэмульгатора, подаваемого в нефть;

- проверить не изменилось ли качество нефти, поступающей на установки;

- проверить не снизилась ли температура подогрева нефти.

Если перечисленные меры не дали результатов и сила тока продолжает нарастать, то установку перевести на циркуляцию до выяснения причин.

в) короткое замыкание на корпус, вследствие «пробоя» проходных или подвесных изоляторов.

Причиной этого может быть неисправность изоляторов, электродов или попадания эмульсии в верхнюю часть аппарата. Аппарат отключают, снимают напряжение и готовят к ремонту.

- при снижении давления и повышения температуры нагрева нефти, в электродегидраторе могут образовываться так называемые газовые мешки, вызывающие автоматическое снятие напряжения. К снятию напряжения может привести понижение уровня нефти при одновременном сбросе воды с нескольких аппаратов и в большом количестве. Такое дренирование воды должно быть прекращено. Газ из ЭДГ сбросить в К-1 и восстановить нормальный уровень нефти.

Во время работы необходимо следить:

а) за равномерной загрузкой всех электродегидраторов нефтью;

б) за температурой подогрева нефти. Чем выше температура нагрева, тем лучше происходит разрушение эмульсии в электрическом поле;

в) за рН соляного раствора, поддерживая его в пределах 8-9 ед.;

г) за количеством подаваемой в нефть воды, количеством и концентрацией деэмульгатора.

При больших расстояниях между электродами меньше вероятность образования токопроводящих водяных цепочек, но и меньше градиент напряжения, а следовательно, и меньше интенсивность разрушения эмульсии. Напряжение, подаваемое на электроды должно быть 16,5 или 22 Квольт.

Причины отклонений параметров режима и неполадки в работе оборудования записываются в вахтовый журнал.

При нормальной эксплуатации ведется учет расхода сырья, реагентов, энергоресурсов. За каждую смену и за сутки составляется материальный баланс работы установки и записывается в режимный лист.

Для смещения получаемых на установке фракций на выходе нефтепродуктов с установки предусмотрены коллекторы смешения бензиновых фракций и фракций дизельного топлива.

         Для предотвращения смешения этих фракций, не предусмотренного распоряжениями, на коллекторах предусмотрена двойная арматура со штуцерами.

Во избежание попадания конденсата на печи выполнена врезка клапана на линии дренажа Е-23 и обвязка его с уровнем. При попадании конденсата необходимо немедленно перекрыть газ к форсункам печей, сдренировать конденсат из газосепаратора Е-23 в закрытую систему факельного сбора, продуть газовые коллектора от конденсата на факел. После этого разжечь газовые форсунки согласно инструкции.

 

ОТХОДЫ, ОБРАЗУЮЩИЕСЯ ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ ПРОДУКЦИИ, СТОЧНЫЕ ВОДЫ, ВЫБРОСЫ В АТМОСФЕРУ, МЕТОДЫ ИХ УТИЛИЗАЦИИ, ПЕРЕРАБОТКИ

Твердые и жидкие отходы

 

 

№ п/п	Наименование отхода	Место складирования, транспорт	Периодичность образования	Условие (метод) захоронения. Обезвреживания, утилизации	Количество (т/год)
1	2	3	4	5	6
1	Масла автомобильные отработанные	Временное хранение в емкостях на участке вторсырья	По мере образования	Передается другим организациям	0,05
2	Масла турбинные отработанные	Временное хранение в емкостях на участке вторсырья	По мере образования	Передается другим организациям	1,358
3	Обтирочный материал, загрязненный маслами (содержание масел 15% и более)	Временное хранение на закрытой площадке предприятия в металлической емкости	По мере образования	Передается в СМУП «Экопром» для захоронения	0,495
4	Лом и отходы черных металлов с примесями или загрязненные опасными веществами (металлические бочки)	Временное хранение на площадке цеха	По мере образования	Частично передается в СМУП «Экопром» для захоронения. Частично передается сторонним организациям.	3,717
5	Отходы смеси затвердевших разнородных пластмасс	Временное хранение на площадке цеха	По мере образования	Передается в СМУП «Экопром» для захоронения.	2,135
6	Ртутные лампы, люминесцентные ртутьсодержащие трубки отработанные и брак	Временное хранение на площадке цеха	По мере образования	Передается в СМУП «Экопром» для захоронения.	0,1895*
7	Резиноасбестовые отходы (в том числе изделия отработанные и брак)	Временное хранение на площадке цеха	По мере образования	Использование для засыпки земляных ям.	0,5*
8	Мусор от бытовых помещений организаций несортированный (исключая крупногабаритный)	Временное хранение на площадке цеха	По мере образования	Передается в СМУП «Экопром» для захоронения.	20,72*
9	Текстиль загрязненный (изношенная спецодежда и спецобувь)	Временное хранение на площадке цеха	По мере образования	Передается в СМУП «Экопром» для захоронения.	0,488*

