Технология переработки нефти

Размещено на http://allbest.ru

1. Производственная и организационная структура предприятия

Основу ЗАО "Антипинский НПЗ" составляют технологические установки по переработке нефти. Для получения нефти, отгрузки нефтепродуктов потребителям, обеспечения технологических установок энергоносителями, обеспечения контроля качества технологических процессов, сырья и готовой продукции, обеспечения всего завода водой, теплом и электроэнергией в состав завода включены объекты общезаводского хозяйства.

Завод подключен к магистральным нефтепроводам АК «Транснефть» на НПС «Тюмень-3», имеет приемно-сдаточный пункт нефти (ПСП), включающий систему измерений количества и показателей качества нефти (СИКН) и узел учета нефти №1006.

Имеются 2 двухсторонние эстакады налива в железнодорожные цистерны, 3 эстакады слива нефти и нефтяного сырья, 2 эстакады налива в автомобильные цистерны, единая автоматизированная система управления, интегрированная с компьютерной сетью предприятия, скоростные каналы внешней телефонной и электронной связи.

В связи с тем, что строительство нефтеперерабатывающего завода с максимально возможной глубиной переработки нефти при выпуске полного ассортимента моторных топлив высокого качества требует значительных капитальных вложений, нефтеперерабатывающие заводы строятся технологическими очередями.

То есть каждая технологическая очередь подразумевает организацию некого законченного производственного цикла, переработки нефти и отгрузки потребителям определенного набора нефтепродуктов заданного уровня качества.

Технологические очереди ЗАО «Антипинский НПЗ»:

· I технологическая очередь:

Установки: ЭЛОУ-АТ-1, товарно-сырьевой парк 52 000 м³.

Глубина переработки: 55% - 57%.

Первоначальная производительность по сырью: свыше 400 тыс. тонн в год. Производительность по сырью после перевооружения в 2008 году составила около 740 тыс. тонн в год.

· II технологическая очередь (в эксплуатации с мая 2010 г.):

Установки: ЭЛОУ-АТ-2, блок стабилизации бензинов, товарно-сырьевой парк на 120 000 м³ (суммарный объем 172 000 м³).

Глубина переработки: 57% - 60%.

Производительность по сырью: 2,75 млн. тонн в год - 2010 год. 3,5 млн. тонн в год - с ноября 2012 г. (суммарная мощность завода с 01 января 2013 года составляет 4,2 млн. тонн в год).

· Участок готовой продукции:

Участок готовой продукции (УГП) предназначен для отгрузки светлых нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо) железнодорожным транспортом.

УГП представляет собой отдельно стоящий объект, связанный с основной площадкой завода технологическими трубопроводами, общей протяженностью около 2,9 км, расположенный вблизи станции Антипино. Площадь участка составляет 15 Га. Размещены две двусторонние наливные эстакады, позволяющие одновременно производить налив 71 железнодорожной цистерны, с промежуточным резервуарным парком объемом в 20 тыс. м³.

Ввод в эксплуатацию УГП увеличил суммарную возможную мощность завода по наливу нефтепродуктов до 8 млн. тонн в год (3 млн. тонн базовая + 5 млн. тонн УГП), а также разгрузил действующие эстакады налива и слива на основной площадке завода. Освободившиеся резервуары основной площадки завода будут использованы в качестве промежуточных, что в перспективе позволит повысить надежность работы технологических объектов, а также повысить производительность предприятия по переработке нефти, в частности, поставляемой железнодорожным транспортом.

· III технологическая очередь:

Строительство III технологической очереди происходит в несколько этапов:

На 1 этапе III технологической очереди 29 января 2014 года введена в строй установка ЭЛОУ-АТ-3 мощностью 3,7 млн тонн в год. В результате чего суммарная установленная мощность завода по переработке сырой нефти достигла 8 млн тонн в год (7,74 млн тонн в год - установленная мощность переработки трех установок + 0,37 млн тонн в год запас мощности переработки третьей установки в размере 10%).

Совместно с этим построен товарно-сырьевой парк объемом 140 000 м³ (резервуарный парк товарного дизельного топлива - 80 000 м³; резервуарный парк сырой нефти 60 000 м³; суммарный объем с учетом промежуточного резервуарного парка УГП - 332 000 м³), пятиступенчатые очистные сооружения технологических и хозяйственно-бытовых стоков. Мощность транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам АК «Транснефть» - 6 млн тонн в год.

На 2 этапе III технологической очереди, для доведения качества дизельного топлива до требований Евро-5 (с содержанием серы не более 10 ppm), обеспечения необходимой температуры застывания, с возможностью выпуска зимнего и арктического дизельного топлива, построена установка гидроочистки дизельного топлива (производительность по сырью: 2,6 млн тонн в год).

Для обеспечения работы установки гидроочистки построены установки по производству водорода с блоком аминовой очистки газов (производительность 30 000 нм³/ч) и по производству элементарной серы с блоком грануляции (производительность 30 000 тонн в год). Мощность транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам АК «Транснефть» достигла 7,2 млн тонн в год.

Кроме того, завершено строительство производственного склада СУГ, предназначенного для отгрузки товарного автомобильного сжиженного газа марок ПА и ПБА, который вырабатывается на установке ЭЛОУ-АТ-3. Производительность склада СУГ составляет 25 000 тонн в год, емкость хранения - 500 м³.

На 3 этапе III технологической очереди будет достигнуто увеличение глубины переработки нефти до 94%, путём ввода в эксплуатацию в 4 квартале 2015 года комбинированной установки замедленного коксования гудрона с блоком вакуумной перегонки мазута. Выход дизельного топлива в результате увеличится до 50% от общего объема переработки. Кокс, полученный в результате коксования гудрона и являющийся конечным продуктом, чрезвычайно востребован в металлургии.

В 2016 г. (1 и 2 квартал) запланирован переход на выпуск высокооктановых бензинов стандарта «Евро-5» с октановым числом не ниже 95 пунктов по исследовательскому методу, за счет ввода в эксплуатацию установки риформинга бензина с непрерывной регенерацией катализатора и блоком изомеризации.

В 2017-2018 годах планируется строительство установки гидрокрекинга вакуумного газойля, сырьём для которой будет являться собственный вакуумный газойль с установки замедленного коксования и вакуумного блока. Дополнительно будет построена вторая установка производства водорода и объекты общезаводского хозяйства.



2. Краткая характеристика производственной деятельности предприятия

АО «Антипинский НПЗ» располагается в промышленной зоне г. Тюмени на юго-востоке вблизи поселка Антипино.

В области сосредоточена основная часть российских запасов нефти (64%) и природного газа (91%).

Однако, несмотря на то, что Тюменская область относится к числу крупнейших нефтедобывающих регионов, она была вынуждена завозить светлые нефтепродукты из других регионов в объеме около 1,2 млн.тонн, в частности, с Омского НПЗ (550 км от Тюмени), Уфимского НПЗ (800 км) и Пермьнефтеоргсинтез (600 км).

В связи с этим строительство на территории области собственного НПЗ абсолютно логично.

ЗАО «Антипинский НПЗ» основано в июле 2004 г. (в октябре 2015 года переименовано в АО «Антипинский НПЗ»).

4 ноября 2006 г. получено разрешение администрации города Тюмени на ввод в эксплуатацию I очереди строительства проектной мощностью 400 тыс. тонн в год по перерабатываемой нефти. По состоянию на 2008 г. в результате технического перевооружения фактическая мощность I очереди составила 740 тыс. тонн в год.

9 апреля 2010 г. получено разрешение администрации города Тюмени на ввод в эксплуатацию II очереди проектной мощностью 2,5 млн. тонн в год. В процессе модернизации II очереди в конце 2012 года ее мощность доведена до 3,3 млн. тонн в год, что позволило увеличить в 2013 году совокупную мощность переработки на заводе до 4,0 млн. тонн.

Одновременно со строительством и вводом в эксплуатацию технологических очередей АО «Антипинский НПЗ» приобрело и отремонтировало ж/д станцию Антипино, вблизи которой был построен участок готовой продукции (УГП), предназначенный для отгрузки светлых нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо) ж/д транспортом.

УГП представляет собой отдельно стоящий объект, связанный с основной площадкой завода технологическими трубопроводами общей протяженностью около 3,0 км.

Площадь участка составляет 15 га. Размещены две двусторонние наливные эстакады, позволяющие одновременно производить налив 71 железнодорожной цистерны (что составляет ставку РЖД), с промежуточным резервуарным парком объемом в 20 000 м3. Ввод в эксплуатацию УГП увеличил суммарную мощность завода по наливу нефтепродуктов до 8 млн тонн в год (3 млн тонн базовая + 5 млн тонн УГП).

В январе 2014 года была введена в эксплуатацию установка по переработке нефти ЭЛОУ АТ-3 мощностью 3,7 млн тонн в год, в результате чего суммарная мощность завода достигла 7,74 млн. тонн нефти в год.

Кроме того, были построены самые современные пятиступенчатые очистные сооружения промышленных и бытовых стоков и дополнительные резервуарные парки сырой нефти и товарного дизельного топлива, соответсвующие новой мощности. Этим завершился 1-й этап III технологической очереди.

В октябре 2015 года запущен в эксплуатацию комплекс гидроочистки дизельного топлива мощностью до 3 млн. тонн в год, в результате чего началось производство дизельного топлива, соответствующего обязательному и высшему стандарту качества «Евро-5».

Для обеспечения работы установки гидроочистки возведены цеха по производству водорода, очистки газов и производства элементарной серы (в том числе гранулированной). Запуск комплекса гидроочистки дизельного топлива ознаменовал завершение 2-го этапа III технологической очереди и стал отправной точкой внедрения на заводе процессов вторичной переработки нефти.

Кроме того, на этом же этапе завершена модернизация установки ЭЛОУ АТ-3, в результате которой ее мощность доведена до 5 млн тонн в год. Совокупная установленная мощность переработки всего завода превысила 9,0 млн тонн в год.

Еще одним значимым достижением этого этапа стало завершение строительства и введение в эксплуатацию производственного цеха СУГ (сжиженные углеводородные газы), предназначенного для отгрузки товарного автомобильного сжиженного газа марок ПА и ПБА. Проектная производительность по отгрузке сжиженных углеводородных газов составляет 25 000 тонн в год. С пуском полного цикла переработки мощность будет удвоена.

Параллельно с этим в связи с необходимостью расширения пропускной и провозной способности железнодорожного путевого развития введен в эксплуатацию парк приема-отправки темных нефтепродуктов (вакуумного газойля). Протяженность дополнительного путевого развития составила около 6 километров, что более чем в два раза превышает общую длину существовавших ранее путей.

Полученная на установках производства элементарной серы и глубокой переработки мазута продукция (сера гранулированная, кокс и вакуумный газойль) будет отправляться потребителями именно с новых железнодорожных путей.

За 9 лет Антипинский НПЗ переработал 28 млн тонн нефти, из них в 2014 г. более 6,2 млн тонн, а в 2015 г. более 8,1 млн, что демонстрирует динамику развития.

Антипинский НПЗ - это уникальное по своей природе предприятие. Это единственный частный, независимый от ВИНКов промышленный нефтеперерабатывающий завод, построенный с нуля за последние более чем тридцать лет, подключенный к магистральным нефтепроводу (мощностью 7,2 млн. тонн в год с планом увеличения до 9 млн тонн в год) и нефтепродуктопроводу (мощностью 1,8 млн тонн в год с планом увеличения до 3 млн тонн в год), мощность переработки которого превышает 9 млн тонн нефти в год, качество дизельного топлива соответствует стандарту «Евро-5», а в 2016 г. глубина переработки достигает 97 % и начнется производство бензинов стандарта Евро-5.

2.1 Краткая характеристика основных и вспомогательных подразделений предприятия

Основными подразделениями предприятия являются:

1. Установка: ЭЛОУ АТ-1.

- Первоначальная производительность по сырью: 0,4 млн тонн в год.

- Производительность по сырью после перевооружения (2008 год): 0,74 млн тонн в год.

- Глубина переработки: 55 %.

- Товарно-сырьевой парк: 52 000 м³. - Две двусторонние эстакады железнодорожного налива.

- Две эстакады налива в автомобильные цистерны.

- Мощность транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам АК «Транснефть» - 0,5 млн тонн в год.

2. Установка: ЭЛОУ АТ-2 с блоком стабилизации бензинов.

- Первоначальная производительность по сырью: 2,5 млн тонн в год.

- Производительность по сырью после перевооружения (2012 год): 3,3 млн тонн в год.

- Суммарная мощность завода (ЭЛОУ АТ-1 + ЭЛОУ АТ-2): 4,0 млн тонн в год.

- Глубина переработки: 55 %.

- Товарно-сырьевой парк: 120 000 м³ (суммарный объем 172 000 м3).

- Участок готовой продукции с двумя двусторонними эстакадами железнодорожного налива на 71 цистерну.

- Мощность транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам АК «Транснефть» - 1,7 млн тонн в год.

3. - Установка: ЭЛОУ АТ-3.