• - количество отходов рассчитывается в целом по цеху № 1

 

Сточные воды

 

Наименование стока	Количество образования сточных вод, м3/ч	Условия (метод) ликвидации, обезвреживания, утилизации	Периодичность выбросов	Куда сбрасывается	Установленная норма содержащихся загрязнений в стоках, мг/дм3	Примечание
1	2	3	4	5	6	7
Промстоки I системы	484,35	ХХХ )	Постоянно	В промканализацию	нефтепродукта не более 500,0; сульфидов, сероводорода –30,0; фенолов – 3,0; мех. примесей – 100,0; рН – 7–8,5 ед;
Промстоки II системы (стоки ЭЛОУ)	893,53	ХХХ )	Постоянно	В промканализацию	нефтепродукта не более 500,0; сульфидов, сероводорода –30,0; фенолов – 3,0; мех. примесей – 250,0; рН – 7–8,5 ед;

 

^ХХ) - перед сбросом в поверхностный водоем (р. Волга) проходят механическую очистку, физико-химическую очистку, биологическую очистку и ультрафиолетовое обеззараживание.

 

Выбросы в атмосферу

 

Наименование сбросов	Количество образования выбросов по видам, т/год	Периодичность выбросов	Установленная норма содержания загрязнения в выбросах,(г/с)
1	2	3	4
Углерода окись	74,004	Во время эксплуатации	2,581
Серы оксид	2678,115	Во время эксплуатации	93,41471
Азота оксид	64,209	Во время эксплуатации	2,23967
Азота диоксид	156,670	Во время эксплуатации	5,46478
Сажа	0,524	Во время эксплуатации	0,01826
Ванадия пятиокись	1,194	Во время эксплуатации	0,04164
Метан	23,942	Во время эксплуатации	0,83513
Смесь предельных у/в С1–С5	66,416	Во время эксплуатации	2,10605
Смесь предельных у/в С6–С10	13,805	Во время эксплуатации	0,43776
Смесь предельных у/в С12–С119	7,579	Во время эксплуатации	0,24032
Амилены	1,111	Во время эксплуатации	0,03524
Толуол	0,705	Во время эксплуатации	0,02235
Бензол	0,957	Во время эксплуатации	0,03035
Ксилол	0,090	Во время эксплуатации	0,00284
Этилбензол	0,023	Во время эксплуатации	0,00072
Сероводород	0,030	Во время эксплуатации	0,00094
Триэтиленгликоль	0,447	Во время эксплуатации	0,01418
Масло нефтяное	0,748	Во время эксплуатации	0,02371
Ингибитор коррозии	0,713	Во время эксплуатации	0,0226
Нефрас	1,267	Во время эксплуатации	0,04012
Керосин	2,169	Во время эксплуатации	0,06878
Итого	96,059		3,04594

 

 

 

5. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

1. «70 лет СНПЗ. История успеха»/ В.Г. Большакова, Е.А. Чеченина. - С., 2012г. – 315с. : ил.
2. Технологический регламент АО «Сызранский нефтеперерабатывающий завод» установки атмосферно-вакуумной трубчатки ЭЛОУ-АВТ-6, индекс регламента П1-02.02 ТО ТР 02-2013 ЮЛ-039, срок действия до 15.09.2018г.

Скачать: istoriya-razvitiya-predpriyatiya.rar