- Первоначальная производительность по сырью: 3,7 млн тонн в год.

- Суммарная установленная мощность завода: 7,74 млн. тонн в год.

- Глубина переработки: 55 %.

- Товарно-сырьевой парк: 140 000 м³ (резервуарный парк товарного дизельного топлива - 80 000 м³; резервуарный парк сырой нефти - 60 000 м³; суммарный объем c учетом промежуточного резервуарного парка УГП - 332 000 м³).

- Пятиступенчатые очистные сооружения технологических и хозяйственно-бытовых стоков.

- Мощность транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам АК «Транснефть» - 7,2 млн тонн в год.

4. - Первая секция установки гидроочистки дизельного топлива (производительность по сырью: до 3 млн тонн в год).

- Установка по производству водорода с блоком аминовой очистки газов (производительность 25 000 тонн в год).

- Лицензиар процесса и разработчик базового проекта установок гидроочистки дизельного топлива и установки производства водорода - компания Haldor Topsoe.

- Установка производства серы с блоком грануляции (производительность: 30 000 тонн в год).

- Модернизация установки ЭЛОУ АТ-3, в результате которой ее мощность доведена до 5 млн тонн в год. Совокупная установленная мощность переработки всего завода достигла 9,0 млн тонн в год.

- Производственный склад СУГ, предназначенный для отгрузки товарного автомобильного сжиженного газа марок ПА и ПБА, вырабатываемого на установке ЭЛОУ АТ-3. Производительность склада СУГ составляет 25 000 тонн/год, ёмкость хранения - 500 м³.

- Парк приема-отправки темных нефтепродуктов протяженностью дополнительного путевого развития около 6 километров.

5. Участок готовой продукции представляет собой отдельно стоящий объект, связанный с основной площадкой завода технологическими трубопроводами общей протяженностью около 3,0 км. Площадь участка составляет 15 га.

Размещены две двусторонние наливные эстакады, позволяющие одновременно производить налив 71 железнодорожной цистерны (что составляет ставку РЖД), с промежуточным резервуарным парком объемом в 20 000 м³. Ввод в эксплуатацию УГП увеличил суммарную мощность завода по наливу нефтепродуктов до 8 млн тонн в год (3 млн тонн базовая + 5 млн тонн УГП).

2.2 Охрана труда на предприятии

На предприятии продолжает совершенствоваться система управления охраной труда. На данном этапе разрабатывается Положение по идентификации опасностей, оценке и управлению рисками, являющееся одним из элементов успешного управления профессиональными рисками, связанными с воздействием на жизнь и здоровье работников.

Система управления охраной труда также включает в себя Политику в области охраны труда, установленную Трудовым кодексом РФ и построенную на основе государственной политики в области охраны труда.

В мае 2015 года Антипинский НПЗ занял второе место по городу Тюмени и четвертое по Тюменской области, в номинации «Организация производственной сферы с численностью работников более 500 человек», в связи с принятием в 2014 году участия во всероссийском конкурсе на лучшую организацию работ в области условий и охраны труда «УСПЕХ И БЕЗОПАСНОСТЬ 2014». Всего в конкурсе в данной номинации приняли участие 375 организаций.

В период с мая по июнь 2015 года на предприятии была осуществлена выездная проверка государственной инспекции труда Тюменской области. В направлении соблюдений требований охраны труда существенных замечаний выявлено не было.

В рамках подготовки к лицензированию и с целью дальнейшего обучения руководителей и специалистов собственными силами разработаны и согласованы Программа обучения и проверки знаний по охране труда руководителей и специалистов АО «Антипинский НПЗ» и Программы обучения безопасным методам и приемам выполнения работ на высоте. Вместе с тем, подготовлены билеты, контрольные вопросы для проведения проверки знаний.

Службой охраны труда в конце года реализовано проведение вводного инструктажа по охране труда для вновь принимаемых на предприятие работников посредством просмотра фильма по программе «Вводный инструктаж». В 2015 году начато и планируется к завершению в 1 квартале 2016года проведение специальной оценки условий труда на 399 рабочих местах.

В рамках оказания методической помощи для работников предприятия специалистами службы охраны труда ведется постоянная работа по актуализации выкладываемой информации в Уголках по охране труда и безопасности.

Кроме того, в составе Совета трудового коллектива действует комиссия по охране труда и хозяйственно-бытовым вопросам. В 2015 году ее состав расширился, он включает теперь руководителя подразделения, инженера по ПБ и ОТ, уполномоченного по охране труда, а также председателя комиссии.

Основной задачей этой комиссии является ежемесячное проведение проверок состояния условий охраны труда в подразделениях завода.

За год было проведено 12 плановых поверок - в основном проверкам подвергались помещения, предназначенные для сменного персонала и бытовые помещения для приема пищи.

Кроме того, для проверки факта устранения выявленных замечаний, а также по запросу самих работников, проводились внеплановые проверки.

2.3 Противопожарная техника производства с указанием токсичных, пожаро- и взрывоопасных характеристик сырья, реагентов, и получаемых продуктов

Установка переработки нефти является опасным производством, так как в технологическом процессе используются взрывопожароопасные продукты и опасные токсичные вещества.

По условиям ведения технологического процесса ЭЛОУ-АТ-2, нефть и получаемые продукты (бензин прямогонный и стабильный, керосиновая, дизельные фракции, мазут, отбензиненная нефть, углеводородный газ) нагреваются до температуры 100 - 380°С и находятся под давлением от 0,4 до 20 кгс/см².

Производственная установка по пожарной опасности относится к категории АН (повышенная взрывопожароопасность).

На установке применяются вещества 2, 3 и 4 классов опасности по ГОСТ 12.1.007-76 «Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности». Разгерметизация аппаратов и трубопроводов при нарушениях технологического режима и авариях может привести к взрыву, пожару, загазованности территории, отравлению и травмированию персонала.

Наиболее опасные места на установке:

-насосные и постаменты;

-блок печи, а в самой печи - горелочный фронт, трубы змеевиков, фланцевые соединения;

-блок колонн;

-места отбора проб для лабораторных анализов;

-все колодцы промканализации. где возможны скопления паров бензина и других углеводородов:

-факельная установка.

Блочная установка обессоливания и атмосферной перегонки нефти (БНПУ), товарно-сырьевой парк, насосные перекачки нефти и нефтепродуктов, ж/д эстакада и площадка налива нефти и нефтепродуктов, факельная система и очистные сооружения относятся к опасным производственными объектами, обусловленным наличием и обращением взрывопожароопасных веществ - нефти, фракции прямогонного бензина, дизельного топлива, мазута топочного и углеводородного (топливного) газа в аппаратах и трубопроводах при повышенных температурах и давлениях, использованием электрического тока высокого напряжения и водяного пара.

Безопасность эксплуатации подобных технологических объектов достигается герметичностью оборудования и тщательным соблюдением правил безопасности и норм технологического режима.

Основные опасности производства, обусловленные характерными свойствами сырья, полупродуктов, готовой продукции, отходов производства:

а) сырьё - сырая нефть, полупродукт - углеводородный газ (может использоваться в качестве топлива печей), продукция - бензин прямогонный, дизельное топливо и мазут топочный являются взрывоопасными и пожароопасными веществами;

б) нефть и нефтепродукты являются диэлектриками и при перемещении их по трубопроводам и аппаратам накапливается потенциал статического электричества;

в) пары сернистой нефти и углеводородный газ, содержащие соединения серы токсичны, вдыхание которых может привести к отравлению;

г) пары нефти и бензина, углеводородный газ, как правило, тяжелее воздуха и могут скапливаться в низких местах и углублениях (канавы, колодцы, траншеи), в открытых емкостях с образованием взрывоопасной смеси с воздухом;

д) сернистой нефти свойственно вступать в реакцию с металлом оборудования с образованием пирофорных соединений;

е) процесс перегонки сернистой нефти сопровождается усиленной коррозией оборудования с возможностью образования свищей;

ж) перегретый в печах БНПУ водяной пар (температурой около 350 оС) представляет опасность получения термического ожога;

з) химические реагенты - деэмульгатор, ингибитор коррозии и нейтрализатор токсичны.

Основные опасности производства, обусловленные особенностями технологического процесса или выполнения отдельных производственных операций:

а) разгерметизация трубопроводов нефти и нефтепродуктов, газовых линий вследствие превышения давления, коррозии или механического повреждения транспортными средствами при проведении погрузо-разгрузочных, земляных или ремонтных работ с последующим неконтролируемым истечением нефти и нефтепродуктов, выбросом паров нефти или углеводородного газа из технологической системы;

б) утечки нефти и нефтепродуктов, углеводородного газа, паров нефти или бензина из технологического оборудования вследствие пропуска уплотнений запорной арматуры и центробежных насосов, разрушения уплотнений фланцевых соединений, коррозионного или механического износа;

в) погасание пламени в топке технологических печей с последующей возможностью накопления взрывоопасной концентрации углеводородного газа в топке;

г) разгерметизация или разрушение технологических аппаратов в результате превышения давления при неправильной тарировке или регулировке предохранительных клапанов, замерзания в зимний период предохранительных клапанов, образования гидратных отложений в газовых линиях сепараторов и ледяных пробок на дренажных линиях электродегидратора, рефлюксной емкости и резервуаров;

д) разрушение или разгерметизация центробежных насосов вследствие перегрева подшипниковых узлов и низкого давления затворной жидкости, что может привести к аварии в виде пожара и/или взрыва;

е) электроопасность, обусловленная использованием в приводах насосов электродвигателей напряжением питания 380 В и выше, а также наличием сетей электрического освещения напряжением 220 В;

ж) вероятность удушия или отравления при превышении норм загазованности в ходе ремонтных работ внутри заглубленных емкостей, в колодцах, в низких местах и углублениях (лотки, приямки и др.);

з) опасность травмирования обслуживающего персонала вращающимися частями насосов и компрессоров, а также фрагментами оборудования при их возможном аварийном разрушении;

и) возможность самовозгорания пирофорных отложений в аппаратах и в местах складирования во время ремонтных работ;

к) замыкание и загорание электрооборудования, что может привести к пожару и/или взрыву;

л) превышение норм загазованности на технологических площадках и в насосных, что может привести к аварийной ситуации с взрывом углеводородного газа;

м) отказ приборов и систем КИП приводит к отклонениям технологических параметров, что может привести к нарушению герметичности технологической системы.

Основные опасности производства, обусловленные нарушениями правил безопасности работающими:

-допуск к самостоятельной работе персонала без обучения и тренинга или не достигшего 18 лет;

-работа на неисправном технологическом оборудовании;

-эксплуатация технологического оборудования при неисправности, (или отсутствии) предусмотренных рабочим проектом, контрольно-измерительных приборов и средств автоматики, предохранительных клапанов;

-эксплуатация технологического оборудования при наличии пропуска нефти и нефтепродуктов, углеводородных газов и паров;

-пуск насосов без проверки положения запорной арматуры на их всасывающих и нагнетательных трубопроводах;

-подтягивание болтов во фланцевых соединениях под давлением;

-полная или частичная замена сальниковой набивки запорной арматуры, не имеющей обратного затвора сальника;

-вскрытие аппаратов (сосудов) без предварительного отключения от системы заглушками, сброса давления до атмосферного и проведения необходимых операций по пропарке и продувке;

-эксплуатация насосов без соответствующих ограждений вращающихся частей;

-доступ к вращающимся частям насосов до полной их остановки, без обесточивания электрооборудования и без принятия мер против пуска его посторонними лицами;

-производство ремонтных работ на установке без отсоединения от электросетей электрических устройств (двигатели, приборы КИП и А, щиты управления и др.), а также при отсутствии на пусковом устройстве электрооборудования таблички “Не включать! Работают люди!”;

-использование при техническом обслуживании или ремонте инструментов и приспособлений, выполненных из материалов, не исключающих искрообразование;

-производство ремонтных работ с применением открытого огня на площадках установки без согласования условий безопасного проведения работ, указанных в “Наряде-допуске на проведение огневых работ”, оформленного соответственным образом;

-выполнение газоопасных работ без использования требуемых при этом средств индивидуальной защиты;

-не соблюдение требований безопасности, изложенных в инструкциях по эксплуатации и обслуживанию оборудования, КИП, электросетей, других систем и элементов установки, а также инструкций по пожарной безопасности и охране труда.

Все работники в зависимости от рода выполняемых работ и в соответствии с нормами обеспечиваются спецодеждой, спецобувью и защитными средствами.

На производстве хранятся средства индивидуальной защиты, необходимые для выполнения отдельных видов работ, а также для работы в аварийных или близких к ним условиях:

-фильтрующий противогаз марки БКФ для защиты от газов и паров неорганических и органических веществ или марки КД для защиты от сероводорода.

-шланговые противогазы ПШ-1 и ПШ-2 для работ внутри аппаратов, когда концентрация кислорода в воздухе рабочей среды менее 20 % объемных;

-прорезиненные костюмы.

Персонал установки должен быть обеспечен спецодеждой, средствами индивидуальной защиты согласно «Типовых норм бесплатной выдачи специальной одежды, специальной обуви и других средств индивидуальной защиты работникам, занятых на работах с вредными и (или) опасными условиями труда, а также на работах, выполняемых в особых температурных условиях или связанных с загрязнением, в организациях нефтегазового комплекса», утвержденных приказом Минсоцздравразвития РФ № 443 от 06.07.05.



3. Природоохранная деятельность предприятия

Антипинский нефтеперерабатывающий завод - один из крупнейших водопотребителей города Тюмени. В связи с этим на предприятии происходит постоянное совершенствование технологии производства, внедряются методы очистки сточных вод, осуществляется контроль объемов водопотребления и водоотведения, а также качества сбрасываемых сточных вод. К числу проектов, направленных на сведение к минимизации экологических рисков, относятся действующие очистные сооружения завода. Они позволяют улучшить качество очистки промышленных стоков предприятия.

3.1 Водозабор и водоподготовка

Необходимость обеспечения существующих проектируемых установок завода собственной технической и умягченной водой привела к строительству водозабора речной воды и организации водоподготовки.

Водозабор находится на правом берегу реки Туры.

Данные сооружения обеспечивают подачу технической воды и умягченной воды на завод. Техническая вода проходит три этапа очистки (фильтрующий русловой водоприемник, отстойник с коагулятором и осветлительные фильтры). Из части технической воды получается умягченная вода (две стадии ионитных фильтров). Производительность водозабора - 300 м³/ч, производительность по получению умягченной воды - 120 м³/ч.

В их состав входят:

- фильтрующий русловый водоприемник;

- насосная станция I подъема;

- отстойник, совмещенный с коагулятором;

- производственное здание фильтров;

- резервуары чистой воды;

- блок насосных станций;

- емкости химически очищенной воды;

- насосная станция химически очищенной воды.

Уникальность сооружений - в обеспечении подачи воды постоянного качества (практически без взвешенных веществ и ионов железа и марганца) вне зависимости от качества воды в реке Туре.

При проектировании и строительстве водозабора использованы современные решения: подрусловый водозабор без надземных сооружений, оборудованный погружными оседиагональными насосами; применение водолазных работ без осушения траншей и котлованов в процессе строительства.

3.2 Характеристика очистных сооружений предприятия

В начале 2014 года на Антипинском НПЗ введены в эксплуатацию уникальные для предприятий Тюмени пятиступенчатые очистные сооружения и сооружения водоподготовки, занимающие 10,7 га.

Мощности очистных сооружений предусматривают прием и очистку всех производственно-дождевых и бытовых стоков, образующихся на объектах Антипинского НПЗ.

Сточные воды, поступающие на очистные сооружения, проходят полный цикл очистки перед сбросом в реку Туру: предварительную очистку (песколовки с осадителями), физико-химическую очистку (сепараторы, импеллерные флотаторы), биологическую очистку с мембранными биореакторами, доочистку (сорбционные фильтры и ультрафиолетовое обеззараживание).

Образующиеся в процессе осадки, шламы, избыточный активный ил и уловленные нефтепродукты перерабатываются в блоке обезвоживания с использованием трехфазных центрифуг фирмы Andritz Separation AG.

1) Блок предварительной очистки

Сточные воды проходят предварительную очистку на песколовках и осадителях. Блок предварительной очистки предназначен для защиты основных сооружений от мусора, залповых и аварийных сбросов загрязняющих веществ, регулирования неравномерности поступления исходных сточных вод. Пиковая производительность блока не более 2670 м3/ч.

2) Блок физико-химической очистки

Блок включает узел сепарации и узел флотации.

Узел сепарации состоит из двух сепараторов. Принцип работы сепараторов позволяет одновременно отделить из стоков взвеси и нефтепродукты. За счет тангенциального ввода воды нефтепродукты собираются в центре вверху сепаратора, а взвешенные вещества - в нижней конусной части сепаратора. Отделенные нефтепродукты и взвешенные вещества насосами перекачиваются для дальнейшего обезвоживания на блок обезвоживания осадков и нефтепродуктов.

Узел реагентной импеллерной флотации состоит из двух установок Separation Specialists. Принцип разделения: пузырьки воздуха прилипают к плохо смачиваемым водой частицам (нефтепродукты и взвешенные вещества) и поднимают их на поверхность. Вращаемый электромотором шламосборщик сдвигает флотационный шлам (пену) в так называемый шламовый карман, из которого направляется в узел отстойников пены, с последующим направлением отстоянного осадка и уловленного нефтепродукта в узел обезвоживания. Производительность блока - 400 м3/ч.

3) Блок биологической очистки

Этот блок предназначен для очистки сточных вод по уникальным технологиям компании GE Water & Process Technologies. Данная технология использует мембранные биореакторы, которые позволяют многократно интенсифицировать процессы, исключить из схемы вторичные отстойники, удалить взвешенные вещества практически на 100 %, БПК на 99 % и уменьшить занимаемые площади в 4 раза по сравнению с обычными иловыми отстойниками.

До 60 % очищенных сточных вод возвращается на производство для подпитки водооборотных систем, что обеспечивает значительный эколого-экономический эффект по сокращению потребления природных ресурсов, а именно, свежей воды из реки Туры на нужды Антипинского НПЗ в объеме не менее 1.7 млн м³/год. Оставшаяся часть поступает на блок глубокой доочистки.

Избыточный ил направляется на узел сбора и обезвоживания уловленного нефтепродукта, осадка и избыточного активного ила. Производительность блока - 400 м³/ч.

4) Блок глубокой доочистки и обеззараживания

Очищенная сточная вода, которая не используется для подпитки водооборотных систем, направляется на блок глубокой доочистки и обеззараживания стоков.

После прохождения сорбционных угольных фильтров и установок ультрафиолетового обеззараживания качество такой воды соответствует всем требованиям, предъявляемым к качеству сточной воды, сбрасываемой в водоемы рыбохозяйственного назначения. Очищенные сточные воды после доочистки сбрасываются в реку Туру. Производительность блока - до 400 м³/ч.

5) Блок обезвоживания уловленных нефтепродуктов, обводненного осадка и избыточного активного ила

На узел поступают уловленные обводненные нефтепродукты и осадок с блока предварительной очистки, с узла сепарации, пена с узла флотации, активный избыточный ил с блока биологической очистки.

Обводненный осадок, обводненный нефтепродукт, избыточный активный ил направляются на дальнейшую переработку в емкости для накопления и гомогенизации обводненного нефтепродукта.

Емкости представляют собой стальные вертикальные резервуары, оснащенные перемешивающим устройством. Они предназначены для накопления необходимого объема сырья для подачи на центрифуги и усреднения подаваемого сырья по качеству.

Теплообменник типа «труба в трубе» необходим для нагрева сырья (нагретое сырье лучше разделяется) перед центрифугой.

Две трехфазные центрифуги фирмы Andritz Separation AG предназначены для разделения обводненных нефтепродуктов на три фазы:

- нефтепродуктовую фазу;

- водную фазу (фугат);

- твердую фазу (кек).

Нефтепродуктовая фаза направляется в емкость обезвоженного нефтепродукта с последующей откачкой и транспортировкой спецавтотранспортом на дальнейшую переработку в производственные цеха предприятия.

Водная фаза направляется на блок предварительной очистки.

Твердая фаза (кек) направляется на площадку биодеструкции.

После окончания технологического процесса биодеструкции, получившийся отход имеет IV класс опасности и может использоваться в промышленной зоне для обратной засыпки траншей, ям.

Уникальность очистных сооружений. Очистные сооружения обеспечивают качество сброса в реку Туру, полностью удовлетворяющее требованиям водоемов рыбохозяйственного назначения. Практически все качественные показатели очищенных сточных вод лучше показателей исходной воды в Туре.

Все отходы проходят необходимую обработку (обезвоживание, очистку, биодеструкцию), что позволяет повторно использовать их: уловленные нефтепродукты как углеводородное сырье, а полученный в процессе биодеструкции отход - как грунт для обратной засыпки при строительных работах.

Очистные сооружения занимают рекордно малые площади (около 6 га). Размещение подобных очистных сооружений в столь стесненных условиях стало возможно благодаря применению современного оборудования и технологий очистки воды и обработки шламов сточных вод. В частности, например, устройство блока биологической очистки по технологии фирмы GE с мембранным биореактором (MBR) позволило полностью отказаться от массивных вторичных отстойников для улавливания активного ила после аэротенков - соответственно, площади уменьшились в 3-4 раза.

Применение сепараторов позволило в 2-3 раза сократить площадь сооружений блока физико-химической очистки за счет обеспечения отделения нефтепродуктов и взвешенных веществ при движении стоков в вертикальном спиралевидном направлении, а не в горизонтальном, как это обычно реализуется в нефтеловушках на очистных сооружениях России.

Применение центрифуг фирмы Andritz Separation AG позволило отказаться от традиционного массивного комплекса сооружений обезвоживания, при этом применяемые технологии улучшают качество обезвоженного нефтепродукта и кека для их последующей переработки или утилизации.

Оборудование очистных сооружений, водозабора и водоподготовки позволяет:

- исключить изменения дна реки Туры и не ограничивать движение водного транспорта при эксплуатации водозаборных сооружений;

- обеспечивать завод водой требуемого качества, предъявляемого к оборудованию основных и вспомогательных технологических установок;

- минимизировать эксплуатационные затраты (низкое энергопотребление оборудования, использование новейших химических реагентов и др.)

- уменьшить воздействие вредных факторов на окружающую среду и обслуживающий персонал (шум, вибрация, выбросы и сбросы).

3. Вспомогательные сооружения

Состав сооружений:

- операторная очистных сооружений;

- трансформаторная подстанция 10/0,4 кВ с распределительными устройствами-0,4 кВ.

Управление работой водозабора, водоподготовки и очистных сооружений осуществляется из единой автоматической системы управления технологическими процессами, расположенной в операторной очистных сооружений. нефтеперерабатывающий малопарафинистый сернистый

Стоит особо подчеркнуть, что на новом объекте завода применяется только высокотехнологичное оборудование самых передовых российских компаний ОАО «Тамбовский завод «Комсомолец», НПО «ЛИТ», ЗАО «ЭКО-Умвельт», ООО «Производственное предприятие «ТЭКО-ФИЛЬТР», а также иностранных фирм Zickert (Швеция), Separation Specialists (США), GE Water & Process Technologies (Венгрия), Andritz Separation AG (Германия) и других, известных во всем мире.

Реализуя данный проект, в 2014 году Антипинский НПЗ стал лауреатом Первой Национальной премии в области водохозяйственного комплекса «Вода России» в номинации «Лучший проект, направленный на снижение загрязнения водных объектов».



4. Характеристика сырья и готовой продукции

Установка предназначена для производства следующих видов основной продукции:

-стабильная прямогонная бензиновая фракция;

-керосиновая фракция (по СТО 11605031-010-2007)

-дизельное топливо (по ГОСТ 305-82): арктическое, зимнее для умеренной зоны; летнее;

-топливо печное бытовое (по ТУ 38.101656-2005);

-мазут М-40, М-100;

-газ углеводородный топливный для собственных нужд;

-газы углеводородные сжиженные топливные (по ГОСТ Р 52087-2003);.

Таблица 4.1 Характеристика сырья и готовой 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 ГОСТ, ОСТ, СТП, ТУ (заполняется при необходимости)	Область применения, использования продукции
1	2	3	4	5	6
	Сырье
1.	Нефть Западносибирского происхождения Шаимской группы месторождений	ГОСТ Р 51858-2002 ГОСТ 3900-85	1. Плотность при 200С, кг/м3	В зависимости от типа нефти 838-854	Является основным сырьем
		ГОСТ 1756-2000	2. Давление насыщенных паров, кПа (мм. рт. ст.) не более	45,1 (338)	Входной
		ГОСТ 5985-79	3. Кислотность, мг КОН/100см3	1,02	контроль
		ГОСТ 6370-83	4. Массовая доля механических примесей, %, не более	0,02	качества сырья
			5. Содержание, % масс.: не более
		ГОСТ 11851-85	- твердых парафинов	4
		ГОСТ Р 50442-92	- серы общей	0,75
		ГОСТ Р 50802-95	- сероводорода, ppm	2
		ГОСТ Р 50802-95	- Уметил-и этилмеркаптанов, ppm	2
		ГОСТ 21534-76	- хлоридов, мг/л	26
		ГОСТ 2477-99	- воды	0,5
	Реагенты и вспомогательные материалы:
1.	Нейтрализатор “Dodicor 1830”	Паспорт безопасности	1. Плотность при 20 оС, г/см3	0,86	Используется совместно с
	Фирма-производитель Clariant	продукции	2. Температура застывания, оС, не выше	минус 35	ингибитором коррозии
			3. Внешний вид	жидкость от светло-желтого до коричневого цвета
2	Нейтрализатор “Геркулес 54505”	Паспорт безопасности	1. Плотность при 20 оС, г/см3	0,87-0,89	Используется совместно с
	Фирма-производитель	продукции	2. Температура застывания, оС, не выше	минус 40	ингибитором коррозии
	ЗАО “Колтек Интернешнл” (Россия)	ТУ 38.401-58-238-01	3. Внешний вид	жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета
3.	ингибитор коррозии “Dodigen 481”	Паспорт безопасности	1. Плотность, г/см3	0,94	Используется для защиты
	Фирма-производитель Clariant	продукции	2. Температура застывания, оС, не выше	минус 32	оборудования от коррозии
			3. Внешний вид	Темно-коричневая жидкость
4.	ингибитор коррозии “Геркулес 30617”	Паспорт безопасности	1. Плотность, г/см3	0,883-0,955	Используется для защиты
	Фирма-производитель	продукции	2. Температура застывания, оС, не выше	минус 40 - 50	оборудования от коррозии
	ЗАО “Колтек Интернешнл” (Россия)	ТУ 38.401-58-237-2003	3. Внешний вид	жидкость от светло-желтого до коричневого цвета
5.	Деэмульгатор “Dissolvan 3359”	Паспорт безопасности	1. Температура застывания, оС не выше	минус 40	Используется на блоке ЭЛОУ
	Фирма-производитель Clariant	продукции	2. Внешний вид	жидкость желто-коричневого цвета
			3. Плотность при 20 оС, г/см3	0,89
6.	Присадка для снижения температуры застывания	Паспорт безопасности	1. Плотность при 20 оС, г/см3	0,89	Используется на узле смешения
	“Dodiflow 5200” Фирма-производитель Clariant	продукции	2. Внешний вид	бледно-желтоватая жидкость
7.	Диспергатор для парафинов “Keroflux 3501”	Паспорт безопасности	1. Плотность при 20 оС, г/см3	0,91
	Фирма-производитель BASF	продукции	2. Внешний вид	Мутная жидкость от желтого до коричневого цвета
8	Деэмульгатор “Геркулес 1017”	ТУ 38.401-58-225-98	1. Температура застывания, оС не выше	минус 50	Используется на блоке ЭЛОУ
	Фирма-производитель ЗАО “Колтек Интернешнл” (Россия)		2. Внешний вид	жидкость светло-коричневого цвета
			3. Плотность при 20 оС. г/см3	0,92
9.	Азот газообразный	ГОСТ 9293-74	1. Давление, кгс/см2	До 200	Для
	системы дыхания	1 сорт	2. Температура т. росы, °С	Не более минус 50	узла реагентов
			3. Содержание О2 (кислорода), % масс.	Не более 0,4	и продувки оборудования
10.	Воздух КИПиА от сетей завода	ГОСТ 17433-80 4 класс загрязненности (ISO 8573-1)	1.Давление, кгс/см2, не ниже	8,0	Для элементов пневмо-автоматики и отсекателей
			2.Температура точки росы осушенного воздуха при давлении 6 кгс/см2, 0С, не выше	- 70
			3.Содержание масла в осушенном воздухе	отсутствие
	Изготовляемая продукция (для вариантов 1 / 5 )
1.	Газ сжиженный БТ	ГОСТ 20448-90	1. Содержание бутана, масс. %, не менее	60
			2. Содержание меркаптанов, масс. %, не более	0,013
			3. Содержание сероводорода, масс. % , не более	0,013
			4. Давление насыщенных паров, при 450С, МПа, не более.	1,6
2.	бензин прямогонный АТ-2		1.Фракционный состав:		Компонент автомобильных
			- начало кипения, 0С	30/35	бензинов,
			- конец кипения, 0С	140/180	сырье для
			2. Плотность при 150 С, кг/м3,	662/680 (662-720)	нефтехимии
			3. Содержание фактических смол, мг/100 мл бензина, не более	5,0
			4. Давление насыщенных паров, при 37,8 0С, мм. рт. ст.	750/500
			5. Массовая доля общей серы, % , не более	0,0010/0,0025
			6. Испытание на медной пластинке	выдерживает
			7. Содержание мехпримесей и воды	отсутствие
			8. Цвет	бесцветный, прозрачный
3.	Бензин газовый стабильный		1. Плотность при 150 С, кг/м3	700/730
			2.Фракционный состав: температура начала перегонки, оС, не ниже	30/35
			- конец кипения, оС,	140
			не более	180
			3. Давление насыщенных паров при 37,8 0С, кПа, не более	66,7
			4. Кислотность, мг КОН на 100 см3 продукта, не более	2,0
			5. Содержание фактических смол, мг на 100 см3 бензина, не более	5,0
			6. Массовая концентрация свинца, ppb, не более	50
			7. Испытание на медной пластинке	Выдерживает
			8. Углеводородный состав:
			Объемная доля парафиновых углеводородов, %,	65
			не менее	55
			Объемная доля ароматических углеводородов, %	Не нормируется. Определение обязательно
			Объемная доля нафтеновых углеводородов, %	Не нормируется. Определение обязательно
			9.Содержание водорастворимых кислот и щелочей	Отсутствие
			10. Массовая доля общей серы, %, не более	0,045
			11.Содержание мехпримесей и воды	Отсутствие
4.	Керосиновая фракция	СТО 11605031-010-2007	1. Плотность при 150 С, кг/м3,	Не нормируется. Определение обязательно
			2. Фракционный состав, 10 об. % отгоняется при температуре, С	110-180
			50 об. % отгоняется при температуре, не ниже С	190
			3. Массовая доля серы, % , не более	1,0
			4. Температура вспышки в закрытом тигле, С, не ниже	28
				летнее	зимнее умер.	арктическое
5.	Дизельное топливо	ГОСТ 305-82	1.Цетановое число, не менее	45	45	45	Используется как топливо в дизельных двигателях
			2.Фракционный состав:
			- 50 об. % отгоняется при температуре, С, не выше	280	280	255
			- 96 об. % отгоняется при температуре, С, не выше	360	340	330
			3.Кинематическая вязкость при 20С, мм2/сек (сСт):	3,0-6,0	1,8-5,0	1,5-4,0
			4.Температура застывания, С, (для холодной климатической зоны), не выше	-10	-35	-55
			5.Температура помутне-ния, С, не выше	-5	-25	-
			6.Температура вспышки в закрытом тигле, С, не выше	40	35	35
			7. Содержание серы, масс. %, не более	0,2	0,2	0,2
			8. Массовая доля меркаптановой серы, %, не более	0,01
			9. Содержание Сероводорода	Отсутствие
			10. Испытание на медной пластинке	Выдерживает
			11.Содержание воды	Отсутствие
			12. Плотность при 20С, кг/м3,не более	860	840	830
			13. Предельная темпера-тура фильтруемости,С не выше	10	25	45
6.

Подобные документы

• Варианты переработки нефти

  Общая характеристика нефти, определение потенциального содержания нефтепродуктов. Выбор и обоснование одного из вариантов переработки нефти, расчет материальных балансов технологических установок и товарного баланса нефтеперерабатывающего завода.
  
  курсовая работа [125,9 K], добавлен 12.05.2011
  

• Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 5 млн.т/год валанской нефти

  Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и способы ее переработки. Выбор и обоснование технологической схемы атмосферно-вакуумной трубчатой установки (АВТ). Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 07.09.2012
  

• Технология переработки нефти

  Поточная схема переработки нефти по топливному варианту. Назначение установок АВТ, их принципиальная схема, сырье и получаемая продукция. Гидрогенизационные процессы переработки нефтяных фракций. Вспомогательные производства нефтеперерабатывающего завода.
  
  отчет по практике [475,9 K], добавлен 22.08.2012
  

• Современные технологии переработки нефти и газа

  Характеристика современного состояния нефтегазовой промышленности России. Стадии процесса первичной переработки нефти и вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции. Термические процессы технологии переработки нефти и технология переработки газов.
  
  контрольная работа [25,1 K], добавлен 02.05.2011
  

• Материальные балансы технологических процессов НПЗ

  Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.
  
  лабораторная работа [98,4 K], добавлен 14.11.2010
  

• Проект установки первичной переработки Тенгинской нефти

  Классификация нефтей и варианты переработки. Физико-химические свойства Тенгинской нефти и ее фракций, влияние основных параметров на процессы дистилляции, ректификации. Топливный вариант переработки нефти, технологические расчеты процесса и аппаратов.
  
  курсовая работа [416,8 K], добавлен 22.10.2011
  

• Разработка поточной схемы и расчет товарного баланса нефтеперерабатывающего завода

  Современный состав технологических процессов нефтепереработки в РФ. Характеристика исходного сырья и готовой продукции предприятия. Выбор и обоснование варианта переработки нефти. Материальные балансы технологических установок. Сводный товарный баланс.
  
  курсовая работа [61,1 K], добавлен 14.05.2011
  

• Формирование и оценка структуры нефтеперерабатывающего завода

  Характеристика нефти и фракций, выделенных из нее. Обоснование ассортимента нефтепродуктов. Определение глубины переработки нефти. Материальные балансы технологических установок. Индекс Нельсона и коэффициент сложности нефтеперерабатывающего завода.
  
  курсовая работа [89,0 K], добавлен 29.02.2016
  

• Процесс переработки нефти на ЗАО "Павлодарский НПЗ"

  Характеристика и организационная структура ЗАО "Павлодарский НХЗ". Процесс подготовки нефти к переработке: ее сортировка, очистка от примесей, принципы первичной переработки нефти. Устройство и действие ректификационных колонн, их типы, виды подключения.
  
  отчет по практике [59,5 K], добавлен 29.11.2009
  

• Технологии переработки нефти

  Задачи нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Особенности развития нефтеперерабатывающей промышленности в мире. Химическая природа, состав и физические свойства нефти и газоконденсата. Промышленные установки первичной переработки нефти.
  
  курс лекций [750,4 K], добавлен 31.10.2012
  

• Разработка поточной схемы НПЗ переработки чеховской нефти производительностью 5 млн т/год с получением максимального количества реактивного топлива. Описание установки гидрокрекинга

  Требования к товарным нефтепродуктам. Материальные балансы установок, описание технологической установки гидрокрекинга. Обоснование выбора схемы завода, расчёт октанового числа бензина смешения. Специфика нефтепродуктов, расчёт глубины переработки нефти.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 17.10.2021
  

• Расчет нефтехимического блока переработки нефти и установки гидроочистки

  Характеристика нефти, фракций и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива. Расчет теплообменников разогрева сырья, реакторного блока, сепараторов.
  
  курсовая работа [178,7 K], добавлен 07.11.2013
  

• Установка АВТ мощностью 5 млн.тонн Медынской нефти в год

  Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Медынской нефти и их применение. Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти. Расчет состава и количества паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 16.03.2014
  

• Технология переработки нефти и газа

  Назначение и описание процессов переработки нефти, нефтепродуктов и газа. Состав и характеристика сырья и продуктов, технологическая схема с учетом необходимой подготовки сырья (очистка, осушка, очистка от вредных примесей). Режимы и стадии переработки.
  
  контрольная работа [208,4 K], добавлен 11.06.2013
  

• Расчет материальных балансов процессов переработки танатарской нефти

  Разработка поточной схемы завода по переработке нефти. Физико-химическая характеристика сырья. Шифр танатарской нефти согласно технологической классификации. Характеристика бензиновых фракций. Принципы расчета материальных балансов, разработка программы.
  
  курсовая работа [290,6 K], добавлен 09.06.2014
  

• Важнейшие химические процессы переработки нефтяного сырья

  Физико-химическая характеристика нефти. Первичные и вторичные процессы переработки нефти, их классификация. Риформинг и гидроочистка нефти. Каталитический крекинг и гидрокрекинг. Коксование и изомеризация нефти. Экстракция ароматики как переработка нефти.
  
  курсовая работа [71,9 K], добавлен 13.06.2012
  

• Разработка установки первичной переработки нефти

  Процесс первичной перегонки нефти, его схема, основные этапы, специфические признаки. Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти. Установка с двухкратным испарением нефти, выход продуктов первичной перегонки.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.06.2011
  

• Проект нефтеперерабатывающего завода по переработке ромашкинской нефти

  Разработка поточной схемы нефтеперерабатывающего завода по переработке нефти. Производство серосодержащих вяжущих из мазута как основное направление деятельности предприятия. Основные типы химических реакций при взаимодействии нефтяных остатков с серой.
  
  дипломная работа [2,6 M], добавлен 13.07.2015
  

• Маслоблок нефтеперерабатывающего завода мощностью 400 тыс. т/год базовых масел из самотлорской нефти

  Обоснование выбора нефти для производства базовых масел. Групповой состав и физико-химические свойства масляных погонов. Особенности поточной схемы маслоблока и технологической схемы установки. Расчет испарительных колонн по экстрактному раствору.
  
  курсовая работа [292,1 K], добавлен 05.11.2013
  

• Схема глубокой переработки нефти и установка гидроочистки

  Характеристика нефти и ее основных фракций. Выбор поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет реакторного блока, сепараторов, блока стабилизации, теплообменников подогрева сырья. Материальный баланс установок. Охрана окружающей среды на установке.
  
  курсовая работа [446,7 K], добавлен 07.11.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам