Проект реконструкции цеха первичной переработки нефти и получения битума на ОАО «Сургутнефтегаз»

Введение

На ОАО «Сургутнефтегаз»производятдорожный битум,дизельноетопливо и бензиновуюфракцию. Всеэти производствана сегодняшнийдень нашлисвоего потребителя.Битум – нуженг. Сургуту иблизлежащимгородам длястроительствадорого. Дизельноетопливо в основномпредназначаетсядля транспортныхнужд предприятия.Бензиновуюфракцию используютдля промывкинефтяных скважини нефтепроводов.

В последнеевремя возниклитрудности стехнологическимипечами, которыепредназначаютсядля нагреванефти и мазута.Печь претерпевалисерьезныеаварии и в последнеевремя частовыходят изстроя, прерываятехнологическийпроцесс, чтосказываетсяна объемахпроизводимойпродукции. Всвязи с этимнеобходимореконструироватьтрубчатые печи.

1.Как влияетсырье и технологияна процесс иассортиментпродукции

Сырьем длярассматриваемоготехнологическогопроцесса являетсянефть Лянторскогоместорождения.Основнымифизико-химическимипоказателямидля нефтейявляются:

содержаниехлористыхсолей (100 мг/дм³);
плотностьнефти (0,894 кг/м³- тяжелая);
содержаниеобщей серы(0,99 % - сернистые);
содержаниебазовых масел(15% - на нефть);
содержаниепарафинистыхуглеводородов(2,4 %);
индексвязкости (79 –И₂).

При повышениисодержанияхлористых солейповышаетсякоррозия аппаратуры,особенно всочетании ссероводородом.Приходитсяпроизводитьпромывку водойдля понижениясодержанияхлористыхсолей.

Сернистыесоединенияпри перегонкедостаточнохорошо переходятв бензиновуюфракцию, гдев дальнейшемони мешаютпроцессамриформинга,поэтому приходитсяпроизводитьмероприятияпо понижениюсодержаниясеры.

Плотность нефтивлияет на выходтяжелых фракций,к примеру дляполучениябитума благоприятнытяжелые нефти,где выход мазутасоставляетболее 30 %.

Содержаниебазовых маселможет определитьнаправлениеиспользованиянефтей в областиполучениямоторных масел.

Сыре используемоена ОАО «Сургутнефтегаз»удовлетворяеттребованиямдля плучениядорожногобитума.

2.Схемапроизводстваи узкие места

Нефть из трубопровода"Лянторскоеместорождение- ЦКПН" под давлением3,0 - 4,0 кг/см²поступает всырьевую емкостьЕ-1, через

Из емкости Е-1насосом Н-1нефть подаетсяв трубноепространствотеплообменникаТ-1/3, где нагревается за счет теплаоткачиваемыхдизельноготоплива.

В приемныйтрубопроводиз сети производственноговодоснабженияподается промывнаявода, а такжедеэмульгатор.Расход водына промывкунефти регулируетсяклапаном регуляторомрасхода.

Предварительнонагретая нефтьпосле теплообменникаТ-1/3, поступаетв трубный пучектеплообменникаТ-1/7. Нагретаядо 90-120 Сза счет теплагудрона нефтьиз теплообменникаТ-1/7 подаетсяв междуэлектродное пространствоэлектродегидратораЭ-1.

ЭлектродегидраторЭ-1 работаетпод давлениемнефти, в случаяхснижения уровнянефти и образования"газовой подушки"срабатываетблокировка,отключающаяподачу напряженияна электродыдегидратора.В зависимости от содержанияводы в нефтии стойкостиэмульсии напряжениена электродыможет подаваться16, 5, 22 или 36 кВ. Насыщеннаявода - "солевойраствор" - сниза электродегидраторачерез клапан-регуляторуровня разделафаз "нефть-вода"выводится вемкость.

После теплообменникаТ-1/5, Т-1/9 оба потокаобессоленнойнефти объединяютсяв общий потокнефти, которыйпоступает втрубное пространствотеплообменникаТ-1/1, где нагревается за счет теплагудрона до190-210 С.

После теплообменниковТ-1/1 нефть подаетсяв нагревательныепечи П-1, П-3.Нагрев нефтив печах осуществляетсяв змеевикахкамер конвекциидымовыми газамии в камерахрадиации засчет лучистоготепла при сжиганиитопливногогаза. В камерерадиации печиП-1 размещентакже змеевикдля нагревамазута, а в камереконвекции печиП-3 расположенпароперегревательдля полученияводяного пара.

Нагретая впечах до 360-375 Снефть объединяетсяв общий потоки направляетсяна 4-ю тарелкуатмосфернойколонны К-3.Всего в колоннеимеется 23 клапанныхтарелок, из нихв укрепляющейчасти 19 и отгонной4 тарелки.

Сверху колонныК-3 пары бензина,водяные парыи углеводородныйгаз с температуройдо 150 Споступают вконденсаторывоздушногоохлажденияи доохлаждаютсяв водяномхолодильникеХ-1 до температурыне выше 80 Си в виде газожидкостнойсмеси собираютсяв емкость Е-2.

В емкости Е-2происходитразделениесмеси на бензин,углеводородныйгаз и воду.Углеводородныйгаз сверхуемкости Е-2выводится надожиг в печиП-2.

Вода с низаемкости Е-2через клапан-регуляторуровня разделафаз "бензин-вода"сбрасываетсяв емкостьпромстоковю.

Часть бензиновойфракции иземкостей Е-2насосом возвращаетсяна 21-ю тарелкуколонны в качествеострого орошения.

С 13-й тарелкиатмосфернойколонны К-3отбираетсядизельноетопливо, котороенасосом стемпературой180 С подаетсяв межтрубноепространствотеплообменниковТ-1/3, где отдаеттепло сыройнефти, доохлаждаетсядо температурыне выше 70 Св водяномхолодильникеХ-3 и направляетсяв емкости хранениядизельноготоплива Е-10.

Качество дизельноготоплива обеспечиваетсяциркуляционныморошением.Циркуляционноеорошение с 11-йтарелки колонныК-3 забираетсянасосом, прокачиваетсячерез теплообменникТ-1/5, где отдаеттепло первомупотоку обессоленнойнефти и с температурой135-145 Свозвращаетсяв колонну на12-ю тарелку.

Для обеспечениятребуемогокачества мазутапо содержаниюфракции до 360С с тарелки"4а" атмосфернойколонны К-3выводитсяатмосферныйгазойль, которыйпоступает вотпарную колоннуК-4 с температурой285-295 С.

С низа отпарнойколонны атмосферныйгазойль насосомподается втеплообменникТ-1/3, где отдаеттепло сыройнефти, далеесмесь доохлаждаетсяв водяномхолодильникеХ-4 и с температуройне выше 90 Снаправляетсяв емкости храненияЕ-12.

Мазут с низаатмосфернойколонны К-3 стемпературой350 С насосомподается длянагрева в мазутныйзмеевик печиП-1.

Нагретый до390-405 С мазутиз печи П-1поступает навторую тарелкувакуумнойколонны К-5.Вакуумнаяколонна оборудована12-ю клапаннымитарелками, втом числе вотгонной частидве тарелки.Сверху вакуумнойколонны газы разложенияи пары углеводородов с температурой 190-200 С поступаетв водяной конденсаторКВ-1. Сконденсировавшийнефтепродуктиз КВ-1 стекаетв барометрическуюемкость, анесконденсированныегазы отсасываютсядвухступенчатымпароэжекторнымнасосом.

Конденсат изпромежуточныхповерхностныхконденсаторовпароэжекторногонасоса сливаетсяв барометрическуюемкость БЕ-1,анесконденсированныегазы выбрасываютсяв печи П-2 длядожига.

С 8-ой тарелкивакуумныйгазойль стемпературой280 С отбираетсянасосом и прокачиваетсячерез теплообменникТ-1/9 где отдаеттепло второмупотоку обессоленнойнефти. ПослеТ-1/9 часть вакуумногогазойля температурой160-170 Свозвращаетсячерез холодильниквоздушногоохлажденияВХК-4 на верхнюютарелку колонныК-5 в качествециркуляционногоорошения, аизбыток газойлявыводится вемкости и впоследствиив обратныйнефтепровод.

Гудрон с температурой360-400 С сниза колонныК-5 насосомпрокачиваетсячерез теплообменникТ-1/1, где отдаеттепло сыройнефти и с температурой150-180 Снаправляетсяпо "жесткой"схеме в окислительнуюколонну К-1.

Часть гудронапосле теплообменникаТ-1/1 с температурой240-255 Свозвращаетсяв низ вакуумнойколонны дляснижения температуры.

Окислительнаяколонна К-1представляетсобой пустотелыйвертикальныйаппарат. Входгудрона в колоннуосуществляетсяниже рабочегоуровня битумав колонне. Послеуказанногоклапана-регулятора смонтирован клапан-отсекатель прекращающий подачу воздухав колонну присрабатыванииблокировкипо одному изпараметров:повышениесодержаниясвободногокислорода вгазах окисленияболее 4%, повышениетемпературыбитума внизуколонны выше275 С, понижениеуровня в колоннениже 10%.

Битум с низаколонны К-1 стемпературойдо 260 Снасосом откачиваетсяв емкости готовогобитума Е-15.

Дорожный битумиз емкостейЕ-15 отгружаетсяпотребителюналивом вавтоцистерны.

Бензин из емкостейЕ-11 насосамиподается наналивную эстакадудля налива вавтоцистерны.Дизельноетопливо подаетсяк наливнымстоякам, черезсчетчики.

3.Рассказпо чертежам.Экология

Произведенрасчет вертикальнотрубчатой печибеспламенногогорения с излучающимистенками топки.

Выбран типпанельныхгорелок ГБП2а-60производительность60000 ккал/час.

4.Экономика

Экономическийэффект проектадостигаетсяза счет:

сокращениезатрат на топливо;
сокращениештрафов завыбросы.

5.Вопросырецензента

Указываетсяцентр тяжестипроекта изаключаетсяв том, что в место2-х физическии моральноустаревшихтрубчатыхпечей сооружаетсяновая современнаятрубчатаяпечь, котораяпозволяет:

повыситьтеплотехническиепоказателипроцесса;
снизитьрасход топливаза счет установкиболее совершенныхгорелок иконструкциипечи;
снизиттемпературупламени и дымовыхгазов, в результатечего сокращениевыбросов NO₂и других веществ.

Кроме тогооптимальныйнагрев позволяетоптимизироватьработу колонны.Ассортиментпродукции неменяется, ноулучшаетсякачество битума.

Я немогу не согласитсяс мнением рецензентана стр. 123 и 125 приведенакалькуляциисебестоимостии сделаны выводыо экономическомэффекте проекта.
На стр.124 расчитанаэкономия средствна штрафах исокращениезатрат на топливныйгаз.

Содержание

стр.

Реферат2

Введение3

Заключение139

Списоксокращений140

Списокиспользованныхисточников140

Реферат

Проект реконструкциицеха первичнойпереработкинефти и получениябитума на ОАО«Сургутнефтегаз».

Стр. 139, Рис. 46, Табл.35, Черт. 4

Реконструкция,нефть, бензин,соляр, керосин,биткм, технлоогическаясхема, трубчатаяпечь, теплообмен,ректификация,автоматизация,экономическийэффект.

Обоснованареконструкцияцеха, в связис необходимостьюзамены трубчатыхпечей П-1 и П-3на одну болеепроизводительную.

Выполненырасчеты:

материальныхпотоков;
тепловых иматериальныхбалансов;
расчет трубчатойпечи;
потбор измерительныхприборов исхем автоматизации;
эколго-экономическогоэффекта.

Приведенырекомендации,для дальнейшейстабильнойработы установки.

Введение

Одинчудак из партиигеологов

Сказал мне,вылив грязьиз сапога:

"Послал жебог на головунам олухов!

Откуда нефть– когда кругомтайга?

Иденьга вамотпущены - натыщи те

Построитьдетский садна берегу:

Выничего в Тюменине отыщите –

В болотовы вгоняетеденьгу"

В. Высоцкий

Значение нефтии газа дляэнергетики,транспорта,обороны страны,для разнообразныхотраслейпромышленностии для удовлетворениябытовых нужднаселения внаш век исключительновелико. Нефтьи газ играютрешающую рольв развитииэкономики любойстраны. Природныйгаз—оченьудобное длятранспортировкипо трубопроводами сжигания,дешевое энергетическоеи бытовоетопливо. Изнефти вырабатываютсявсе виды жидкоготоплива: бензины,керосины, реактивныеи дизельныесорта горючего—для двигателейвнутреннегосгорания, мазуты— для газовыхтурбин и котельныхустановок. Изболее высококипящихфракций нефтивырабатываетсяогромный ассортиментсмазочных испециальныхмасел и консистентныхсмазок. Из нефтивырабатываютсятакже парафин,сажа для резиновойпромышленности,нефтяной кокс,многочисленныемарки битумовдля дорожногостроительстваи многие другиетоварные продукты.

Вторичнаяпереработканефтяного игазового сырьяполучила ныненазваниенефтехимическогосинтеза. Ужев настоящеевремя 25% мировойхимическойпродукциивыпускаетсяна основе нефтии углеводородныхгазов. Ближайшиеперспективыразвитиянефтехимическойпромышленностиисключительноблагоприятныкак по масштабампроизводства,так и по безграничномуразнообразиюпромежуточныхи конечныхпродуктовсинтеза.

К нефтехимическойпродукцииотносятся:пластическиемассы, синтетическиекаучуки и смолы,синтетическиеволокна, синтетическиемоющие средстваи поверхностно-активныевещества, некоторыехимическиеудобрения,присадки ктопливам имаслам, синтетическиесмазочныемасла, белково-витаминныеконцентраты,многочисленныеиндивидуальныеорганическиевещества: спирты,кислоты, альдегиды,кетоны, хлорпроизводныеэфиры, гликоли,полигликоли,глицерин идругие, применяющиесяв промышленности,сельском хозяйстве,медицине и вбыту.

Все вышесказанноев полной мереотносится кпроблемампереработкинефти в северныхрайонах России.Одним изнефтеперерабатывающихрайонов являетсясургутскийнефтеносныйрайон, представляющийиз себя крупноеподземноеподнятие сосводами и впадинами,окружающихего. Около 30 000квадратныхкилометровприходитсяна Сургутскийсвод. На сегодняшнийдень там разрабатываетсяболее десяткаместорождений:Карьунское, Быстринское,Лянторское,Федеровское,Камарьинское,Солкинское,Западно-Солкинское,Вачемское идругие.

Цех (установка)первичнойпереработкинефти и получениябитума (ЦППНиПБ)[1] был заложенв 1981 году в 40 километрахсеверо-западнееот г. Сургутаи предназначалсядля получениядорожногобитума. В 1987 годуустановкапретерпелареконструкцию,так как повыполненномупроекту (ВНИПИНефтепромхимг. Казань) наустановке былиустановленыректификационныеколонны: дляатмосфернойперегонки с19-ю тарелками(диаметр 1,0 м)и вакуумнойперегонки –с 15-ю тарелками(диаметр 1,0 м),что не обеспечивалополученияпродуктовзаданногокачества.

В 1991 г. БашНИИ НПбыла произведенареконструкцияцеха по увеличениюпроизводительностидо 118,8 тыс.т/годнефти (на 18,2% вышепроектной),производствабитума – 38,0 тыс.т/год(на 12,7% выше проектной),отбора суммысветлых нефтепродуктов– 34% на нефть (33%по проекту) иулучшению ихкачества.

В 1988 г. НИИГипровостокнефтьбыла произведенареконструкцияцеха по режимуработы, чтопозволилополучать наустановкедизельноетопливо (зимнееи летнее), бензиновуюфракцию (дляпромывки нефтяныхскважин), а такжеповысить качествовсех получаемыхпродуктов.

Сегодня комплекснаяустановкапервичнойпереработкинефти и производствабитумов (ЦППНиПБ)предназначенадля выработкидорожных битумовиз нефти Лянторскогоместорожденияи в небольшихколичествахбитумов строительныхмарок. Такжепопутно получаютлетнее и зимнеедизельноетопливо, бензиновуюфракцию, которуюиспользуютдля промывкинефтяных скважин.

В состав установкивходят:

Блок подготовкинефти к переработкедля глубокогообессоливанияи обезвоживаниянефти.
Блок атмосферно-вакуумнойперегонкинефти.
Блоки полученияокисленныхбитумов в реакторах непрерывного действия колонноготипа и периодическогодействия вреакторахбескомпрессорногоокисления.
Емкости дляприема и хранениябитумов, дизельноготоплива, бензиновойфракции, газойлей.
Наливная эстакададля отгрузкиготовой продукциив автоцистерны.
Технологическаявоздушнаякомпрессорная.
Компрессорнаявоздуха КИП.
Система оборотноговодоснабжениявключающаяв себя градирнюи насосы дляциркуляцииохлаждающейводы.

Целью данногопроекта являетсяреконструкцияцеха первичнойпереработкинефти и получениябитума.

1.Основыпервичнойпереработкисибирскихнефтей. Аналитическийобзор

1.1.Характеристикасырья

Нефти различныхместорожденийи даже в пределаходного месторождениямогут значительноотличатьсядруг от другапо химическомуи фракционномусоставу, а такжепо содержаниюсеры, парафинаи смол. В разноевремя предлагалисьразличныехимические,генетические,промышленныеи товарныеклассификациинефтей. В настоящеевремя действуеттехнологическаяклассификациянефтей СССР(ГОСТ 912—66). Согласноэтой классификациивсе нефти оцениваютсяпо следующимпоказателям:

содержаниесеры в нефтяхи нефтепродуктах;
потенциальноесодержаниефракций, перегоняющихсядо 350 °С;
потенциальноесодержаниеи качествобазовых масел;
содержаниепарафина ивозможностьполученияреактивных,дизельныхзимних илилетних топливи дистиллятныхбазовых маселс депарафинизациейили без нее.

Сырьем установкиявляется сыраянефть котораядолжна соответствоватьтребованиямГОСТ 9965-76 и иметьследующиефизико-химическиепоказатели(табл. 1)

Физико-химическиепоказателинефти. Таблица1

№ п/п	Наименованиепоказателя	Нормадля групп			Сырье
№ п/п	Наименованиепоказателя	I	II	III	приход	обработанное
1.	Концентрацияхлористыхсолей, мг/дм³не более	100	300	900	39.3	5.3
2.	Массоваядоля воды, %не более	0.5	1.0	1.0	0.12	отс.
3.	Массоваядоля механическихпримесей, %не более	0.05	0.05	0.05	0.048
4.	Давлениенасыщенныхпаров, кПа(мм.рт.ст.)не более	66.7 (500)	66.7 (500)	66.7 (500)

Классификациянефтей на классыи типы. Таблица2

№ п/п	Показатели	Норма	Сырье
1.	Массоваядоля общейсеры, %
	1 – малосернистые	до 0.60
	2 – сернистые	0.61 – 1.80	0.99
	3 – высокосернистые	более 1.80
2.	Плотностьпри 20С,кг/см³
	1 – легкие	до 850
	2 – средние	851 – 885	880
	3 – тяжелые	более 885

В зависимости от массовойдоли серы-нефти,от плотностипри 20Сподразделяютна классы итипы, которыеприведены втаб.2.

По содержаниюфракций до 350°С нефти делятсяна три типа(Лянторской– 44,7%):

Т₁—не менее45%;
Т₂—30—44,9%;
Т₃— менее 30%.

По потенциальномусодержаниюбазовых маселвсе нефти делятсяна четыре группы(Лянторской– 21%):

М₁—не менее25% в расчете нанефть;
М₂— 15—25% в расчетена нефть и неменее 45% в расчетена мазут;
М₃—15—25% в расчетена нефть и 30—45%в расчете намазут;
М₄—менее 15% врасчете нанефть.

Кроме того, всенефти делятсяпо качествубазовых масел,оцениваемомуиндексом вязкости,еще на две подгруппы(Лянторской– 79):

И₁ — индексвязкости выше85;
И₂ — индексвязкости 40—85.

По содержаниюпарафина нефтиделятся на тривида (Лянторской– 2,4%):

П₁—мало парафиновые(не выше 1,5%);
П₂—парафиновые(1,51—6,0%);
П₃—высокопарафиновые(более 6%).

Кроме того,указываетсядля каждоговида, какиепродукты можнополучать бездепарафинизацииили с применениемдепарафинизации.Так, из нефти,отнесеннойк виду П₁ можнополучать реактивноетопливо, дизельноезимнее топливои дистиллятныебазовые маслабез депарафинизации.

Краткаяхарактеристиканекоторыхнефтей СССР.Таблица 3

Месторождение	Содержание,вес. %				Коксуемость^¹ вес.%	Выходфракций бъемн., %
Месторождение	серы	смол	асфальтенов	парафинов	Коксуемость^¹ вес.%	до 200 °С	до 300 °С	ДО 350 °С
Биби-Эйбатское(Баку)	0,18	18	—	0,5	1,7	21,4	47,7
Ново-грозненское	0,20	4,5	0,9	9,0	—	21,9	38,9	—
Яринское(Пермская область)	0,54	6,17	Отсутствие	5,5	1,28	30,8	49,0	—
Западно-Тэбукское (Коми АССР)	0,7	13.7	1,54	3,75	3,71	25,5	49.5	—
Арланское(БашкирскаяАССР)	2,84	20,3	5,2	4,7	7,7	18,0	39,7	—
Ромашкинское(ТатарскаяАССР)	1,62	11,60	4,16	4,97	5,85	22,4	46,0	—
Усть-Балыкское(Западная Сибирь)	1,77	15,44	2,56	1,24	4,43	18,5	—	42,3
Самотлорское(ЗападнаяСибирь)	0,92	10,2	1,67	2,4	—	30,0	—	60,2
Лянторская	0,99	13,2	2,8	2,4	—	17,22	32,04	40,34
Охинское(Сахалин)	0,3	17,2	1,33	0,92	3,65	7,2	—	40,5
Долинское(УССР)	0,45	13,0	0,4	4,0	—	31,1	50,2	—
Речицкое(Белорусская ССР)	0,32	7,04	0.11	9,51	2,6	26,4	—	52,2
Котур-Тэпе(ТуркменскаяССР)	0,27	6,4	0,73	6,45	2.76	17,9	—	46,7
Жетыбайское(Мангышлак)	0,2	11,0	0,3	20,1	1,79	19,5	—	40,5

Используя этуклассификацию,для любойпромышленнойнефти можносоставить шифр.Так например,Лянторскаянефть получаетшифр IIТ₂М₃И₂П₂.

Физико-химическаяхарактеристикаЛянторскойнефти. Таблица4

№ п/п	Наименованиепоказателей	Значение
1.	Плотностьпри 20С,г/см³	0.8943
2.	Содержаниесеры, % масс.	1.11
3.	Вязкостьпри 20Ссм²/сек	35.84
4.	Молекулярнаямасса	281
5.	Вязкостьпри 50Ссм²/сек	11.75
6.	Температуразастывания,С:
	с обработкой	-40
	без обработки	-39
7.	Содержаниесоединений,% масс.
	парафинов	2.4
	асфальтенов	2.8
	селикагелевыхсмол	13.2

Фракционныйсостав и физическийсвойства сырья.Таблица 5

Температуракипения фракциипри 760 мм.рт.ст.	Выходна нефть, % вес.		Плотностьг/см³	Молекулярнаямасса
Температуракипения фракциипри 760 мм.рт.ст.	отдельныхфракций	суммарный	Плотностьг/см³	Молекулярнаямасса
C₃H₈	0,02	0,02		44
i-C₄H₁₀	0,06	0,08	0,5572	58
n-C₄H₁₀	0,04	0,12	0,5788	58
i-C₅H₁₂	0,33	0,45	0,6196	72
n-C₅H₁₂	0,10	0,55	0,6262	72
36-62	0,32	0,87	0,6670
62-70	0,83	1,70	0,6921
70-80	0,70	2,40	0,7164
80-90	1,23	3,63	0,7263
90-100	1,25	4,88	0,7391
100-110	1,25	6,13	0,7506	108
110-120	1,06	7,19	0,7528	111
120-130	1,37	8,50	0,7639	115
130-140	1,41	9,97	0,7742	118
140-150	1,09	11,06	0,7825	125
150-160	1,28	12,34	0,7901	129
160-170	1,27	13,61	0,7966	135
170-180	1,17	14,78	0,8046	142
180-190	1,12	15,90	0,8126	148
190-200	1,32	17,22	0,8188	155
200-210	1,40	18,62	0,8341	158
210-220	1,11	19,73	0,8407	170
220-230	1,27	21,00	0,8457	180
230-240	1,38	22,38	0,8497	185
240-250	1,51	23,89	0,8541	194
250-260	1,53	25,42	0,8591	202
260-270	1,78	27,20	0,8593	210
270-280	1,51	28,71	0,8672	221
280-290	1,46	30,17	0,8676	230
290-300	1,87	32,04	0,8684	237
300-310	1,60	33,64	0,8688	244
310-320	1,73	35,73	0,8757	259
330-340	1,87	38,81	0,8957	280
340-350	1,53	40,34	0,8963	291
350-360	1,54	41,88	0,8990	295
360-370	1,61	43,49	0,9006	305
370-380	1,74	45,23	0,9038	314
380-390	1,49	46,72	0,9054	322
390-400	1,70	48,42	0,9055	334
400-425	5,90	54,32	0,9168	370
425-450	5,30	59,62	0,9231	401
450-475	4,70	64,32	0,9304	425
475-500	3,35	67,67	0,9376	450
500-выше	32,33	100,0	0,9936	768

По шифру нефтилегко составитьпредставлениео наиболеерациональныхпутях ее переработкии о, возможностизамены ею ранееприменявшейсянефти в данномтехнологическомпроцессе.

В табл. 3 приводитсявыборочныйсправочныйматериал,характеризующийнекоторыепромышленныенефти СССР.

В качествеисходных данныхдля расчетовпри проектированииустановкипервичнойпереработкинефти и получениябитума былииспользованыследующиефизико-химическиепоказатели,фракционныйсостав и физическиесвойства Лянторской,нефти приведенныхв табл.3, табл.4.

1.2.Нефтепродукты

Нефтеперерабатывающаяпромышленностьвыпускает более500 различныхнефтепродуктов[4].

Среди них преждевсего следуетвыделить основныегруппы, резкоразличающиесяпо составу исвойствам:

I—жидкое топливо;

II—смазочныеи специальныемасла;

III—консистентныесмазки;

IV—парафиныи церезины;

V—битумы;

VI—сажа;

VII— нефтянойкокс;

VIII — нефтяныекислоты и ихсоли;

IX—присадкик топливам имаслам;

X—прочие нефтепродукты(осветительныекеросины,растворители,ароматическиеуглеводороды,смазочно-охлаждающиежидкости идр.).

Остановимсявкратце наназначениии ассортиментенекоторыхнефтепродуктовиз этих групп.

1.2.1.Карбюраторноетопливо

Карбюраторноетопливо—авиационныеи автомобильныебензины, тракторныйкеросин — длядвигателейс зажиганиемот искры[5].

Авиационныебензины представляютсобой смесибензинов прямойгонки, каталитическогокрекинга ивысокооктановыхкомпонентов(алкилбензол,техническийизооктан идругие) с добавкойантидетонационныхи антиокислительныхприсадок. Выпускаютсяследующиемарки: бензинБА, Б-100/130^²,Б-91/115, Б-95/130, Б-70 (безТЭС^³).Их фракционныйсостав 40—180°С.

Автомобильныебензины — смесибензинов прямойгонки, термическогои каталитическогокрекинга,каталитическогориформинга.Их маркировка:А-66, А-72, А-76, АИ-93, АИ-98.Для первыхтрех цифрыобозначаютоктановые числапо моторномуметоду, а длядвух последних—поисследовательскому.Бензин маркиА-72 выпускаетсябез добавкиТЭС, а в остальныеТЭС вводитсяв количествеот 0,41 до 0,82 г/кгбензина. Началокипения этихбензинов нениже —35 °С, а конецкипения 205 °Сдля А-66, для других185—195°С.

Тракторныйкеросин—смесьдистиллятовпрямой гонкии термическогокрекинга фракционногосостава примерно100—300 °С. Выпускаютсядве марки соктановымичислами 40 и 45.

Топливо дляреактивныхдвигателей(авиакеросины)имеет в основномпрямогонноепроисхождение.Марки Т-1, ТС-1, Т-2,Т-5, Т-6, Т-7, Т-8, РТ. Топливаотличаютсядруг от другапо фракционномусоставу, содержаниюобщей и меркаптановойсеры. Авиакеросиныдолжны иметьтемпературузастыванияне выше —60 °С.

Эксплуатационныесвойствакарбюраторныхтоплив. Авиационныеи автомобильныепоршневыедвигателивнутреннегосгорания спринудительнымвоспламенениемот искры работаютпо четырехтактномуциклу. В первомтакте (всасывание)топливно-воздушнаярабочая смесьзаполняетцилиндр двигателяи нагреваетсяк концу тактав двигателях,работающихна бензине, до80—130°С и до 140— 205 °С— в работающихна керосине.

Во втором такте(сжатие) давлениесмеси возрастаетдо 10— 12 ат, атемпература—до150—350 °С. В концехода сжатияс некоторымопережениемсмесь воспламеняетсяот электрическойискры. Хотявремя сгораниятоплива оченьмало — тысячныедоли секунды,но оно все жесгорает постепенно,по мере продвиженияфронта пламенипо камере сгорания(фронтом пламениназываетсятонкий слойгаза, в которомпротекаетреакция горения).При нормальномсгорании фронтпламени распространяетсясо скоростью20—30 м/сек. Температурасгорания достигает2200— 2800°С, а давлениегазов сравнительноплавно возрастаетдо 30— 50 ат вавтомобильныхдвигателяхи до 80 ат в авиационных.

В третьем такте(рабочий ход)реализуетсяэнергия сжатыхпродуктовсгорания, и вовремя четвертоготакта цилиндрдвигателяосвобождаетсяот продуктовсгорания.

В поршневыхавиационныхи автомобильныхдвигателяхв качестветоплива применяютсябензины. Важнейшееэксплуатационноетребованиек ним — обеспечениенормальногобездетонационногосгорания вдвигателях,для которыхони предназначены.

Детонациейназываетсяособый ненормальныйхарактер сгораниятоплива в двигателе,при этом толькочасть рабочейсмеси послевоспламененияот искры сгораетнормально собычной скоростью.Последняяпорция топливногозаряда (до 15—20%),находящаясяперед фронтомпламени, мгновенносамовоспламеняется,в результатескоростьраспространенияпламени возрастаетдо 1500—2500 м/сек,а давлениенарастает неплавно, а резкимискачками. Этотрезкий перепаддавления создаетударную детонационнуюволну. Удартакой волныо стенки цилиндраи ее многократноеотражение отних приводитк вибрации ивызывает характерныйметаллическийстук, являющийсяглавным внешнимпризнакомдетонационногосгорания. Другиевнешние признакидетонации:появление ввыхлопных газахклубов черногодыма, а такжерезкое повышениетемпературыстенок цилиндра.Детонация —явление оченьвредное. Надетонационныхрежимах мощностьдвигателяпадает, удельныйрасход топливавозрастает,работа двигателястановитсяжесткой и неровной.Кроме того,детонациявызывает прогораниеи короблениепоршней и выхлопныхклапанов, перегреви выход из строяэлектрическихсвечей и другиенеполадки.Износ двигателяускоряется,а межремонтныесроки укорачиваются.При длительнойработе на режимеинтенсивнойдетонациивозможны иаварийныепоследствия.Особенно опаснадетонация вавиационныхдвигателях.

Явление детонациис химическойточки зренияобъясняетсяперенасыщениемпоследней частитопливногозаряда первичнымипродуктамиокисленияуглеводородов— гидроперекисямии продуктамиих распада —высокоактивнымисвободнымирадикалами,которые придостиженииопределеннойконцентрацииреагируют соскоростьювзрыва. В результатевся несгоревшаячасть горючейсмеси мгновенносамовоспламеняется.Очевидно, чемвыше скоростьобразованияперекисей вданной рабочейсмеси, тем скореевозникаетвзрывное сгорание,тем раньшенормальноераспространениефронта пламениперейдет вдетонационноеи последствиядетонациискажутся сильнее.Отсюда следует,что основнымфактором, откоторого зависитвозникновениеи интенсивностьдетонации,является химическийсостав топлива,так как известно,что склонностьк окислениюу углеводородовразличногостроения присравнимыхусловиях резкоразлична.

Если в топливепреобладаютуглеводороды,не образующиев условияхпредпламенногоокислениязначительногоколичестваперекисей,то взрывногораспада непроизойдет,смесь не перенасытитсяактивнымичастицами исгорание будетпроходить собычнымискоростями,без детонации.

Оценка детонационнойстойкости (ДС)[11] илиантидетонационныхсвойств углеводородови топлив проводитсяна стационарныходноцилиндровыхдвигателях.В основе всехметодов оценкиДС лежит принципсравненияиспытуемоготоплива сосмесями эталонныхтоплив. В качествепоследнихвыбраны2,2,4-триметилпентан(изооктан) игептан, а замеру детонационнойстойкостипринято октановоечисло.

Октановымчислом называетсяусловная единицаизмерениядетонационнойстойкости,численно равнаяпроцентному(по объему)содержаниюизооктана(2,2,4-триметилпентана)в его смеси сгептаном,эквивалентнойпо детонационнойстойкостииспытуемомутопливу пристандартныхусловиях испытания.

Октановое числоизооктанапринято равным100, а гептана —0. Следовательно,если испытуемыйбензин оказалсяэквивалентнымв стандартныхусловиях испытаниясмеси, состоящей,например, из70% изооктана и30% гептана, тоего октановоечисло равно70. Октановоечисло—нормируемыйпоказательдетонационнойстойкостиавтомобильныхбензинов, атакже авиационныхбензинов приработе на бедныхсмесях и безприменениянаддува.

Для оценки ДСавиационныхбензинов приработе двигателяна богатыхсмесях и сприменениемнаддува нормируемымпоказателемслужит сортностьтоплива.

Сортностьтоплива набогатой смеси— это характеристика,показывающаявеличину мощностидвигателя (впроцентах) приработе наиспытуемомтопливе посравнению смощностью,полученнойна эталонномизооктане,сортностькоторого принимаетсяза 100.

Октановые числаопределяютсяна специальныхиспытательныхустановкахпри строгостандартныхусловиях. Имеетсянесколькометодов определенияоктановыхчисел, отличающихсядруг от другарежимом испытания.В СоветскомСоюзе оценкатоплив ведетсяпо моторномуи исследовательскомуметоду. Октановыечисла, определенныепо исследовательскомуметоду, длянекоторыхбензинов нанесколькоединиц выше.Поэтому, когдаприводятсяданные по октановымчислам, всегданадо оговариватьметод их определения.

Одним из путейповышениядетонационнойстойкоститоплив длядвигателейс зажиганиемот искры являетсяприменениеантидетонаторов.Это вещества,которые добавляютк бензинам вколичествене более 0,5% с цельюзначительногоулучшенияантидетонационныхсвойств.

Достаточноэффективным,применяемымво всех странах,антидетонаторомявляетсятетраэтилсвинец(ТЭС) Pb(С₂Н₅)₄,который ужепри 200—250 °С [13]легко распадаетсяна свинец исвободныерадикалы (этил),присутствиекоторых втопливно-воздушнойсреде замедляетобразованиеперекисей впредпламенныйпериод. Этоприводит кснижению ихконцентрацииперед фронтомпламени, и,следовательно,переход нормальногосгорания вдетонационноезатрудняется.В свою очередь,и атомарныйсвинец уже приболее высокихтемпературах,т. е. на болеепоздней стадиипроцесса горения,дезактивируетразличныечастицы, образующиесяпри бурномраспаде перекисей.Это также приводитк ослаблениюдетонации.

В чистом видеТЭС применятьнельзя, так какна клапанах,свечах и стенкахцилиндранакапливаютсясвинец и окисьсвинца, чтоконечно нарушаетработу двигателя.Для удалениясвинцовистогонагара к ТЭСдобавляют такназываемыевыносителисвинца — различныегалогеналкилы.При термическомразложениипоследниевыделяютгалогенводородили галоген.Они образуютсо свинцом иокисью свинцасоли, которыепри высокихтемпературахдвигателянаходятся впарообразномсостоянии:

3C₂H₅Br2C₂H₄+ 2HBr

PbO + 2HBr PbBr₂+ H₂O

Pb + 2HBr PbBr₂+ H₂O

Эти соли вместес выхлопнымигазами благодарясвоей летучестивыводятся изцилиндра двигателя.В качествевыносителейприменяютсядибромэтан,бромистый этил,-монохлорнафталин,дибромпропан.Смесь ТЭС,выносителейи красителяназываетсяэтиловой жидкостью.

ТЭС, а следовательно,и этиловаяжидкость оченьядовиты:при обращениис ней и содержащимиее этилированнымибензинаминеобходимособлюдатьспециальныеправила предосторожности.Чтобы легчеотличатьэтилированныебензины, этиловуюжидкостьподкрашивают.Добавляетсяэтиловая жидкостьк бензинамв количествеот 1,5 до 4 мл на1 кг топлива.Добавлениеэтиловой жидкостисвыше 4 мл/кгуже не приводитк дальнейшемуповышениюоктановыхчисел, но вызываетусиленноеотложениесвинцовистогонагара [13].

Октановыечисла индивидуальныхуглеводородов.Таблица 6

Алканы	ОЧ	Алкены	ОЧ
Бутан	92	Пентен-1	77
Изобутан	99	Гексен-1	63
Пентан	62	2,3-Диметилбутен-1	81
2-Метилбутан	90	Октен-1	35
Гексан	26	Октен-2	56
2-Метилпентан	74	Октен-3	68
2,2-Диметилбутан(неогексан)	93	Октен-4	74
3,3-Диметилбутан	94	2,2,4-Триметилпентен-2	55
Гептан	0	2,2,4-Триметилпентен-1	86
2,2-Диметилпентан	89
2.2,3-Триметилбутан(триптан)	104
Октан	-20
2.3-Диметилгексан. .	79
2,3,4-Триметилпентан	96
2,2,4-Триметилпентан
(эталонныйизооктан)	100
2,2,3-Триметилпентан	>100

Цикланы	ОЧ	Ароматические углеводороды	ОЧ
Циклопентан	87	Бензол	106
Метилциклопентаи	80	Толуол	103
Этплциклопентан	61	Этилбензол	98
Пропилциклопентан	28	п-Ксилол	103
Изопропилциклопептан	76	м-Ксилол	103
Цпклогексан	77	о-Ксилол	100
Метилциклогексан	72	Пропилбензол	99
Этилциклогексан	45	Изопропилбензол(кумол)	100
Декалин	38	1,3,5-Триметилбензол(мезитилен)	100

Бензины различногохимическогосостава по-разномуотносятсяк добавке ТЭС,т. е. обладают,как говорят,различнойприемистостьюк. ТЭС. Приемистостьк ТЭС оцениваетсячислом единиц,на котороеувеличиваетсяоктановое числоданного топлива илиуглеводородапри добавленииопределенногоколичестваТЭС по сравнениюс октановымчислом этоготоплива в чистомвиде, т. е. безантидетонатора.Наибольшаяприемистостьк ТЭС у парафиновыхуглеводородовнормальногостроения,наименьшая—унепредельныхи ароматическихуглеводородов.

Изучениедетонационнойстойкостииндивидуальныхуглеводородовпозволилоустановитьзависимостьэтого важногосвойства отхимическогостроенияуглеводородови имело большоезначение дляподбора и созданияразличныхсортов горючегодля разнообразныхдвигателей.

Выше (табл.6) приведеныоктановые числанекоторыхиндивидуальныхуглеводородов,определенныепо моторномуметоду (безТЭС).

Как видно изпредставленныхданных, октановыечисла некоторыхуглеводородовмогут оказатьсяниже 0 и выше100. В первом случаеэто означает,что их ДС ниже,чем у гептана,а во втором —выше, чем уизооктана.

При оценке ДСтоварных бензинови компонентов,имеющих октановыечисла выше 100,в качествеэталонныхтоплив используютсмеси чистогоизооктана сразличнымколичествомТЭС [68].

Для отдельныхгрупп углеводородов,входящих всостав бензиновможно сделатьследующиекраткие выводыоб их ДС.

Алканы нормальногостроения. Начинаяс пентанауглеводородыэтого рядахарактеризуютсяочень низкимиоктановымичислами, причемчем выше ихмолекулярныйвес, тем октановыечисла ниже.Существуетпочти линейнаязависимостьДС от молекулярноговеса.

Алканы разветвленногостроения(изопарафины).Разветвлениемолекул предельногоряда резкоповышает ихДС. Так, например,у октана октановоечисло —20, а у2,2,4-триметилпентана100. Наибольшиеоктановые числаотмечаютсядля изомеровс парными метильнымигруппами уодного углеродногоатома (неогексан,триптан, эталонныйизооктан), атакже у другихтриметильныхизомеров октана.

Благодарявысоким антидетонационнымсвойствамизопарафиныС₅—С₈—весьмажелательныекомпонентыбензинов.

Алкены (моноолефины}.Появлениедвойной связив молекулеуглеводородовнормальногостроения вызываетзначительноеповышениеДС по сравнениюс соответствующимипредельнымиуглеводородами.

Цикланы (нафтеновыеуглеводороды}.Первые представителирядов циклопентанаи циклогексанаобладают хорошейДС; особенноэто относитсяк циклопентану.Их приемистостьк ТЭС такжедостаточновысока. Этиуглеводородыявляются ценнымисоставнымичастями бензинов.Наличие боковыхцепей нормальногостроения вмолекулах какциклопентановых,так и циклогексановыхуглеводородов,приводит кснижению ихоктановогочисла. При этомчем длиннеецепь, тем нижеоктановыечисла. Разветвлениебоковых цепейи увеличениеих количестваповышает ДСцикланов.

Ароматическиеуглеводороды.Почти все простейшиеароматическиеуглеводородыряда бензолаимеют октановыечисла ~ 100 и выше.Ароматическиеуглеводородыи ароматизированныебензины нарядус разветвленнымиалканами—лучшиекомпонентывысокосортныхбензинов. Однакосодержаниеароматическихуглеводородовв бензинахследует ограничиватьпримерно до40—50%. Чрезмерноароматизованноетопливо повышаетобщую температурусгорания, чтовлечет за собойувеличениетеплонапряженностидвигателя, атакже можетвызвать такназываемоекалильноезажигание—самопроизвольноевоспламенениерабочей смесиза счет раскаленныхчастичек нагара.Это очень вредноеявление, котороеможет вызватьаварийноеповреждениедвигателя.

Итак, основнымкачественнымпоказателемкарбюраторныхтоплив являетсяих высокаядетонационнаястойкость.Лучшие сортаавтомобильныхбензинов должныиметь октановыечисла по исследовательскомуметоду 93—98 пунктов.

Помимо высокойДС к карбюраторнымтопливампредъявляютсяследующиеосновные требования.

Фракционныйсостав топливадолжен обеспечиватьего хорошуюиспаряемость,легкий запускдвигателя дажепри низкихтемпературах,быстрый прогревдвигателя ихорошую егоприемистостьк переменамрежима. Поэтомуважнейшимтехническимпоказателембензинов икеросиновявляются данныестандартнойразгонки, прикоторой отмечают:температуруначала кипения;температуры,при которыхотгоняются10, 50, 90 и 97,5 объемн. %от загрузки;остаток (в %) ииногда конецкипения. 10%-наяточка определяетпусковые свойстватоплива, 50%-наяточка быстротупрогрева двигателя,90%- и 97,5%-ные точкии конец кипенияхарактеризуютполноту испаренияи равномерноераспределениетоплива поцилиндрам [15].

Топливо недолжно образовыватьгазовых пробокв топливоподающейсистеме. Дляобеспеченияэтого требованияв бензинахконтролируетсядавление насыщенныхпаров при 38° С,которое недолжно превышать360 мм рт. ст. дляавиационныхбензинов, 500 ммрт. ст. для летнихсортов и 700 ммрт. ст. для зимнихсортов автомобильныхбензинов.

Топливо должнобыть химическистабильными не содержатьсмол. Бензинытермическогокрекинга икоксованиясодержат непредельныеуглеводороды,склонные прихранении окислятьсяи полимеризоваться.Этот процессполучил названиесмолообразования.Выпадение смолрезко ухудшаетэксплуатационныесвойства топлив,способствуетотложениюнагаров в цилиндрахдвигателейи на клапанах.Для повышенияхимическойстабильноститоплив вторичногопроисхожденияк ним добавляютсяантиокислительныеприсадки(ингибиторы).Применениеантиокислителейпозволяетзначительнозатормозитьреакции окисления.Это имеет большоепрактическоезначение, таккак позволяетувеличитьсроки хранениятоплив. В качествеантиокислителейпредложеноочень многоразнообразныхорганическихвеществ. Срединих фенолы,полифенолы,алкилфенолы,аминофенолыи др. К наиболеераспространеннымантиокислительнымприсадкам,добавляемымк бензинам икеросинам,относятся:

древесно-смольныйантиокислитель(ДСА), представляющийсобой смесьполифенолови их диметиловыхэфиров; ДСАдобавляетсяк автомобильнымбензинам вколичестве0,05—0,15% почти навсех нефтеперерабатывающихзаводах СССР;
ФЧ-16—смесьполифеноловиз каменноугольнойсмолы. Этотингибиторвыпускаетсяс 1968 г. и рекомендуетсяк применениюв количестве0,05—0,065%;
синтетическиеингибиторы2,4-диметил-б-трег-бутилфенол(топанол А) (I),2,6-ди-трег-бутил-4-метилфенол(ионол, топанол0) (II), п-оксидифениламин(ПОДФА) (III), добавляемыев тысячныхи сотых доляхпроцента:

числу наиболеесильнодействующихантиокислителейпринадлежиттакжеN,N’-ди-втор-бутил-п-фенилендиамин(ФДА):

Механизм действияантиокислителейв общем видезаключаетсяв том, что молекулыприсадки обрываютцепные реакцииокисления.

О химическойстабильноститоплив судятлибо по содержаниюфактическихсмол (в мг на100 мл), либо подлительностииндукционногопериода (в мин).

ндукционнымпериодомназываетсявремя (в мин],в течение которогобензин в условияхиспытания вбомбе под давлением7 кгс/см²кислорода при100° С практическине поглощаеткислорода.Об этом судятпо кривой давлениякислорода вбомбе во времяиспытания. Поокончаниииндукционногопериода скоростьокисления резковозрастает,кислород начинаетрасходоваться,а давление вбомбе снижаться.Нормами наавтомобильныебензины длительностьиндукционногопериода установленадля разныхсортов от 450 до900 мин.

4. Топливо недолжно вызыватькоррозии деталейдвигателя. Этоконтролируютпо следующимнормируемымпоказателямкачества:кислотность,общее содержаниесеры, содержаниеводорастворимыхкислот и щелочей(должны отсутствовать),присутствиеактивных сернистыхсоединений(испытание поизменению цветаповерхностимедной пластинки).

5. Авиационныетоплива недолжны застыватьи выделятькристаллыпри температуревыше —60° С.

Физико-химическиесвойства бензиновдолжны соответствоватьтребованиямГОСТ 2084-77, представленнымв табл. 7.

Физико-химическиесвойства бензинов.Таблица 7

№ п/п	Наименованиепоказателей	Значениедля марки							Метод испытания
		А-72	А-76			АИ-93	АИ-95
		а	а		б	а	б	а
		ОКП-02 5112 0401	ОКП-25112 0501		ОКП-25112 0502	ОКП-25112 0601	ОКП-25112 0602	ОКП-25112 0300
1.	Детонационнаястойкость –октановоечисло:
	по моторномуметоду	72	76		76	85	85	85	ГОСТ 511-82
	по исследовательскомуметоду	не нормируется				93	95	95	ГОСТ 8226-82
2.	Концентрациясвинца, г/дм³	0,013		0,013	0,17	0,013	0,37	0,013	ГОСТ 2177-82
3.	Фракционныйсостав летнего/зимнего:
	начало кипения	35/-		35/-	35/-	35/-	35/-	30/-
	10%	70/55		70/55	70/55	70/55	70/55	75/55
	50%	115/100		115/100	115/100	115/100	115/100	120/100
	90%	180/160		180/160	180/160	180/160	180/160	180/160
	конец кипения	195/185		195/185	195/185	195/185	195/185	205/195
	остаток,%	1,5		1,5	1,5	1,5	1,5	1,5
	остатоки потери, %	4,0		4,0	4,0	4,0	4,0	4,0
4.	Давлениенасыщенныхпаров бензина,кПа (мм.рт.ст.):
	летнего	66,7 (500)
	зимнего	66,7-93,3 (500-700)
5.	Кислотность,мг КОНна 100 см³	3,0		1,0	3,0	0,8	3,0	2,0	ГОСТ 11362-76
6.	Концентрацияфактическихсмол, мгна 100 см³бензина:
	на местепроизводства	5,0		3,0	5,0	-	5,0	5,0	ГОСТ 1567-83
	на местепотребления	10,0		8,0	10,0	5,0	7,0	-
7.	Индукционныйпериод бензинана месте производства,мин	600		1200	900	1200	900	900	ГОСТ 19121-73
8.	Массоваядоля серы, %	0,10		0,10	0,10	0,10	0,10	0,10
9.	Испытаниена меднойпластинке	выдерживает							ГОСТ 6321-92
10.	Водорастворимыекислоты и щелочи	отсутствие							ГОСТ 6307-75
11.	Механическиепримеси и вода	отсутствие
12.	Цвет	-		-	желтый	-	оранж	-	визуально
13.	Плотностьпри 20С,кг/м³	не нормируется							ГОСТ 3900-85
14.	Тяжелыеуглеводороды	отсутствие

Примечание:

Для городови районов, атакже предприятий,где Главнымсанитарнымврачом запрещеноприменениеэтилированныхбензинов,предназначаютсятолько неэтилированныебензины.
Допускаетсявырабатыватьбензин, предназначенныйдля примененияв южных районах,со следующимипоказателямипо фракционномусоставу:

10% перегоняетсяпри температурене выше 75С;
50% перегоняетсяпри температурене выше 120С,

Для бензинов,изготовленныхс применениемкомпонентовкаталитическогориформинга,допускаетсятемператураконца кипениябензина летнеговида – не выше205С, бензиназимнего вида– не выше 195С.
Автомобильныеэтилированныебензины, предназначенныедля экспорта,изготовляютбез добавлениякрасителя.Допускаетсябледно-желтаякраска. Концентрация свинца в нихне должна превышать0,15 г/дм³. Массоваядоля меркаптановойсеры по ГОСТ17323-71 – не более0,001%.

Физико-химическиепоказатели,которыми обладаетбензиноваяфракция получаемаяна установкепервичнойпереработкинефти и получениябитума представленыв табл. 8.

1.2.2.Дизельноетопливо

Дизельноетопливо—длядвигателейс зажиганиемот сжатия. Вэту подгруппувходят следующиевиды топлив:

Топливо длябыстроходныхдизелей фракционногосостава примерно180—350°С. Выпускаютсямарки ДА и А(арктические),АЗ и 3 (зимние),ДЛ и Л (летние),ДС и С (специальные).Они различаютсяпо температурезастывания(—60—10 °С)и содержаниюсеры.

Топливо моторноедля среднеоборотныхи малооборотныхдвигателей.Две марки ДТ,ДМ.

Топливо длятепловозныхи судовых двигателейследующихмарок: ТЗ (зимнее),ТЛ (летнее). Пофракционномусоставу этоболее высококипящиефракции (50%—275—290°С; 98%—340— 360°С).

Физико-химическаяхарактеристикабензиновойфракции. Таблица8

№ п/п	Наименованиепоказателя	Значение
1.	Детонационнаястойкость –октановоечисло:
1.	по исследовательскомуметоду	62
2.	Концентрациясвинца, г/дм³	-
3.	Фракционныйсостав летнего/зимнего:
	начало кипения	35
	10%	76
	50%	120
	90%	163
	конец кипения	185
	остаток,%	1,02
	остатоки потери, %	3,5
4.	Давлениенасыщенныхпаров бензина,кПа (мм.рт.ст.):	(323)
5.	Кислотность,мг КОНна 100 см³	0,5
6.	Концентрацияфактическихсмол, мгна 100 см³бензина	-
7.	Индукционныйпериод бензинана месте производства,мин	600
8.	Массоваядоля серы, %	0,04
9.	Испытаниена меднойпластинке	выдерживает
10.	Водорастворимыекислоты и щелочи	-
11.	Механическиепримеси и вода	-
12.	Цвет	желтый
13.	Плотностьпри 20С,кг/м³	732
14.	Тяжелыеуглеводороды	-

Котельноетопливо —флотские итопочные мазуты(марки ф5, ф12, 40, 100,200) и топливо длялокомотивныхгазотурбинныхдвигателей.Они различаютсяпо вязкостии температурезастывания.

В 1970 г. были впервыеутвержденытакже техническиеусловия напечное топливодля битовыхи техническихцелей (маркиА, Б, В). Их примерныйфракционныйсостав 100—300—360°С.

К группе топливследует отнеститакже горючиегазы. Их классифицируютследующимобразом:

газ для коммунально-бытовогопотребления;
газы сжатыедля газобаллонныхавтомобилей;
газы углеводородныесжиженныетопливные(пропан технический,бутан технический,смесь пропанаи бутана).

Эксплуатационныесвойства дизельныхтоплив. Вдвигателяхвнутреннегосгорания своспламенениемот сжатия,называемыхдизелями,четырехтактныйрабочий процесспротекаетнесколькоиначе, чем вдвигателяхс зажиганиемот искры[15]. В дизельномдвигателе впервых двухтактах засасываетсяи сжимаетсячистый воздух.Температуравоздуха в концехода сжатиядостигает550—650° С, а давлениевозрастаетдо 40 ат. В концехода сжатияв сжатый и нагретыйвоздух впрыскиваетсяв течениеопределенноговремени подбольшим давлениемпорция топлива.Мельчайшиекапельки топливапереходят впарообразноесостояние ираспределяютсяв воздухе. Черезопределенныйвесьма незначительныймомент временитопливо самовоспламеняетсяи полностьюсгорает. Времямежду началомвпрыска ивоспламенениемтоплива называетсяпериодом задержкисамовоспламенения.В современныхбыстроходныхдвигателяхэтот периодне более 0,002 сек.В результатесгорания топливадавление газовдостигает60—100 ат. Весьмаважным дляобеспеченияплавной, нормальнойработы двигателяявляется скоростьнарастаниядавления газов.Из практикиизвестно, чтоэта скоростьне должна превышать5 ат на 1° углаповорота коленчатоговала. В противномслучае двигательначинает стучать,работа егостановится«жесткой», анагрузка наподшипникичрезмерной.Появлениестуков и жесткаяработа двигателятесно связаныс длительностьюпериода задержкисамовоспламенения.Чем продолжительнееэтот период,тем большееколичествотоплива успеетпоступить вцилиндр двигателя.В результате—одновременноевоспламенениеповышенногоколичестватоплива приводитк взрывномухарактерусгорания, идавление газовбудет нарастатьскачкообразно.В двух последующихтактах: рабочийход и выхлоп—происходитрабочее расширениегазов и освобождениецилиндра двигателяот продуктовсгорания.

В качестветоплива длябыстроходныхдизелей применяютсякеросиногазойлевыефракции нефти.Для тихоходныхи стационарныхдвигателейэтого типа смалым числомоборотов применяетсяболее тяжелоетопливо типамазутов.

Наиболее существенноеэксплуатационноесвойство дизельныхтоплив—ихспособностьбыстро воспламенятьсяи плавно сгорать,что обеспечиваетнормальноенарастаниедавления имягкую работудвигателя безстуков. Воспламенительныесвойства топливзависят от иххимическогои фракционногосостава. Очевидно,что это, в первуюочередь, связанос температуройсамовоспламенениякомпонентовтоплива. Известно,например, чтоароматическиеуглеводородыимеют оченьвысокие температурывоспламенения(500—600° С). Ясно, чтосильноароматизованныепродукты неприемлемыв качестведизельноготоплива. Наоборот,парафиновыеуглеводородыимеют самыенизкие температурысамовоспламенения,и дизельныетоплива изпарафинистыхнефтей обладаютхорошимиэксплуатационнымисвойствами.

Оценка воспламенительныхсвойств углеводородови топлив, также как и детонационнойстойкостибензинов, проводитсяметодом сравненияна лабораторныхиспытательныхустановкахс эталоннымитопливами.

По аналогиис октановымичислами дляоценки моторныхсвойств дизельныхтоплив принятыцетановыечисла.

Цетановымчислом называетсясодержание(в объемн. %) цетанав смеси с-метилнафталином,эквивалентнойпо самовоспламеняемостииспытуемомутопливу, присравнениитоплив в стандартныхусловиях испытания[14].

Цетановое числосамого цетана(гексадекана)С₁₆Н₃₄ приняторавным 100, а-метилнафталина—0.Определениецетановыхчисел проводитсяна стандартнойодноцилиндровойустановке сдизельнойголовкой потак называемомуметоду совпадениявспышек. Цетановыечисла дизельныхтоплив нормируютсяв интервале40—50 ед.

Цетановое числохарактеризуетне тольковоспламенительныесвойства, оноотражает инекоторыедругие эксплуатационныекачествадизельноготоплива: чемвыше цетановоечисло дизельноготоплива, темлучше его пусковыесвойства, темменее длителенпериод задержкисамовоспламенения,больше полнотасгорания топлива,меньше задымленностьвыхлопных газови склонностьтоплива котложениямнагаров в камересгорания и вфорсунках.

Самые низкиецетановые числахарактерныдля ароматическихуглеводородов,особеннобициклических.Цикланы и бицикланызанимаютпромежуточноеположение.Наибольшимицетановымичислами обладаюталканы нормальногостроения.Разветвлениемолекул алкановприводит кзначительномуснижению цетановыхчисел. Введениедвойной связив молекулууглеводородатакже вызываетпонижениецетановогочисла.

Характеристикадизельноготоплива. Таблица9

№ п/п	Наименованиепоказателей	Нормадля марки ДТ поГОСТ 305-82			ПродукцияЦППНиПБ
№ п/п	Наименованиепоказателей	дизтопливолетнее	дизтопливозимнее	дизтопливо	ПродукцияЦППНиПБ
1.	Цетановоечисло	45	45	45	45
2.	Фракционныйсостав:
	50% перегоняетсяпри температуре,С	280	280	255	247
	96% перегоняетсяпри температуре,С	360	340	330	331
3.	Вязкостькинематическаяпри 20С,сСт	3,0-6,0	1,8-5,0	1,5-4,0	3,64
4.	Температуразастываниядля умеренной/холоднойклиматическойзоны, С	-10/-	-35/-45	-/-55	-38
5.	Температурапомутнениядля умеренной/холоднойклиматическойзоны, С	-5/-	-25/-35	-/-	-27
6.	Температуравспышки в закрытомтигле для судовыхдизелей/длядизелей общегоназначения,С	62/40	40/35	35/30	37
7.	Массоваядоля серы втопливе видI/видII	0,2/0,5	0,2/0,5	0,2/0,4	0,28
8.	Содержаниесероводорода	отсутствует
9.	Массоваядоля меркаптановойсеры, %	0,01	0,01	0,01	-
10.	Испытаниена меднойпластинке	выдерживает
11.	Содержаниеводорастворимыхкислот и щелочей	отсутствует
12.	Содержаниемех. примесей	отсутствует
13.	Содержаниефактическихсмол на 100 млтоплива, мг	0,40	0,30	0,30	-
14.	Кислотностьмг КОНна 100 мл	5	5	5	2,81
15.	Йодное числог. йодана 100 млтоплива	6	6	6	0,02
16.	Зольность,%	0,01	0,01	0,01	0,015
17.	Коксуемость10% остатка, %	0,20	0,30	0,30	-
18.	Коэффициентфильтруемости	3	3	3	-
19.	Содержаниеводы	отсутствует.
20.	Плотностьпри 20С	860	840	830	833
21.	Предельнаятемпературафильтруемости,С	5	-	-	-

К другим важнымэксплуатационнымсвойствамдизельныхтоплив длябыстроходныхдизелей относятсяих фракционныйсостав, вязкость,температуразастывания,коксуемость,содержаниесеры; кислотность,содержаниеводы и механическихпримесей. Всеэти показателиподбираютсяв таких пределах,чтобы обеспечитьнормальнуюбесперебойнуюподачу топливав двигатель,полноту сгорания,уменьшениенагарообразованияи отсутствиекоррозии.Особенно большоезначение имееттемпературазастывания,варьирующаяот —10 °С длялетних сортовдо —60 °С дляарктическогосорта, и содержаниесеры, котороене должно превышать0,2% Для всех марок.

Физико-химическиесвойства дизельноготоплива должнысоответствоватьтребованиямГОСТ 305-82. Данныепо ГОСТ и производимогодизельноготоплива приведеныв табл. 9.

1.2.3.Смазочныеи специальныемасла.

В эту вторуюосновную группувключены жидкиедистиллятныеи остаточныенефтепродуктыразличнойвязкости истепени очистки,предназначенныедля обеспеченияжидкостнойсмазки в различныхмашинах имеханизмах,а также нашедшихразнообразноетехническоеприменениево многих отрасляхпромышленности[16].

Смазочныемасла. Смазочныемасла подразделяютсяна следующиеподгруппы:

индустриальныемасла;
масла турбинные,компрессорныеи для паровыхмашин;
моторные масла;
трансмиссионныемасла.

Индустриальныемасла предназначеныдля смазкистанков, механизмови машин, работающихв разнообразныхусловиях и сразличнойскоростью инагрузкой. Повеличине вязкостиих подразделяютна легкие (₅₀= 4  8,5 сст),средние (= 12  50 сст)и тяжелые (₁₀₀= 9  36 сст).Для различныхмашин и механизмоввыпускаетсяболее 30 марокиндустриальныхмасел: велосит,вазелиновоемасло, масладля холодильныхмашин (ХА, ХА-23,ХА-30, ХФ12-18, ХФ22-24,ХФ22с-16), веретенныеи машинные(марки по вязкостипри 50 °С: 12, 20, 30, 45, 50), маслаиндустриальныеселективнойочистки (маркипо вязкостипри 50 °С: ИС-12, ИС-20,ИС-30, ИС-45, ИС-50),сепараторныеЛ и Т, авиационноеМС-20С. масло дляпрессов и прокатныхстанов П-28, приборноеМВП и др.

Масла турбинные,компрессорныеи для паровыхмашин. В этуподгруппувключены масла,работающиев тяжелых условияхнагрузки,повышеннойтемпературыи воздействияводы, пара ивоздуха.

Турбинные маслапредназначеныдля смазки иохлажденияподшипниковпаровых и водяныхтурбин и длязаполнениясистем регулированияпаровых турбогенераторов.Они должны бытьстабильныпротив окисленияи обладатьбыстрой скоростьюдеэмульгацни(8 мин). Выпускаютсяследующие маркипо вязкостипри 50 °С: 22м, 22(л),30(УТ), 46(Т), 57 (турборедукторное).

Компрессорныемасла предназначеныдля смазкицилиндров,клапанов идругих движущихсячастей воздушныхкомпрессорови воздуходувок.Это высоковязкие,стабильныепротив окислениямасла. Выпускаютсядве марки связкостью при100 °С: 12(М) и 19(Т).

Масла для паровыхмашин (цилиндровые)выпускаютсядля смазкицилиндровпаровых машин,работающихна насыщенноми перегретомпаре. Маслацилиндровыес вязкостьюпри 100 °С 11 и 24 сCт(цилиндровое2 и вискозин)—длямашин с насыщеннымпаром, тяжелыецилиндровыемасла вапор(₁₀₀ = 36 сCт)и цилиндровое6 (₁₀₀ = 52 сCт)—для машинс перегретымпаром. Выпускаютсятакже судовоемасло и маслодля судовыхгазовых турбин.

Моторные масла— в эту подгруппувключенымногочисленныесорта масел,применяемыхдля смазкидвигателейвнутреннегосгорания. Ониподразделяютсяна авиационные,автотракторныеи дизельные.Обозначениеразличных марокмоторных маселбазируетсяна следующихпринципах.Первая большаябуква, в данномслучае «М»,указывает наподгруппу,цифры обозначаютвязкость вест при 50 или100 °С, буквы п—маслос отечественнойприсадкой, и— с иностранной.Буквы С и К указываютна селективнуюили кислотнуюочистку. БуквыЛ, 3, С—летнее,зимнее, северноемасло.

Сравнительнонедавно принятановая индексациядля марок моторныхмасел (табл.10).

Индексациямоторных масел.Таблица 10

Вязкость при100 °С, ест	Маркимасел по группам^⁴
Вязкость при100 °С, ест	А	Б	В	Г	Д	Е
6±1,0	—	М6Б	М6В	—	—	—
8±1,0	—	М8Б	М8В	М8Г	—	—
10±2,0	М10А	М10Б	М10В	М10Г	—	—
12±1,0	—	М12Б	М12В	М12Г	М12Д	—
14±1,0	—	М14Б	М14В	М14Г	МИД	М14Е
16±1,0	—	М16Б	М16В	М16Г	М16Д	М16Е
20±1,0	—	М20Б	М20В	М20Г	М20Д	М20Е

Выпускаютсяследующиемоторные масла:

Авиационные— это, как правило,остаточныемасла хорошейочистки; марки:МС-14, МС-20, МК-22; здесьцифры обозначаютвязкость (вест) при 100 °С;

Автотракторные(автолы) — в основномдистиллятныемасла, селективнойочистки и сприсадками,марки: АСп-6 (М6Б),АСП-10 (М10Б), АКЗп(М6Б), АКЗп-10 (М10Б;АКп-10 (М10Б), АК-15(тракторное);

Автомобильные— фенольнойселективнойочистки, марки:АС-6 (М6Б), АС-8 (МВБ),АС-10 (М10Б);

Дизельные —Дп-8, Д-11, Дп-11, Дп-14 ифенольнойселективнойочистки: ДС-8(М8Б), ДС-10 (М10Б); длямощных быстроходныхдизелей—маслоМТ-1бп.

Трансмиссионныемасла предназначеныдля смазкитрансмиссийавтомобилейи тракторов,для зубчатыхи гипоидныхпередач, рулевогоуправленияи для различныхгрубых механизмов.Все эти масланеочищенные,как правилоосерненныедля улучшениялипкости(маслянистости),высокой вязкости.Выпускаютсялетние, зимниеи северныемарки осевыхмасел с вязкостьюпри 50 °С от 12 до52 ест и др.

Специальные(несмазочные)масла. Этаподгруппавключает масла,предназначенныене для смазки,а для примененияв качестверабочих жидкостейв тормозныхсистемах, впароструйныхнасосах игидравлическихустройствах,а также в трансформаторах,конденсаторах,маслонаполненныхэлектрокабеляхв качествеэлектроизолирующейсреды. Сюда жеотносятсямедицинское,парфюмерное,поглотительныеи некоторыедругие масласпециальногоназначения.Ко всем этиммаслам предъявляютсятребованиявысокой очисткии в них контролируютсянекоторыеспециальныепоказателив зависимостиот условийприменения.Названия этихмасел отражаютобласть ихиспользования.Например,трансформаторныемасла (ТКп, ТК),вазелиновоемедицинское,конденсаторные,парфюмерноеи т. д.

На установкепервичнойпереработкинефти и получениябитума смазочныеи специальныемасла не производят.

1.2.4.Консистентныесмазки

Консистентныесмазки представляютсобой нефтяныемасла, загущенныемылами, твердымиуглеводородамии другимизагустителями.Эти мазе- ипастообразныенефтепродуктыпредназначеныдля смазкизакрытых, какправило тяжелонагруженных,механизмови для предохраненияразличныхизделий отвоздействияусловий внешнейсреды. Крометого, некоторыесорта используютсядля уплотнения(герметизации)различныхсистем. Этоочень обширнаягруппа нефтепродуктов,имеющая своювнутреннююклассификациюи систему обозначения(ГОСТ 3127—46). Всесмазки делятсяна два класса:универсальные(У) и специальные.Для обозначенияразнообразныхсвойств универсальныхсмазок в ихназваниях кбукве У добавляютсябуквы, указывающиена эти свойства:

Н—низкоплавкие,с температуройкаплепадениядо 65 °С;
С—среднеплавкие,с температуройкаплепадениядо 100°С;
Т—тугоплавкие,с температуройкаплепадениявыше 100°С;
М—морозостойкие,не застывающиепри —30 °С;
3—защитные (откоррозии);
К—кислотоупорные;
В—водостойкие;
А—активированные;
Р — не растворяющиерезины.

Специальныесмазки обозначаютсябуквами всоответствиис областямиприменения.Например:автотракторные—А,для предметоввооружения—В,железнодорожные—Ж,морские—М ит.п.

По своему назначениювсе смазкиделятся на:

антифрикционные,служащие дляпредотвращенияизноса (универсальные—солидолы иконсталиныи специальные—всегоболее 40 сортов);
консервационныеили защитные— пластичныеи жидкие смазкидля предохраненияметаллическихи кожаных изделий;
уплотнительные— для герметизацииразличныхсистем.

1.2.5.Парафиныи церезины

Из твердыхуглеводородов,выделяемыхиз нефти и озокерита,изготавливаютсявазелины(медицинский,ветеринарный,конденсаторный),парафин длясинтеза жирныхкислот, медицинскийпарафин, спичечныйпарафин, парафиндля пищевойпромышленности,различные маркицерезина, восковыеи пропиточныесоставы. Всетоварные сортапарафина ицерезина восновном различаютсяпо температуреплавления (от42 до 80 °С) и степениочистки.

1.2.6.Битумы

Битумы изготавливаютсяиз тяжелыхнефтяных остатковпутем их окисленияи предназначеныдля дорожногостроительства,для получениякровельныхматериаловдля гидроизоляции,электроизоляции,приготовленияасфальтовыхлаков и полиграфическихкрасок.

Нефтяные битумывыпускаютсяв жидком, полутвердоми твердом виде.Многочисленныемарки битумовотличаютсядруг от другапо температуреразмягчения,глубине погруженияиглы (пенетрации),по растяжимости(дуктильности).

Физико-химическиесвойства битумовпроизводимыхв ЦППНиПБ БНД90/130 и БН 70/30 должнысоответствоватьтребованиямГОСТ 22245-90 и ГОСТ6617-76 соответственно.Перечень показателейих значенияприведены втабл.11.

Характеристикабитума производимогов ЦППНиПБ. Таблица11

№ п/п	Наименованиепоказателя	БитумБНД 90-130 ГОСТ 22245-90	БитумБН 70-30 ГОСТ 6617-76	ПродукцияЦППНиПБ
1.	Глубинапрониканияиглы 0,1, мм
	при 25С	91-130	21-40	117
	при 0С	28	-	48
2.	Температураразмягченияпо кольцу ишару, С	не более 43	70-80	42
3.	Растяжимость,см
	при 25С	не менее 65	3,0	79
	при 0С	не менее4,0		4,06
4.	Температурахрупкости,С	не выше -17	не нормир.	-24
5.	Температуравспышки, С	более 230	более 240	298
6.	Изменениетемпературыразмягченияпосле прогрева,С	не более 5	не нормир.	3,4
7.	Индекс пенетрации	-1,0 до +1,0	не нормир.	-0,5
8.	Массоваядоля водорастворимыхсоединений,%	менее 0,30	не нормир	0,05
9.	Изменениемассы послепрогрева, %	не нормир.	менее 0,50
10.	Растворимость,%	не нормир.	99,5
11.	Массоваядоля воды	не нормир.	следы

1.2.7.Сажа

Сажа — мелкодисперсныйсыпучий углеродистыйпродукт, получаемыйна сажевыхзаводах. Основнойпотребительсажи — резиноваяпромышленность,где сажа используетсякак усилительи наполнителькаучука. Длярезиновойпромышленностивыпускаетсявосемь мароксажи. Специальныесорта сажииспользуютсяв качествепигмента дляизготовлениятипографскихкрасок.

1.2.8.Нефтянойкокс

Нефтяной коксвыпускаетсячетырех марокс содержаниемзолы от 0,6 до 0,3% исеры от 0,4 до 1,5%.Используетсяв основномдля производстваанодной массыдля выплавкиалюминия играфитированныхэлектродов[14].

1.2.9.Нефтяныекислоты и ихсоли

Нефтяные кислотыи их соли получаютсяв качествеотходов прищелочной очисткенефтепродуктов.Выпускаютсядля различноготехническогоиспользования:асидолы (ссодержаниемкислот до 50%),мылонафт (натриевыесоли нефтяныхкислот), используемыйв основном вмыловареннойпромышленности,и асидол-мылонафт.

1.2.10.Присадкик топливам имаслам

Присадки ктопливам имаслам. Присадкаминазываютсявещества, добавляемыев небольшихколичествахс целью значительногоулучшенияэксплуатационныхсвойств топливи масел [15].

В качествеприсадок применяютсамые разнообразныесинтетическиеорганическиевещества, обладающиеспецифическимисвойствами.Чаще всего этополярные,поверхностно-активныесоединения.Производствонекоторых изних будет описано.Отечественнаянефтеперерабатывающаяи нефтехимическаяпромышленностьвырабатываетболее 50 различныхмарок присадок.

1.3.Первичнаяперегонка нефти

1.3.1.Назначениепервичнойперегонки

Нефть, как ужебыло указано,представляетсобой чрезвычайносложную смесьвзаимно растворимыхуглеводородов[12]. Разделитьее нацело насоставляющиекомпонентыпрактическиневозможно,но этого дляпромышленногоприменениянефтепродуктови не требуется.В промышленнойпрактике нефтьделят на фракции,различающиесятемпературнымипределамиперегонки. Эторазделениепроводитсяна установкахпервичнойперегонки нефтис применениемпроцессовдистилляциии ректификации.

Полученныефракции служатсырьем длядальнейшейпереработкиили используютсякак товарныепродукты. Первичнаяперегонка —первый технологическийпроцесс переработкинефти. Установкипервичнойперегонкиимеются накаждом нефтеперерабатывающемзаводе.

1.3.2.Дистилляция

Дистилляциейили перегонкойназываетсяпроцесс разделениясмеси взаимнорастворимыхжидкостей нафракции, которыеотличаютсяпо температурамкипения какдруг от друга,так и от исходнойсмеси. При перегонкесмесь нагреваетсядо кипения ичастично испаряется.Получаемыепары отбираютсяи конденсируются.Перегонкойполучают дистилляти остаток, которыепо составуотличаютсяот исходнойсмеси.

Перегонка можетбыть осуществленаоднократным,многократнымили постепеннымиспарением.

При однократномиспарении втечение всеговремени нагреваниясмеси продуктовдо определеннойконечной температурыобразующиесяпары не выводятсяиз системы иостаются вконтакте сжидкостью.После того каксообщение теплазаканчивается,вся парожидкостнаясмесь выводитсяв сепаратор.Здесь образовавшиесяпары в одинприем (однократно)отделяютсяот жидкости.

При многократномосуществлениипроцесса разделениефаз производитсяв несколькоприемов. Многократноеиспарениесостоит изповторяющегосянесколько разпроцесса однократногоиспарения.Первоначальнопроисходитотделение паровот жидкости,а затем—навторой ступени—жидкаяфаза, оставшаясяпри отделениипаров в первойступени, вновьиспаряетсяи т. д.

При постепенномиспарении [12]образующиесяпары по мереих образованиянепрерывновыводятся изперегонногоаппарата.Постепенноеиспарениеприменяетсяпри лабораторнойперегонке нефтииз колбы, а впромышленнойпрактике преждеиспользовалосьпри перегонкена кубовыхустановках.

Процесс однократногоиспаренияобладаетпреимуществамиперед постепеннымиспарением.При однократномиспарениинизкокипящиефракции, перейдяв пары, остаютсяв аппарате,снижают парциальноедавление испаряющихсявысококипящихфракций, чтодает возможностьвести перегонкупри более низкихтемпературах.

При постепенномиспарении,наоборот, легкиефракции отгоняютсначала, а тяжелые—вконце. Поэтомулегкие фракции,которые превратилисьв пары и быливыведены изаппарата, невлияют на температурукипения тяжелыхфракций. Благодарявлиянию легкихфракций, применяяоднократноеиспарение,можно снизитьконец кипенияперегоняемогосырья на 50—100 °Спо сравнениюс постепеннымиспарением.

На современныхустановкахперегонка нефтипроводитсяс применениемоднократногоиспарения.

Как известно,в составе нефтиимеются углеводороды,кипящие при атмосферномдавлении винтервалетемператур400—500 °С и выше вто время кактермическаястабильностьуглеводородовсохраняетсятолько до 380—400°С. При болеевысокой температуреначинаетсяпроцесс разложения— крекингауглеводородов,причем наиболеевысококипящиеуглеводородынефти обладаютнаименьшейтермическойстабильностью[15].

Для того чтобыизбежать разложенияуглеводородов,надо понизитьтемпературуих кипения. Этодостигаетсяперегонкойнефти под вакуумом.Нефтяная фракция,выкипающаяпри атмосферномдавлении винтервалетемператур450—500 °С, может бытьперегнанапод вакуумом(остаточноедавление 20—40мм рт. ст.) при200—250 °С.

Для понижениятемпературыкипения в практикенефтепереработкиприменяют такжеперегонку сводяным паром,который снижаетпарциальноедавлениеуглеводородов.

Понизить температурукипения фракцииможно и перегонкойс инертнымгазом (азот,углекислыйгаз и т. д.). Однакоэтот методне нашел распространения,так как присутствиеинертного газаухудшает условияконденсациинефтяных фракций.На современныхустановкахпервичнойперегонки нефтиприменяютсовместноедействие пониженногодавления иввода водяногопара.

1.3.3.Ректификация

Рис. 1.Схема ректификационнойколонны:

I—холодноеорошение;II—ректификат;III—горячаяциркулирующая струя; IV—остаток;V—сырье.

ри однократномиспарениивзаимно растворимыхжидкостей ипоследующейконденсациипаров получаютдве фракции:легкую, в которойсодержитсябольше низкокипящихфракций, и тяжелую,в которой содержитсяменьше низкокнпя-щихфракций, чемв исходномсырье. Следовательно,при перегонкепроисходитобогащениеодной фазынизкокипящими,а другой—высококипящимикомпонентами.Однако достичьтребуемогоразделениякомпонентовнефти и получитьконечные продукты,кипящие в заданныхтемпературныхинтервалах,с помощью перегонкинельзя. Поэтомупосле однократногоиспарениянефтяные парыподвергаютсяректификации.

Ректификациейназываетсядиффузионныйпроцесс разделенияжидкостей,различающихсяпо температурамкипения, засчет противоточного,многократногоконтактированияпаров и жидкости,

Контактированиепаров и жидкостиосуществляетсяв вертикальныхцилиндрическихаппаратах—ректификационныхколоннах,снабженныхспециальнымиустройствами— ректификационными тарелками илинасадкой, —позволяющимисоздать тесныйконтакт междупаром, поднимающимсявверх по колонне,и жидкостью,стекающей вниз(рис. 1).

В среднюю частьв виде пара,жидкости илипарожидкостнойсмеси подаетсясырье, котороенеобходиморазделить надве части—высококипящуюи низкокипящую.В простейшемслучае исходноесырье состоитиз двух компонентов(например, бензолаи толуола, бутанаи изобутанаи др.). Однакочаще сырьепредставляетсобой многокомпонентнуюсмесь, которуюс помощьюректификациинадо разделитьна .два продукта,один из которыхсодержит восновномнизкокипящиекомпоненты,а другой —высококипящие.Зона, в которуюподается сырье,носит названиеэвапорационной,так как а нейпроисходитэвапорация— однократноеиспарениенагретой в печиили теплообменникесмеси на паровуюи жидкую фазы.В некоторыхслучаях эвапорационнаязона отделенаот колонны, иэвапорацияпроизводитсяв самостоятельномаппарате. Однакоу большинстваколонн, в частностина установкахпервичнойперегонки,однократноеиспарение иректификациясовмещаются.

Принцип работыпромышленнойректификационнойколонны аналогиченлабораторной.В работающейректификационнойколонне черезкаждую тарелкупроходят четырепотока:

жидкость—флегма,стекающая свышележащейтарелки;
пары, поступающиес нижележащейтарелки;
жидкость-флегма,уходящая нанижележащуютарелку;
пары, поднимающиесяна вышележащуютарелку.

Пары и жидкость,поступающиена тарелку, ненаходятся всостоянииравновесия,однако, вступаяв соприкосновение,стремятсяк этому состоянию.Жидкий потокс вышележащейтарелки поступаетв зону болеевысокой температуры,и поэтому изнего испаряетсянекотороеколичествонизкокипящегокомпонента,в результатечего- концентрацияпоследнегов жидкостиуменьшается.С другой стороны,паровой поток,поступающийс нижележащейтарелки, попадаетв зону болеенизкой температурыи часть высококипящегопродукта изэтого потокаконденсируется,переходя вжидкость.Концентрациявысококипящегокомпонентав парах такимобразом понижается,а низкокипящего—повышается.Фракционныйсостав парови жидкости повысоте колоннынепрерывноизменяется.Часть ректификационнойколонны, котораярасположенавыше вводасырья, называетсяконцентрационной,а расположеннаяниже ввода —отгонной. Вобеих частяхколонны происходитодин и тот жепроцесс ректификации.

С верха концентрационнойчасти .в паровойфазе выводитсяцелевой продуктнеобходимойчистоты — ректификат,а с низа — жидкость,все еще в достаточнойстепени обогащеннаянизкокипящимкомпонентом.В отгоннойчасти из этойжидкостиокончательноотпариваетсянизкокипящийкомпонент. Ввиде жидкостис низа этойчасти колоннывыводитсявторой целевойкомпонент —остаток.

Для нормальнойработы ректификационнойколонны необходимо,чтобы с верхаколонны нанижележащиетарелки непрерывностекала жидкость{флегма). Поэтомучасть готовогопродукта(ректификата)после конденсациивозвращаетсяна верхнюютарелку колонныв виде такназываемогоорошения. Сдругой стороны,для нормальнойработы колоннынеобходимо,чтобы с низаколонны вверхнепрерывноподымалисьпары. Чтобысоздать в колоннепаровой поток,часть уходящегоиз колонныостатка подогревается,испаряетсяи возвращаетсяобратно в колонну.

На рис. 1 изображенанаиболее типичнаяконструкцияректификационнойколонны. Существуюттакие колонны,в которых имеетсятолько концентрационнаячасть, когдасырье вводитсяпод нижнюютарелку колонны,или толькоотгонная, когдасырье подаетсяна верхнюютарелку.

1.3.4.Перегонканефти до мазутаи гудрона

Первичнаяперегонка нефтина трубчатыхустановкахосуществляетсяпри атмосферномдавлении и подвакуумом. Приперегонке нефтина трубчатыхустановках,работающихпри атмосферномдавлении, изнефти выделяютсветлыедистилляты—бензиновый,керосиновый,дизельный[15]. Остаткомот перегонкипри атмосферномдавлении являетсямазут—фракция,перегоняющаясявыше 330—350 °С. Этиустановкиносят названиеатмосфернаятрубчатаяустановка(АТ).

Для того чтобывыделить болеевысококипящиенефтяные фракции,мазут подвергаетсяперегонке наустановках,работающихс применениемвакуума. Остаткомот перегонкимазута являетсягудрон.

В зависимостиот общей схемынефтеперерабатывающегозавода и свойствпоступающейдля переработкинефти сооружаютсялибо установкиатмосфернойперегонки, либоустановки,сочетающиеатмосфернуюи вакуумнуюперегонку,—атмосферно-вакуултыетрубчатыеустановки(АВТ). Различныевариантытехнологическихсхем нефтеперерабатывающихзаводов рассматриваютсяв п.3.

В тех случаях,когда на заводенеобходимополучитьмаксимальноеколичествосветлых продуктов,перегонку ведутдо гудрона.Выделенныеиз мазута темныедистиллятныефракции и гудронзатем перерабатываютс применениемразличныхтехнологическихпроцессов,направленныхна получениеболее легкихнефтепродуктов(крекинг, коксованиеи Др.). Перегонкудо гудронапроводят и втом случае,если на заводеорганизуетсяпроизводствонефтяных масел,кокса, битума.Если же длянужд близлежащихрайонов требуетсяполучить максимальноеколичествокотельноготоплива, тоограничиваютсяперегонкойдо мазута.

1.3.5.Ассортиментпродуктоватмосферныхи атмосферно-вакуумныхпроцессов

В результатепервичнойперегонки нефтипри атмосферномдавлении получаютсяследующиепродукты[12].

Сжиженныйуглеводородныйгаз, состоящийв основном изпропана и бутана.Количествопродукта зависитот того, насколькоглубоко быластабилизировананефть на промысловыхустановках.При переработкенефти с большимсодержаниемгаза пропан-бутановаяфракция выводитсяс перегоннойустановки нетолько в жидком,но и в газообразномвиде. Послеочистки отсернистыхсоединенийпрямогонныйсжиженный газможет использоватьсякак бытовоетопливо. Углеводородныйгаз являетсятакже сырьемгазофракционирующихустановок.
Бензиноваяфракция. Перегоняетсяв пределах30—180 °С. Используетсяв качествекомпонентатоварногоавтобензина,как сырье установоккаталитическогориформинга.Узкие фракциипрямогонногобензина, полученныена установкахи блоках вторичнойперегонки,являются сырьемдля выработкииндивидуальныхароматическихуглеводородов—бензола,толуола, ксилолов.
Керосиноваяфракция. Перегоняетсяв пределах120—315 °С, в зависимостиот того, длякакой целиприменяетсякеросин: в качестветоплива реактивныхавиационныхдвигателей,для освещенияили как горючеедля тракторныхкарбюраторныхдвигателей.Керосиноваяфракция нуждаетсяв очистке отсернистыхсоединений,которую проводятна специальныхустановкахгидроочистки.
Дизельнаяфракция. Перегоняетсяв пределах180—350 °С. Ранеедизельнуюфракцию называлиатмосфернымгазойлем. Фракцияиспользуетсякак топливодля дизельныхдвигателей,установленныхна автомобилях,тракторах,тепловозах,судах морскогои речного флота.Дизельнаяфракция, полученнаяиз сернистыхнефтей, нуждаетсяв очистке отсеры, котораяпроводитсяс применениемгидрогенизационногометода.
Мазут. Перегоняетсяпри температуревыше 350 °С. Используетсяв качествекотельноготоплива, являетсясырьем установоктермическогокрекинга.

Ассортиментпродуктоввакуумнойперегонкимазута зависитот выбранноговарианта переработкинефти. Существуютдве схемыперегонкимазута: маслянаяи топливная.При маслянойсхеме получаютнесколькофракций—вакуумныхдистиллятов,при топливной— одну [12].

Число вакуумныхдистиллятовпри маслянойсхеме перегонкимазута определяетсятипом перерабатываемойнефти.

Согласно существующейв настоящеевремя схемеполучениямасел из восточныхнефтей, на установкахпервичнойперегонкиследует получатьтри вакуумныхдистиллята:

легкий (фракция300— 400 °С),
средний (фракция400—450 °С),
тяжелый (фракция450— 500 °С).

Каждый из дистиллятовзатем подвергаетсяочистке, очищенныепродукты смешиваютсяв различныхсоотношениях.В зависимостиот рецептурысмеси получаюттот или инойсорт масел.

Вакуумныйдистиллят,вырабатываемыйпри топливнойсхеме переработкимазута, перегоняетсяпри 350—500°С и используетсякак сырьекаталитическогокрекинга илигидрокрекинга.Эту фракциюиногда называютвакуумнымгазойлем.

6. Гудрон—остатокот перегонкинефти, перегоняетсяпри температуревыше 500 °С. Это— высоковязкийпродукт, застывающийпри 30—40 °С. Ониспользуетсякак сырье установоктермическогокрекинга, коксования,для производствабитума и высоковязкихмасел.

1.4.Технологическиесхемы установокпервичнойперегонки нефти

1.4.1.Типыустановок

Атмосферныеи вакуумныетрубчатыеустановкисуществуютнезависимодруг от другаили комбинируютсяв составе однойустановки.Существующиеатмосферныетрубчатыеустановкиподразделяютсяв зависимостиот их технологическойсхемы на следующиегруппы [15]:

установки соднократнымиспарениемнефти;
установкис двукратнымиспарениемнефти;
установки спредварительнымиспарениемлегких фракций.

Принципиальнаясхема установкис однократнымиспарениемприводитсяна рис. 2. Нефтьиз промежуточногопарка илинепосредственнос установкиЭЛОУ забираетсясырьевым насосоми пропускаетсячерез теплообменникии трубчатуюпечь в ректификационнуюколонну. Вэвапорационномпространствепроисходитоднократноеиспарениенефти. Парынефти затемразделяютректификациейна целевыефракции, а изжидкости такжес применениемпроцесса ректификацииудаляют легкокипящиефракции.

Рис. 2.Схема атмосфернойперегонки соднократнымиспарениемнефти:

I—нефть;II—газ;III—бензин; IV— керосин;V—дизельнаяфракция; VI—мазут; VII—вода.

хема установкис двукратнымиспарениемприводитсяна рис. 3. Нагретаяв теплообменникахнефть подаетсяв так называемуюотбензинивающуюректификационнуюколонну, гдепроисходитиспарениенефти. Количествообразующихсяпаров невелико,поскольку нефтьнагрета толькодо 200—220°С. В парахв основномсодержатсялегкие бензиновыефракции. Наректификационныхтарелкахотбензинивающейколонны бензинотделяетсяот более тяжелыхфракций и ввиде паровуходит из колонны.Вместе с парамибензина удаляютсяпары воды,поступившейна установкуАТ с нефтью, игазы.

Полуотбензиненнуюнефть забираютнасосом и черезтрубчатую печьподают в основную,атмосфернуюколонну, гдепроисходитповторноеиспарение нефтии ректификацияпаров с выделениемтяжелого бензина(смешиваемогозатем с бензином,получаемымв отбензинивающей колонне), керосиновой и дизельнойфракции. Остаткомявляется мазут.

Рис. 3.Схема атмосфернойперегонки сдвукратнымиспарением:

I—нефть;II—газ:III—бензин;IV— керосин;V—дизельнаяфракция;VI—мазут.

ромежуточноеположениезанимает схемас предварительным испарением(рис. 4). Нефть наустановкахэтого типапосле теплообменниковпоступает впредварительныйиспаритель(эвапоратора—полыйцилиндрическийаппарат, гдепроисходитоднократноеиспарение иот нефти отделяютсяпары легкихфракций. Жидкаячасть подаетсячерез печь вректификационнуюколонну. Сюдаже поступаютпары легкихфракций изэвапоратора.

Испарение приэтой схемепроисходитдважды, а ректификацияпроводитсясовместно длявсех отгоняемыхфракций, каки по схеме соднократнымиспарением.

Достоинствомсхемы с однократнымиспарениемявляется то,что легкие итяжелые фракциииспаряютсясовместно. Этоспособствуетболее глубокомуотделениютяжелых компонентовпри относительнонизких (300—325°С)температурахподогреванефти. Установкиоднократногоиспарениякомпактны,имеют малуюпротяженностьтрубопроводов,требуют меньше,чем другиеустановки,топлива. Недостаткисхемы с однократнымиспарениемследующие:

при перегонкенефтей с повышенным(выше 15%) содержаниембензиновыхфракций значительноувеличиваетсядавлениев теплообменникахи трубах печногозмеевика, чтоприводит кнеобходимостиприменятьболее прочнуюи металлоемкуюаппаратуру,увеличиватьдавление влинии нагнетаниясырьевогонасоса;
если на перегонкуподается нефть,из которойплохо удаленавода, то этотакже приводитк повышениюдавления впечи и можетвызвать повреждениефланцевыхсоединенийпечных труб;
если перегоняемаянефть недостаточнохорошо обессолена,то при ее нагревев трубах печибудут отлагатьсяминеральныесоли, из-за этогопроисходятместные перегревыв змеевикахпечей, что вконечном итогеможет приводитьк аварии—прогарутруб;
при переработкесернистых иплохо обессоленныхнефтей необходимозащищать откоррозии мощнуюосновную колонну,что приводитк повышениюрасходавысоколегированной стали и цветныхметаллов.

Рис. 4. Схемаатмосфернойперегонки спредварительнымиспарениемнефти:

I—нефть;II—газ;III—бензин;IV—керосин;V— дизельнаяфракция; VI—мазут;VII—вода.

ри двукратномиспарениигаз, вода изначительнаячасть бензинаудаляются изнефти до еепоступленияв печь. Этообстоятельствооблегчаетусловия работыкак печи, таки основнойректификационнойколонны и являетсяосновнымпреимуществомсхемы с двукратнымиспарением.Схема с двукратнымиспарениемособенно удобнав тех случаях,когда частопроисходитизменение типаперерабатываемойнефти. На установкахдвукратногоиспаренияустраненынедостатки,характерныедля установокоднократногоиспарения.

Однако, чтобыдостичь такойже глубиныотбора дистиллятов,как при однократномиспарении,нефть на установкахдвукратногоиспаренияприходитсянагревать доболее высокойтемпературы(360—370 °С). На установкес двукратнымиспарениемудваиваетсяколичестворектификационныхколонн, загрузочныхнасосов, растутразмеры конденсационнойаппаратуры.

Преимуществомсхемы с предварительнымиспарениемявляетсявозможностьснизить давлениев печи, благодарятому, что вэвапоратореотгоняютсялегкие фракции.Недостатоксхемы—увеличениеразмеров основнойколонны, посколькувсе пары, отделенныев эвапораторенаправляютсяв ту же колонну,что и пары,полученныев печи.

На установкахи блоках вакуумнойперегонки такжеприменяютсясхемы однократногои двукратногоиспарения (рис.5).

Наиболеераспространенывакуумные блокис однократнымиспарениеммазута (рис. 5,а). Они построенына большинствеотечественныхнефтеперерабатывающихзаводов. Но,как показалопыт эксплуатации,на таких блокахне удаетсяполучить хорошоотректифицированныевакуумныедистиллятыс четкими пределамиперегонки,необходимыедля получениякачественныхмасел.

Добиться улучшениячеткости вакуумныхдистиллятовможно за счетувеличениячисла ректификационныхтарелок в вакуумнойколонне. Однакотакое решениенеприемлемо,поскольку приувеличениичисла тарелокснижаетсявакуум, повышаетсятемпературана нижних тарелкахколонны, можетпонизитьсяглубина отбораи ухудшитьсякачество дистиллятов.Более рациональныйпуть улучшениякачества вакуумныхдистиллятов— перегонкапо схеме двукратногоиспарения (рис.5, б).

Схема предусматриваетотбор в первойколонне широкоймаслянойфракции, котораяпосле повторногонагрева в печиразделяетсяво второй вакуумнойколонне нафракции с болееузкими пределамиперегонки.

При двухступенчатойвакуумнойперегонкерасходуютсядополнительныеколичестватоплива, пара,охлаждающейводы. Однакодостигаемоеулучшениекачества масляныхдистиллятов,а следовательно,и товарныхмасел компенсируетэти затраты.

1.4.2.Схемыустановок

Рис. 5. Схемывакуумнойперегонкимазута с однократным(а) и двукратнымиспарением(б):

I—мазут;II—водянойпар; III—несконденсировавшиесягазы и пары;IV, V, VI—масляные погоны;VII— гудрон.

а нефтеперерабатывающихзаводах применяютсявсе описанныевыше схемыперегонки нефтии мазута, строятсяотдельно стоящиеустановкиатмосфернойи вакуумнойперегонки,комбинированныеатмосферно-вакуумныетрубчатыеустановки.

На рис. 6 приводитсятехнологическаясхема атмосферно-вакуумнойустановкипроизводительностью1 млн. т нефтив год, рассчитаннойна переработкувосточныхсернистыхнефтей и эксплуатирующейсяна многихнефтеперерабатывающихзаводах.

Нефть из резервуаровпромежуточногопарка забираютнасосом Н-1и пропускаютдвумя потокамичерез сырьевыетеплообменники.Для предотвращениякоррозии оборудованияк нефти добавляютраствор щелочи.Первый потокнефти подогреваетсяв Т-1—фракцией180—240 °С, в Т-2—первымпогоном вакуумнойколонны, в Т-3— фракцией240—300 °С, в Т-4 — фракцией300— 350 °С, в Т-7—третьимпогоном вакуумнойколонны, вТ-8—гудроном.

Рис. 6. Технологическаясхема атмосферно-вакуумноитрубчатойустановки:

I—нефть;II—газ;III—головка стабилизации;IV—фракция н. к.—85 °С; V—фракция 85—180 °С;VI—фракция 180— 240 С;VII -фракция 240-300 °С;VIII-фракция 300-350 °С;IX-первыйпогон вакуумнойколонны (фракцияX-второйпогон вакуумнойколонны (фракция350—400 °С); XI—третийпогон вакуумнойколонны (фракция400—450 °С); XII—четвертыйпогон вакуумнойколонны(фракция450-490 °С); XIII-гудрон(фракция > 490 °С);XIV-водяной пар;XV-вола;XVI —щелочь; XV11—аммиачнаявода.

торой потокнефти проходитчерез теплообменникициркуляционногоорошения атмосфернойколонны Т-5,среднегоциркуляционногоорошения вакуумнойколонны Т-6 игудрона Т-9.После теплообменниковнефть объединяетсяв один потоки поступаетс температурой220° С в первую,отбензинивающуюколонну К-1.

Верхний продуктколонны К.-1 —пары бензиновойфракции с концомкипения 120—150°Сконденсируютсяв конденсаторе-холодильникепогружноготипа ХК-1 ипоступают врефлюкснуюемкость Е-1,откуда частьверхнего продуктанасосом Н-3возвращаетсяв К-1 в качествеорошения (флегмы),а балансовоеколичествонасосом Н-5подают настабилизациюв стабилизаторбензина К-4или выводятс установки.

В рефлюкснойемкости Е-1происходиттакже выделениегаза, которыйпоступает наустановкиатмосфернойперегонкивместе с нефтью.Вследствиеналичия газадавление врефлюкснойемкости иотбензинивающейколонне повышенное,оно составляет3—4 ат.

Отбензиненнуюнефть — нижнийпродукт К.-1 —забирают насосомН-2 и направляютв трубчатуюпечь П-1, полезнаятепловая нагрузкакоторой составляет16 млн. ккал/ч.Часть выходящегоиз печи потокавозвращаетсяв К.-1, вносядополнительноеколичествотепла, необходимоедля ректификации.

Остальная частьнагретойполуотбензиненнойнефти поступаетв основнуюатмосфернуюколонну К-2,где разделяетсяна несколькофракций. Температуранефти на входев К-2 по проектусоставляет320°С, а на практикеподдерживаетсяболее высокой—до 350°С.

Для снижениятемпературыниза колонныи более полногоизвлеченияиз мазута светлыхнефтепродуктовректификациюв К.-2 проводятв присутствииводяного пара.Пар подаетсяв нижнюю частьколонны в количестве1,5—2% в расчетена остаток.

С верха колонныК-2 уходят парыбензиновойфракции с концомкипения 180 °С, атакже водянойпар. Пары поступаютв конденсатор-холодильникХК-2, послеконденсациипродукт попадаетв емкость-водоотделительЕ-2. Отстоявшийсяот воды тяжелыйбензин забираютнасосом Н-6 иподают совместнос верхним погономК-1 в К-4. Частьбензина из Е-2возвращаетсяв К-2 в качествеострого орошения.

Из колонны К-2выводятся такжетри боковыхпогона — фракции180—240 °С, 240—300 °С и300—350 °С. Эти погоныпоступаютпервоначальнов самостоятельныесекции отпарнойколонны К-3,где из боковыхпогонов в присутствииводяного параудаляютсялегкие фракции.Освобожденныеот легких фракцийцелевые продуктыв жидком видевыводятся сустановки, апары легкихфракций возвращаютсяв К.-2. Расходводяного парасоставляет1,5—2,0% в расчетена целевойпродукт.

Фракция 180—240°Свыводится сустановки черезтеплообменникТ-1 и холодильникХ-2. Фракции240—300 и 300—350 °С такжеотдают в соответствующихтеплообменникахизбыточноетепло поступающейна установкунефти, охлаждаютсяв концевыххолодильникахи выводятсяс установки.

Для улучшенияусловий работыколонны К-2 исъема избыточноготепла в колоннепредусмотренвывод циркулирующегоорошения. Этоорошение забираетсяс 20-й тарелки,проходит черезтеплообменникТ-5 и возвращаетсяв К.-2 на 24-ю тарелку.

Остаток изатмосфернойколонны—мазут—забираютнасосом Н-4 иподают в трубчатуюпечь /7-2, имеющуюполезную тепловуюмощность 8 млн.ккал/ч. Мазут,нагретый в печидо 420 °С, поступаетв вакуумнуюколонну К-5.

В колонне К-5поддерживаетсяостаточноедавление 60 ммрт. ст., температураниза колонны—385°С. Для снижениятемпературыниза и облегченияусловий испаренияиз гудроналегких компонентовв низ К-5 вводятводяной пар.

С верха К-5 выводятводяные пары,газы разложения,воздух и некотороеколичестволегких нефтепродуктов,которые поступаютв барометрическийконденсаторА-1, где охлаждаютсяводой и частичноконденсируются.Несконденсированныегазы отсасываютсядвухступенчатымиэжекторами.

В вакуумнойколонне предусмотренотбор четырехбоковых погонов:с 16, 12, 8 и 5-й тарелок.Эти погоныотбираютсянепосредственнос тарелок. Частьпервых трехпогонов послеохлаждениявозвращаетсяв колонну вкачествециркулирующегоорошения,предназначенногодля съема избыточноготепла и улучшенияусловий ректификации.

Остаток вакуумнойколонны — гудроноткачиваетсянасосом черезтеплообменникиТ-8 и Т-9 и концевыехолодильникис установки.

На АСТ мощностью1 млн. т в годимеются такжеколонна вторичнойперегонки К-6,предназначеннаядля разделениябензина наузкие фракции,и стабилизаторК-4. Назначениестабилизатора—удалитьиз бензиналегкие углеводороды(пропан и бутан).Колонна вторичнойперегонкипредназначенадля разделениябензина нафракции н. к.—85°С и 85—180°С.

Близкую с описаннойвыше схемуимеют и болеекрупные отечественныеустановкиатмосферно-вакуумнойперегонки.

На несколькихотечественныхнефтеперерабатывающихзаводах построеныкомбинированныеустановкиобессоливанияи атмосфернойперегонкинефти, обессоливанияи атмосферно-вакуумнойперегонкимощностью в6 млн. т в год—ЭЛОУ-АТ-6(рис. 7) и ЭЛОУ-АВТ-6.

Рис. 7.Технологическаясхема комбинированнойустановкипервичнойпереработкинефти ЭЛОУ-АТ-6:

I—нефть;II—головкастабилизации;III—фракциян. к.—62°С; IV—фракция 62— 85 °С;V —фракция 85—105°С: VI —фракция 105—140 °С;VII– фракция140-180 °С; VIII— фракция180-220° С; IX-фракцля220-350 °С; Х-фракиия> 350° С; XI-войянойцар;XII-деэмуль-гатор.

Характеристикаосновных аппаратовустановок.Таблица 12

Значениявеличин	I	II
Диаметр,м
отбензинивающейколонны	5,0	3,0
атмосфернойколонны	5,0/7,0	3,8
стабилизатора	2,8/3,6	1,2
вакуумнойколонны	6,4/9,0	6,4
Поверхностьтеплообменаи подогреванефти (одногоаппарата), м²	630-800	100
Тепловаянагрузка печей,млн. ккал/ч
атмосфернойперегонки	106	16
вакуумнойпечи	34	8

Отличительнойособенностьюновых модернизированныхустановокпервичнойперегонкиявляется применениеновых, болеесовершенныхвидов оборудования.Для конденсациипаров применяютсякожухотрубчатыехолодильники-конденсаторыи конденсаторывоздушногоохлаждения,для нагреванефти—укрупненныетеплообменники.В новых установкахпервичнойперегонки учтенопыт, накопленныйпри эксплуатацииранее построенныхАТ и АВТ.

В табл. 12 приводитсяхарактеристикаосновных аппаратовустановкиЭЛОУ-АВТ-6 (I) иустановки АВТмощностью 1млн. т/год (II).

1.5.Очисткасветлых дистиллятов

Светлые нефтепродукты— карбюраторные,реактивныеи дизельныетоплива,бензины-растворители,осветительныйкеросин, полученныенепосредственноиз ректификационнойколонны установокАВТ, гидроочистки,каталитическогокрекинга идругих, еще неявляются товарнымипродуктами,так как содержатв своем составекомпоненты,ухудшающиеих эксплуатационныекачества.

Из бензинов,реактивныхи дизельныхтоплив необходимоудалить сероводород,меркаптаны,нефтяные кислоты;из крекинг-бензиновпомимо сероводородаи меркаптановудаляют диеновыеуглеводороды,из дизельныхтоплив — твердыепарафиновыеуглеводороды,из бензинов-растворйтелейи осветительныхкеросинов —ароматическиеуглеводороды.

Для удалениянежелательныхкомпонентовприменяютхимическиеи физико-химическиеметоды очистки:обработкущелочью и сернойкислотой,взаимодействиенормальныхпарафиновыхуглеводородовс карбамидом,адсорбцию.

1.5.1.Щелочнаяочистка

Щелочная очистка(защелачивание)применяетсядля удаленияиз нефтепродуктовсероводорода,низших меркаптанови нефтяныхкислот; щелочнаядоочистка —для удаленияиз нефтепродуктовследов сернойкислоты и кислыхпродуктовреакции послесернокислотнойочистки[12].

Для удалениясероводородаприменяютобычно растворедкого натраили кальцинированнойсоды Na₂CO₃.Сероводородреагируетсо щелочью поуравнениям:

2NаОН + Н₂S Na₂S+ 2H₂O

NаОН + Н₂S NaHS+ H₂O

Меркаптаныреагируют сощелочью собразованиеммеркаптидов:

RSН + NаОН RSNa + H₂O

Меркаптидыхорошо растворяютсяв щелочи и поэтомумогут бытьудалены издистиллятов.Удалению меркаптановв виде меркаптидовпрепятствуетгидролиз последних.Особенно легкоподвергаютсягидролизумеркаптидыс большиммолекулярнымвесом, поэтомущелочным методомможно удалитьтолько этил-и пропилмеркаптаны(степень извлеченияпорядка 90%). Применениевеществ, подавляющихгидролиз меркаптидов(например, метанола,органическихкислот), значительноповышает степеньочистки бензинови реактивныхтоплив отмеркаптанов.Такая очисткаполучила названиеочистки сусилителями.

Нефтяные кислотыобразуют сощелочью илисодой солинефтяныхкислот—мыла:

RСООН + NаОН RСООNa + H₂O

2RСООН + Nа₂CO₃ 2RСООNa+ CO₂+ H₂O

Соли нефтяныхкислот переходятв водный растворщелочи и, такимобразом, легкоотделяютсяот нефтепродукта.

Для щелочнойочистки светлыхнефтепродуктовобычно применяют10% раствор NаОН.Температуразащелачиваниябензинов40—50°С, керосинов60—70°С, дизельныхтоплив 80—90°С.Повышениетемпературыуменьшаетопасностьобразованияводных эмульсийи облегчаетотстой нефтепродуктаот щелочногораствора. Следыщелочи удаляютсяиз нефтепродуктаводной промывкой.

В настоящеевремя наиболеешироко распространенаполунепрерывнаясхема защелачиваниятопливныхдистиллятов.Нефтепродуктпоступаетнепрерывно,а щелочнойраствор циркулируетв системе ипериодическиобновляется.Отработанныйраствор содержит2% NаОН. Такимобразом, степеньиспользованиящелочи составляет80%.

При защелачиваниибензиновкаталитическогокрекинга конечнаяконцентрациящелочи должнабыть не меньше3,5—4%, в противномслучае наблюдаетсяповышенноесодержаниефактическихсмол вследствиенедостаточноглубокогоудаления сернистыхсоединенийпри защелачивании.

Качество очисткиконтролируютспециальнойпробой на коррозиюмедной пластинки.Как толькоочищаемыйпродукт перестанетвыдерживатьэту пробу,отработанныйщелочной растворполностьюзаменяют свежим.

Расход щелочизависит какот конечнойконцентрациищелочи в отработанномрастворе, таки от содержаниясернистых иликислородныхсоединенийв очищаемомпродукте. Дляпрямогонногобензина расходсоставляет0,32 кг/т.

Технологическаясхема. Рассмотримдля примерасхему защелачиваниякеросиновогодистиллята(рис. 25).

Рис. 8. Технологическаясхема защелачиваниякеросиновогодистиллята:

I—керосин;II—10%раствор едкогонатра; III—вода;IV—сернисто-щелочныестоки; V —очищенныйкеросин.

чищаемыйдистиллятпоступает наприем насосаН-1 из керосиновойсекции отпарнойколонны технологическойустановки. Понагнетательнойлинии продуктпоступает винжектор И-1,посредствомкоторого создаетсяциркуляциящелочногораствора исмешение егос продуктом.Из инжектораИ-1 смесь попадаетв отстойникЕ-1, где разделяетсяна 2 слоя — щелочнойи углеводородный.Далее керосинсмешиваетсяс водой в инжектореИ-2 и направляетсяв отстойникЕ-2, где отделяетсяот промывнойводы. Окончательноеотделениеследов щелочии воды происходитв электроосадителеА-1.

1.5.2.Осушкасветлых нефтепродуктов

Одним из узкихмест щелочнойочистки былодо недавнеговремени окончательноеудаление влагииз очищенногодистиллята.В отстойникеЕ-2 полнотаудаления влагине достигается.Введение всхему электроосадителя,аналогичногопо конструкциигоризонтальномуэлектродегидраторуустановки ЭЛОУ,значительноулучшило осушку.

Применяетсятакже осушканефтепродукта(в частности,керосина)воздухом,пропускаемымвверх навстречутопливу, стекающемувниз по насадкецилиндрическогоаппарата.

Хорошие результатыполучены приосушке с помощьюфильтров,заполненныхстекловатой.На КиришскомНПЗ впервыеосуществилив промышленноммасштабе очисткуавиакеросинаот воды, остатковщелочи и механическихпримесей прифильтрованииавиакеросиначерез слойваты, обработанныйкремнийорганическимисоединениямидля придачифильтрующейповерхностигидрофобныхсвойств. Процессобезвоживанияпроисходитза счет разностив сопротивлениях,которые испытываютчастицы водыи нефтепродуктапри прохождениичерез порытакой перегородки.Авиакеросин,поступавшийна фильтрованиепосле защелачивания,содержал 0,2—0,3%воды, послефильтрования—0,005—0,009%. Следует отметить,что аппаратурадля щелочнойочистки, воднойпромывки иосушки размещаетсянепосредственнона установкеполучениядистиллятов:установкахАВТ, гидроочисткии т. д.

Крупными недостаткамищелочной очисткиявляютсябезвозвратнаяпотеря дорогогореагента иобразованиебольшого количестватрудноутилизнруемыхсернисто-щелочныхстоков. Посколькунаибольшееколичествощелочи расходуетсяна очисткубензиновсернистыхнефтей отсероводорода,то вместо щелочнойочистки разрабатываютсярегенеративныеметоды очисткис помощьюрастворовэтаноламиновили трикалийфосфата,которые позволяютмногократноиспользоватьреагент, а такжеполучать сероводород[12].

1.6.Производствонефтяных битумов

Нефтяные битумынашли широкоеприменениев народномхозяйстве.Основное количествовыпускаемыхнефтяных битумовиспользуетсядля целей дорожногостроительства.С 1960 по 1970 г. протяженностьдорог с асфальтобетоннымпокрытиемвозросла на120 тыс. км. В текущейпятилеткестроительствоавтодорогбудет происходитьеще более быстрымитемпами и затронетрайоны Севераи Сибири. Одновременнорезко увеличиваютсятемпы строительныхработ, а стройки— второй крупныйпотребительнефтяных битумов.

Битумы представляютсобой темныепластичныенефтепродукты,жидкие, полутвердыеи твердые, взависимостиот марки иназначения.Битумы имеютнаиболее высокуювязкость извсех продуктовнефтепереработки.

С физико-химическойточки зрениябитумы являютсясложной коллоиднойсистемой асфальтенови ассоциированныхвысокомолекулярныхсмол в средемасел и низкомолекулярныхсмол. Асфальтенымогут образовыватьв зависимостиот количественногосоотношениясо смолами, имаслами илижесткий каркас,или отдельныемицеллы, адсорбирующиеи удерживающиесмолы. Маслапредставляютсобой среду,в которой смолырастворяются,а асфальтенынабухают.

Требования,предъявляемыек битумам, особеннодорожным, весьмаразнообразны.Основное назначениедорожных битумов—связывание,склеиваниечастиц минеральныхматериалов(щебня, песка),придание имгидрофобныхсвойств, заполнениепространствмежду их частицами.Поэтому откачества битумовзависят прочностьи долговечностьасфальтовыхдорожных покрытий.

Дорожные битумыдолжны:

сохранятьпрочность приповышенныхтемпературах,т. е. быть теплостойкими;
сохранятьэластичностьпри отрицательныхтемпературах,т. е. быть морозостойкими;
сопротивлятьсясжатию, удару,разрыву подвоздействиемдвижущегосятранспорта;
обеспечиватьхорошее сцеплениес сухой и влажнойповерхностьюминеральныхматериалов;
сохранять втечение длительноговремени первоначальнуювязкость ипрочность.Строительныебитумы могутбыть менееэластичными,но они должныбыть болеетвердыми.

В условияхэксплуатациипод воздействиемсолнечногосвета, кислородавоздуха, высокихи низких температур,резких перепадовтемператур,усиленныхдинамическихнагрузок битумыразрушаются.Разрушаетсяколлоиднаяструктурабитума, смолыи асфальтеныпереходят вкарбены и карбоиды,битум теряетспособностьсоздаватьцельный кроющийслой, становитсяхрупким, трескаетсяи крошится.Кроме того,битум теряетспособностьприлипатьк минеральнымматериалам:щебню, камню,песку. Все этоведет к разрушениюдорог, толевыхкровель, фундаментов,изоляциитрубопроводови пр.

Эксплуатационныесвойства готовыхбитумов (табл.7) контролируютрядом показателей:глубиной прониканияиглы (в мм) при25°С, температуройразмягчения(в °С), определяемойметодом кольцаи шара, растяжимостью(в см) при 25 °С,температуройхрупкости (в°С), когезией(в кгс/см²)при 20 °С и адгезией.Глубина прониканияиглы и температураразмягченияхарактеризуюттвердостьбитума, растяжимость—егоэластичность.Величинакогезии, т. е.прочностьтонких слоевбитума прииспытании наразрыв, свидетельствуето прочностибитума, температурахрупкости— о морозостойкости.Адгезия (илиприлипание)— способностьпрочного сцепленияс минеральнымиматериалами— определяетсятолько качественно.

Характеристикабитумов. Таблица13

Показатели	Дорожныебитумы				Строительныебитумы
	БНД40/60	БНД60/90	БНД90/130	БНД 130/200	БНД200/300	БН-IV	БН-V
	БНД40/60	БНД60/90	БНД90/130	БНД 130/200	БНД200/300	БН-IV	БН-V
Глубинапрониканияиглы, мм,не менее
при 25° С	40-60	61—90	91-130	131—200	201-300	21—40	5-20
при 0° С	13	20	28	35	45	-	-
Растяжимостьпри
25° С, см, неменее	40	50	60	65	Не нормируется	3	1
Температураразмягчения°С, не ниже	52	48	45	40	35	70	90
Температурахрупкости,°С, не выше	-10	-15	-17	-18	-20	—	—
Испытаниена сцеплениес мрамором	выдерживает

Соотношениекомпонентов,входящих всостав битума,влияет на егосвойства. Чембольше в битумеасфальтенов,тем битум тверже,смолы улучшаютэластичностьбитума и егоцементирующиесвойства, масласообщают битумамморозостойкость.

Зависимостьэксплуатационныхсвойств битумовот их химическогосостава характеризуетсявеличинамиотношенийсодержанияасфальтеновк содержаниюсмол А/С и суммыасфальтенови смол к содержаниюмасел (А+С)/М.Битумы, сочетающиехорошую тепло-и морозостойкостьс высокой прочностью,содержат около23% смол, 15—18% асфальтенови 52—54% масел; А/С= 0,5-0,6; (А+С)/М=0,8-0,9.

Для улучшенияадгезионныхсвойств битумовприменяютприсадки,представляющиесобой поверхностно-активныевещества (ПАВ).В качестве ПАВобычно применяюткубовые кислоты,являющиесякубовым остаткомпри разгонкесинтетическихжирных кислот.

1.6.1.Способыполучениябитумов

Битумы можнополучать однимиз трех способов:

глубокая вакуумнаяперегонкамазута;
окислениеостаточныхнефтепродуктоввоздухом привысокой температуре;
компаундированиеостаточныхи окисленныхпродуктов.

Качество готовыхбитумов зависитв первую очередьот качествасырья, а дляокисленныхбитумов ещеи от температуры,продолжительностиокисления ирасхода воздуха[12, 14].

Наилучшимсырьем дляпроизводствабитума служатостаточныепродукты переработкитяжелыхсмолисто-асфальтеновыхнефтей: гудроны,крекингостатки,асфальты иэкстрактыочистки масел.Чем большесодержаниесмолисто-асфальтеновыхкомпонентовв нефти, чемвыше отношениеасфальтены:смолы и чемменьше содержаниетвердых парафинов,тем выше качествополучаемыхбитумов и прощетехнологияих производства.

Из гудронов,имеющих оптимальныевеличины соотношенийА/С и (А+С)/М, получаютбитум глубокойвакуумнойперегонкой.Это характернодля венесуэльскойнефти. Высокопарафинистыенефти—наихудшеесырье для получениябитума. Высокоесодержаниепарафина внефтях отрицательносказываетсяна важнейшихэксплуатационныхпоказателяхбитумов: прочностии прилипаемостик минеральнымпокрытиям.Нефти, из которыхполучают битумы,должны бытьхорошо обессолены.

Характеристикагудронов, получаемыхиз советскихнефтей и наиболеепригодных дляпроизводстваокисленныхбитумов, приведенав табл. 8.

Характеристикагудронов смолистыхнефтей. Таблица14

Нефть	Содержаниегудрона, вес.%	Плотность,₄²⁰	Темпера тураразмягчения, °С	Групповойсостав вес.ч.			А С	А+С М
				асфальтены	смолы	масла


Ярегская	50	0,989	28	4,2	33,6	62,2	0,15	0,62
Арланская	55	0,999	30	7,0	30,6	62,4	0,23	0,60
Серноводская	—	—	28,5	5,8	30,4	63,8	0,19	0,56
Чернушинская	—	0,984	30	5,6	28,7	65,7	0,20	0,52

При окислениигудронов частьмасел превращаетсяв смолы, частьсмол переходитв асфальтены.В результатеколичествосмол практическиостается неизменным,а отношенияА/С и (А+С)/М улучшаются.

1.6.2.Технологияокислениябитумов

Окисленныебитумы получаютпри одновременномвоздействиина нефтяныеостатки кислородавоздуха и высокойтемпературы.Чем выше температура,тем быстреепротекаетпроцесс. Прислишком высокойтемпературе,однако, ускоряютсяреакции образованиякарбенов икарбоидов, чтонедопустимо.

Окисленныебитумы получаютна установкахпериодическогои непрерывногодействия. Припериодическомпроцессе сырьеподают в окислительныйкуб, температура.в котором должнабыть 170—260 °С. Послезаполненияокислительногокуба на однутреть начинаютподавать в кубсжатый воздухпод давлением1—1,5 ат и одновременнодоводят уровеньсырья до определеннойвысоты. Приокислениивыделяетсятепло, поэтомутемпературупроцесса регулируютподачей воздуха.Если необходимоотводить избыточноетепло, то применяютциркуляциюпродукта поршневымнасосом, которыйвыводит частьпродукта изкуба снизу ичерез водянойхолодильниквозвращаетее в куб сверху.

Продолжительностьокислениязависит откачества сырьяи требуемогокачества битума.Чем твержебитум, тем времяокислениядолжно бытьбольше. Обычнопродолжительностьокислениясоставляет18—40 ч. Температура.процесса 250—280°С. После достижениятоварногокачества битумаподачу воздухапрекращают,битум охлаждаютциркуляциейчерез холодильники откачиваютна разливочнуюстанцию. Образующиесяв процессеокисленияжидкие и газообразныепродукты изкуба поступаютв конденсатор-холодильник,а оттуда — всепаратор, гдесмесь разделяетсяна отгон (такназываемую«черную солярку»)и газы. Газысжигаютсяв печи. Отгондобавляетсяк котельномутопливу.

Окислительныекубы — пустотелыестальныецилиндрическиеаппараты объемомот 50 до 250 м³;расположениеих может бытьвертикальными горизонтальным.В нижней частиаппаратарасполагаютсяматочники дляподачи воздуха.На установкеимеется одновременнонесколько такихкубов. Периодическиеустановкималопроизводительны.

Установка дляполучениядорожных истроительныхбитумов непрерывнымокислениемв трубчатомреакторе состоитиз трех одинаковыхпараллельныхблоков. Онадает возможностьодновременнополучать двемарки строительныхбитумов и тяжелыйкомпонентдорожногобитума.

Дорожные битумыполучаюткомпаундированиемпереокисленногокомпонентас температуройразмягчения65 °С и разжижителей.

Технологическаясхема установки(одного блока)показана нарис. 26.

Технологическиепараметрыустановки иматериальныйбаланс. Таблица15

Технологическиепараметры
Температура,°С
сырья навходе на установку		100—160
сырья навыходе из П-1		230—250
воздухана входе в М-1		150
смеси в Р-1		260
битума послеХ-1		170
Давление,ат
воздухана входе в М-1		9
смеси навходе в Р-1		8
смеси навыходе из Р-1		3
Расходвоздуха, м³/м³продукта		100-130 6:1
Материальныйбаланс установки(в вес. %)
Поступило:		Получено:
Гудрон	30,20	Битум БНДп-130/200	13,39
Асфальтдеасфальтизации	41,10	Битум БНДп-90/130	13,39
Экстрактселективнойочистки	25,30	Битум БНДп-60/90	26,78
ПАВ	3,40	Битум БНДп-40/60	13,39
		БитумБН-IV	14,33
		Битум БН-V	14.33
		Отгон	2,30
		Потери,газы окисления	2,09
Итого:	100,00	Итого:	100,0

Рис. 9. Технологическаясхема установкинепрерывногопроизводстваокисленногобитума:

I—гудрон;II—воздух;III—газыреакции; IV—отгон;V— готовыйбитум.

удрон насосомН-1 подаетсячерез печь П-1в смесительМ-1, куда компрессоромнагнетаетсявоздух. В смесительтакже поступаетциркулирующийпродукт с низаколонны К-1.Из смесителяМ-1 смесь воздухаи продуктавходит в реакторР-1, окисляетсяи вводится вверхнюю частьиспарителяК.-1. Жидкостьспускаетсясверху вниз,в это время отнее отделяютсяазот, остатоккислорода,газы окисленияпары «чернойсолярки». Частьбитума с низаколонны К-1 вкачестве рециркулятаподкачиваетсянасосом Н-2в смесительМ-1. Из серединыколонны К-1готовый битумнасосом Н-3через холодильникХ-1 направляетсяв емкость Е-1,откуда черезспециальноеразливочноеустройствобитумом заполняюткрафтмешки.

Пары и газы сверха колонныК.-1 поступаютв конденсатор-холодильникХ-2, а затемсконденсировавшийсяжидкий продуктотделяетсяот газов в сепаратореС-1. С низа сепаратораС-1 отгон отводитсяс установки.Газы из сепаратораС-1 дожигаютсяв печи П-3.Технологическийрежим установкипредставленв табл. 9

1.6.3.Аппаратура

Реактор установки производительностью250 тыс. т/годпредставляетсобой цилиндрическийаппарат диаметром2420 мм и высотой11000 мм с вертикальнорасположеннымзмеевиком изстали Х5М диаметром150 мм; скоростьпродукта взмеевике 11—12м/сек. Снизув реактор подаетсявоздух, обдувающийзмеевик снаружи.

Энергетическиезатраты реакторовразных типов.Таблица 16

	Трубчатыйреактор	Окислитель колонноготипа
Пар, ккал	400,0	200,0
Электроэнергия,кВт-ч	11,5	6,0
Жидкое топливо,кг	4,23	1,1
Сжатый воздух,м³	50,0	54,0

Таким образомдостигаетсямягкий съемтепла реакции.Нагретый воздухуходит в атмосферу.Смеситель—цилиндрическийаппарат с нижними верхним коническимиднищами. Продуктвводится снизупо центру, воздухподается внижнюю частьцилиндра черезраспределитель.Выше показанысравнительныеэнергетическиезатраты на 1 тбитума в реакторахобоих типов(табл. 10)

Испаритель—аппаратколонного типадиаметром 2600мм и высотой14000 мм, снабженныйвнутри направляющимспиральнымжелобом, покоторому продуктстекает сверхувниз.

Для охлаждениябитума и газовреакции применяютвоздушныехолодильники.

Для повышенияпроизводительностибитумных установоки улучшениякачества окисленныхбитумов в последниегоды широкоприменяют вкачестве непрерывнодействующихреакторов полыеаппараты колонноготипа.

Битумы, полученныенепрерывнымокислениемсырья в колонныхаппаратах,имеют такоеже качество,как и полученныепри окислениив трубчатомреакторе. Приэтом с точкизрения энергетическихзатрат колонныеаппараты имеютнесомненноепреимущество.

Рис. 10.Окислительколонноготипа:

1—корпус;2—штуцердля ввода гудрона;3—штуцер дляввода воздухас распределителем;4—штуцер длявывода продукта;

5—штуцердля выводагазов окисления.

кислительколонного типа(рис. 10) имеетдиаметр 3358 мми высоту 23200 мм.Диаметр более3,5 м нецелесообразен,так как в большомсечении трудноосуществитьравномерноедиспергированиевоздуха. Воздухвводится черезматочник внижней частиаппарата, продуктподается всередину колонныи выводитсяснизу.

1.6.4.Контрольи автоматизацияпроцесса

Основные параметрыпроцессаконтролируютсяи автоматическирегулируются.Расход сырьяна установку,а также соотношениесвежего сырьяи рециркулятана входе в смесительподдерживаютсяпостоянными.Температурапродукта навыходе из печирегулируетсярасходом топливав печь. Расходвоздуха в смесительподдерживаетсяпостояннымпри помощиклапана навыкиде компрессора.Температурныйрежим реактораопределяется расходомохлаждающего воздуха в реактор. Уровень продуктав колонне К-1регулируетсяотбором битума.

1.6.5.Техникабезопасности

Битумы и гудроны,нагретые довысокой температуры,в присутствиикислородавоздуха способнысамовоспламеняться.Резкое изменениерасхода воздуха,сырья, рециркулятаможет вызватьзагораниевнутри аппаратуры;резкое изменениетемпературына выходе изпечи можетпривести кзакоксовываниюреактора, внезапномуувеличениюдавления иразрыву аппаратуры.Поэтому наустановкекроме обычныхмер по герметизацииоборудованияи тщательногоконтроля затехнологическимрежимом следуетприменятьаварийнуюблокировку.С прекращениемподачи рециркулятаавтоматическиотключаетсяподача воздухав смеситель.

1.6.6.Транспортировкабитумов

Жидкие и полужидкиебитумы разливаютсяв железнодорожныецистерны иполувагоны(бункеры), а такжев автобитумовозы.Высокоплавкиебитумы затариваютв бумажныемешки или отливаютв специальныеразборныеформы. Мешкии болванкиперевозят пожелезной дорогеи автотранспортом.

1.7.Основнаяаппаратураустановокпервичнойперегонки нефти

На установкахпервичнойперегонкишироко используютсятеплообменныеаппараты,ректификационныеколонны, трубчатыепечи, емкостныеаппараты.

1.7.1.Теплообменнаяаппаратура

Теплообменныеаппараты, применяемыена нефтеперерабатывающихзаводах, и вчастности наустановкахпрямой перегонки,делятся наследующиегруппы:

погружныехолодильники;
теплообменникитипа «трубав трубе»;
кожухотрубчатыетеплообменники;
аппараты воздушногоохлаждения;
теплообменникинепосредственногосмешения.

Рис. 11. Четырехходовойтеплообменниктипа «трубав трубе»:

1—наружнаятруба; 2—внутренняятруба;

3— разъемныйдвойник; 4—приварнойдвойник.

огружные теплообменникипредставляютсобой заполненныеводой металлическиеящики, в которыхрасположенодин или несколькозмеевиков. Позмеевикамдвижутся охлаждаемыепары или жидкость.Эти аппаратызанимают многоместа, имеютнизкий коэффициенттеплопередачи.Погружныетеплообменникиприменялисьв качествеконденсаторовпаров ректификационныхколонн и концевыххолодильников.Эти аппаратыполностьюуступили местоболее совершеннымконструкциям.

Теплообменникитипа «трубав трубе» (рис.11) легко разбираютсядля чистки имогут бытьиспользованыпри любой разноститемпературтеплообменивающихсясред. Они применяютсяна установкахпрямой перегонкидля подогреванефти остаточнымипродуктами—мазутом илигудроном.

Рис. 12. Кожухотрубчатыйтеплообменникс плавающейголовкой:

1—корпус;2— трубныйпучок; 3—плавающаяготовка;4—распределительнаякамера; 5—крышка;6— днище;7—опора.

ожухотрубчатыетеплообменникиполучили большоераспространениена современныхНПЗ, существуюткожухотрубчатыетеплообменникижесткотрубноготипа и с плавающейголовкой.

Теплообменникис плавающейголовкой (рис.11)—основнойвид теплообменногоаппарата современногоНПЗ. На установкахпервичнойперегонки нефтиони используютсядля подогреванефти за счеттепла отходящихпродуктов, вкачестве водяныхконденсаторов-холодильников,подогревателейсырья стабилизациии т. д.

Наличие подвижнойрешетки позволяеттрубному пучкусвободноперемещатьсявнутри корпуса,пучок легкоудаляется длячистки и замены.На современныхустановкахпервичнойперегонкиприменяютсятеплообменникис плавающейголовкой, имеющиеповерхностьтеплообмена300—900 м² и длинутрубок 6 и 9 м.Коэффициенттеплопередачив этих аппаратахравен 100— 150 ккал/(м² • ч • град}.

Для конденсациии охлажденияпродуктов вповерхностныхтеплообменникахприменяетсявода. Качествоводы на заводах,как правило,невысокое, вней содержатсяпосторонниепримеси, онасильно минерализована.Поэтому в трубкаххолодильниковотлагаетсянакипь и органическиеосадки, трубкиподверженыкоррозии состороны воды.Эти недостаткиполностьюустраняютсяпри использованиивзамен водяногоохлаждениявоздушного.Строящиесяи проектируемыев настоящеевремя установкипервичнойперегонкиоснащаютсяв основномконденсаторамии холодильник

Рис. 13. Аппаратвоздушногоохлаждениягоризонтальноготипа (АВГ).

ами воздушногоохлаждения.

Аппараты воздушногоохлаждениясостоят изпучка труб сколлекторами(сборными трубами),вентиляторас электродвигателем,регулирующихустройств иопорной части.Теплопередачав аппаратахвоздушногоохлаждения(АВО) происходитпо принципупротивотока.Вентиляторомвоздух прогоняетсячерез межтрубноепространство.Пучок трубохлаждаетсяснаружи. Засчет теплоотводачерез поверхностьохлаждаетсяпродукт, протекающийвнутри трубок.Чтобы воздухравномернораспределялсяпо всей охлаждающейповерхноститруб, вентиляторсоединяетсяс трубнымипучками посредствомдиффузоров.

Рис. 14. Аппаратвоздушногоохлаждениязигзагообразноготипа (АВЗ),

рубы, коллекторыи рамы образуютсекции. Коллекторыснабжаютсясъемными крышкамиили пробками,что создаетвозможностьочистки внутреннейповерхноститруб.

Чтобы интенсифицироватьтеплоотдачуот поверхноститруб к воздуху,наружная поверхностьтруб увеличиваетсяс помощью сплошногои частичногооребрения.Отношениеполной поверхностиребристой трубык наружнойповерхностигладкой трубыу основанияребра называетсякоэффициентоморебрения.Чем выше коэффициенторебрения, тембольше коэффициенттеплоотдачиот наружнойповерхноститеплообменныхтруб к воздуху.Машиностроительнойпромышленностьювыпускаютсянормализованныеаппараты воздушногоохлажденияс коэффициентоморебрения 9 и14,6.

Существуютаппараты воздушногоохлажденияразличнойконструкции,отличающиесярасположениемтрубных секций.Наиболее частоприменяютсягоризонтальные(АВГ, рис. 13) изигзагообразныехолодильники(АВЗ, рис. 14). Конструкцияаппаратовзигзагообразноготипа отличаетсяпростотоймонтажа иобслуживания.По сравнениюс прочими типамиАВО эти аппаратыимеют наибольшуюповерхностьтеплообменаи занимаютнаименьшуюплощадь. Числоходов в секцияхАВЗ может изменятьсяв широкихпределах. Наустановкахпервичнойперегонкиприменяютсяаппараты воздушногоохлаждениягоризонтальноготипа поверхностьюдо 1,8 тыс. м²и зигзагообразныеповерхностью5—7,5 тыс. м².Коэффициенттеплопередачив аппаратахвоздушногоохлажденияравен 15—30 ккал/(м²•ч•град)(в расчете наоребреннуюповерхность).

1.7.2.Трубчатыепечи

С помощью трубчатыхпечей технологическимпотокам установокпрямой перегонкии других технологическихустановок"сообщаетсятепло, необходимоедля проведенияпроцесса.

Трубчатые печиклассифицируютсяпо характернымдля них признакам:

полезной тепловоймощности;
пропускнойспособности;
технологическомуназначению;
типу теплопоглощающегозмеевика;
конструктивнымособенностям.

Рис. 15. Схемыосновных типовтрубчатыхпечен:

а — конвекционнаяпечь; б— однокамернаяпечь с боковымрасположениемконвекционнойкамеры; в— однокамернаяпечь с нижнимрасположениемконвекционнойкамеры; г— однокамернаяпечь с верхнимрасположениемконвекционнойкамеры; д— вертикальнаяцилиндрическаяпечь; е —однокамернаяпечь беспламенногогорения спанельнымигорелками; ж— двухкамернаядвухпоточнаяпечь с горизонтальнымсводом; з —двухпоточнаядвухкамернаяпечь с наклоннымсводом. 1—горелки(форсунки);2—радиантныйзмеевик;3—конвекционныйзмеевик; 4—дымоход; 5—перевальнаястенка; 6—панельныегорелки.

олезная тепловаянагрузка —количествотепла, воспринятоепродуктом, —выражаетсяобычно в тысячахи миллионахкилокалорийв час. Тепловаянагрузка печейна нефтеперерабатывающихзаводах колеблетсяот 500—800 тыс. ккал/чдо 60— 100 млн. ккал/ч.На современныхотечественныхустановкахпрямой перегонкиимеются трубчатыепечи с полезнойтепловой нагрузкой16, 32, 100 млн. ккал/ч.

По производительности,т. е. по количествунагреваемогопродукта вединицу времени,наиболее крупнымиявляются печипервичнойперегонки. Наустановке АТмощностью 6млн. т нефтив год в трубчатойпечи в течениечаса подогреваетсясвыше 900 т сырья.

По технологическомуназначениюпечи нефтеперерабатывающихзаводов делятсяна печи прямойперегонки,термическогокрекинга,каталитическогориформингаи др. На нефтеперерабатывающихзаводах эксплуатируютсятрубчатыепечи самыхразнообразныхконструкций.Существуютпечи отличающиесяпо способупередачи тепла(радиантные,конвекционные,радиантно-конвекционные),по количествутопочных камер(однокамерныеи многокамерные),по способусжигания топлива(печи с пламенными беспламеннымгорением), потипу облучениятруб (с односторонними двустороннимоблучением),по числу потоковнагреваемогосырья (одно-,двух- и многопоточные),по форме камерысгорания(цилиндрические,коробчатыеи т. д.), по расположениютруб змеевика(печи с горизонтальными вертикальнымрасположениемтруб). Схемыосновных типовтрубчатых печейприводятсяна рис. 15.

Основнымитеплотехническимипоказателями,характеризующимипечь с точкизрения эффективностиее работы, являютсятеплонапряженностьповерхностинагрева и коэффициентполезногодействия печи,Теплонапряженностьюповерхностинагрева называетсяколичествотепла, переданноечерез 1 м²поверхностинагрева в час.Допустимаятеплонапряженностьповерхностинагрева зависитот температурыстенки трубы,от температурыи скоростидвижения продукта,от свойствнагреваемогопродукта.Теплонапряженностьповерхностинагрева, какправило, должнабыть тем меньше,чем более смолисти склонен кобразованиюкокса продукт,нагреваемыйв печи, чем нижеего скоростьпри движениипо трубам, чемвыше требуемаяконечная температуранагрева продукта[12].

Теплонапряженностьповерхностинагрева в радиантныхтрубах выше,чем в конвекционных.Средняя теплонапряженностьрадиантныхтруб составляет(в тыс. ккал/м²):при первичнойперегонкенефти 25—50, приперегонкемазута 20—30, притермическомкрекинге20—40.

Коэффициентомполезногодействия печиназываетсяотношениеполезногоиспользуемоготепла к общемуколичествутепла, выделенногопри сгораниитоплива. Передконструкторамипечей стоитзадача добитьсяповышения к.п. д. печи. В печах,построенныхна установкахпервичнойперегонкимощностью 1, 2и 3 млн. т в годв 1950—70 гг., этотпоказательне превышал60—65%. Новые конструкциипечей, разрабатываемыев нашей странеи за рубежом,имеют болеевысокий к. п.д. — ~ 80% и выше.

На нефтеперерабатывающихзаводах широкораспространеныодно- и двускатныетрубчатые печишатрового типа.

Рис. 16. Двускатнаятрубчатая печьшатровоготипа:

I— выход продукта;II— вход продукта:III— газы в дымовуютрубу.

хематическийразрез двускатнойпечи приведенна рис. 16. Печьсостоит из двухрадиантныхкамер и однойконвекционной.Конвекционнаякамера отделенаот радиантныхстенками изогнеупорногокирпича. Этистенки называютсяперевальными.Дымовые газыудаляются изпечи черездымоход (боров),который начинаетсяв нижней частиконвекционнойкамеры, и дымовуютрубу.

Трубы змеевикакрепятся кстенкам радиантнойкамеры печипри помощиподвесок икронштейновиз жаропрочнойстали, а в конвекционнойкамере укладываютсяна специальныерешетки. Междусобой они соединяютсясварными калачамиили разъемнымипереходами-двойниками.В радиантнойкамере имеютсядве группытруб—нижняя(подовый экран)и верхняя (потолочныйэкран).

Шатровые печи,несмотря наих универсальность,простоту вэксплуатации,в настоящеевремя не сооружаются.Их основнойнедостаток—низкиетехнико-экономическиепоказатели.Коэффициентполезногодействия этихпечей не превышает50—60%, так как почтинигде не используетсятепло дымовыхгазов. Эти печиэксплуатируютсяс большимкоэффициентомизбытка воздуха,что также сказываетсяна к. п. д. печи.Шатровые печитребуют многоместа, для ихсооружениярасходуетсябольшое количестволегированногометалла.

Недостаткипечей шатровоготипа и другихустаревшихконструкцийустраняютсяв конструкцияхновых печей.К печам новоготипа относятсятрубчатые печис излучающимистенками изпанельныхгорелок, печиобъемно-настильногопламени,вертикально-факельныепечи, разработанныеинститутомВНИИНефтемаш,а также вертикальныетрубчатые печи,разработанныев институтеЛенгипрогаз.

Рис. 17. Вертикально-секционнаятрубчатая печь

1 – каркас-кожух;2 – футеровка;3 – радинатнаячасть змеевика;4 –конвекционнаячасть змеевика;5 –инжекционнаягорелка.

собенностьювертикальныхпечей являетсявертикальноерасположениетруб в радиантныхзмеевиках этихпечей. Вертикальныетрубчатые печиподразделяютсяна вертикальныецилиндрическиеи вертикальныесекционные.

Вертикальныецилиндрическиепечи имеюттепловуюпроизводительностьот 1,5 до 12 млн. ккал/ч.

Вертикальныесекционныепечи наиболеечасто применяютсядля современныхустановокпрямой перегонки.Тепловаяпроизводительностьэтих печейколеблетсяот 10 до 100—125 млн.ккал/ч.

Устройствовертикальнойсекционнойпечи показанона рис. 17. Печиэтого типасостоят из рядасекций одинаковойтеплопроизводительностии размеров.

Количествосекций зависитот необходимойтеплопроизводительностипечи. Каждаясекция состоитиз радиантнойи конвекционнойкамер, причемрадиантныечасти всехсекций печиобъединяютсяв общий металлическийсварной футерованныйизнутри корпус.

Радиантнаячасть печиимеет в планеформу прямоугольника.В днище радиантныхкамер расположеныфорсунки. Чтобыулучшитьобслуживаниефорсунок, печьприподнимаетсянад землей наметаллическихстойках каркаса.Трубы змеевикарасполагаютсявнутри камеры,причем еслипечь состоитиз одной секции,то все трубызмеевиковрасположеныу стен печи.Если в печиимеется несколькосекции, то нарядус одноряднымиэкранами появляютсядвухрядные,расположенныемежду топочнымипространствамисекции.

Сверху каждойрадиантнойкамеры помещаетсяконвекционнаякамера, котораятакже имеетпрямоугольнуюформу, футерованалегким жаростойкимбетоном и содержитпакет горизонтальныхошипованныхтруб. Конвекционнаякамера заканчиваетсясборникомпродуктовсгорания, имеющимформу усеченнойпирамиды.Продукты сгораниязатем уходятв дымовую трубу.Дымовые трубымогут бытьсооружены длякаждой секцииотдельно илибыть общимидля несколькихсекций.

В вертикально-секционныхпечах с дымовымигазами уходитбольшое количествотепла, котороеследует утилизировать,используя,например, длявыработкиводяного пара.Испарительныесекции котлов-утилизаторов располагаютсянад конвекционнымзмеевиком вкаждой конвекционнойкамере. Корпусомкотла-утилизатораслужит нижняяпрямоугольнаячасть сборникапродуктовсгорания.

Преимуществавертикальныхтрубчатых печейперед печамидругих типовзаключаютсяв следующем:

уменьшениерасхода легированногометалла наподвески иопоры трубзмеевика, посколькуколичествокрепленийуменьшено иони вынесеныза пределыобогреваемойзоны;
значительноеуменьшениегабаритов иплощади, занимаемойпечами;
повышение к.п. д. до 80—85% за счетутилизациитепла и некоторогоуменьшенияпотерь теплачерез наружныестены;
значительноеснижение расходафутеровочногоматериала,благодаряприменениюлегкого жаростойкогобетона.

1.7.3.Ректификационныеколонны

Рис. 18. Схемыработы колпачковойтарелки:

1 — патрубок;2 — колпачок;3 — дисктарелки; 4—сливная труба;5— сливнаяперегородка.H—высотауровня жидкостив сливномстакане; h_ст—высотаствкана; h_сл—высота подпорапри сливе жидкости;l_сл— высотавыступающейнад тарелкойчасти сливнойперегородкиили трубы.

зависимостиот внутреннегоустройстваколонны делятсяна тарельчатыеи насадочные.На большинстветехнологическихустановоксовременногонефтеперерабатывающегозавода применяютсятолько тарельчатыеколонны.

Существуютректификационныетарелки различныхтипов— колпачковые(рис. 18), бесколпачковые,струйно-направленныеи др [33].

Колпачковаятарелка представляетсобой металлическийдиск, в которомимеется множествоотверстий дляпрохода паров.По периметруотверстийзакрепленыбортики определеннойвысоты, называемыестаканами,благодарякоторым натарелке поддерживаетсяопределенныйслой жидкости.Сверху стаканынакрываютсяколпачками.Между верхнимсрезом стаканаи колпачкомимеется зазордля проходапаров, поступающихс нижележащейтарелки. Приработе колпачкипогружены вслой жидкости,и вследствиеэтого образуетсягидравлическийзатвор, черезкоторый барботируютпары.

Уровень жидкостина тарелкахподдерживаетсясливнымиперегородками(сливнымикарманами),нижняя частькоторых доходитдо следующейтарелки. Избытокжидкости посливным карманамспускаетсяна нижележащуютарелку. Положениеколпачковможно регулировать,изменяя размерзазора междуколпачком иверхним срезомстакана. Оченьважно, чтобытарелки размещалисьв колонне строгогоризонтальнои чтобы всеколпачки былиодинаковопогружены вжидкость натарелке. Еслиэти требованияне выполнены,то в какой-либочасти тарелкитолщина слояжидкости будетменьше. Черезэту часть тарелкиначнет проходитьбольшее количествожидкости, имногие колпачкина остальнойчасти тарелкиперестанутработать.

Наиболеераспространеныколпачковыетарелки желобчатоготипа, тарелкис S-образнымиэлементами,с круглымиколпачкамии тарелки клапанноготипа.

Рис. 19. Тарелкас желобчатымиколпачками:

1—корпусколонны; 2—глухиесегменты; 3—карманы;4, 7—сливнаяперегородка;5— колпачок;6— желоб.

елобчатыетарелки имеютпростую конструкциюи весьма легкомонтируются(рис. 19). Тарелкапредставляетсобой прямоугольникили квадрат,вписанный впоперечноесечение колонны.Один из сегментов,отделяемыхэтим прямоугольником,служит сливнымустройствомданной тарелки,другой — сливнымустройствомвышележащей.Два сегментатарелки — глухие.

Тарелка состоитиз несколькихжелобов, прикрепленныхк опорнымуголкам. Наджелобамирасполагаютсяколпачки,монтируемыена нужной высоте.Жидкость движетсяпо тарелкевдоль колпачков.Основной недостатокжелобчатыхтарелок заключаетсяв малой площадибарботажа (до30% от площадитарелки), чтоспособствуетувеличениюскорости парови уносу флегмы.

Рис. 20. Тарелкаиз S-образныхэлементов:

1—S-образныйэлемент; 2—плоскийсегмент; 3—карман;4—сливнаяперегородка;5—опорная полоса;б—струбцина-скоба;7—первый элемент;8—колпачок.

отличие отжелобчатыхтарелок в тарелкахс S-образнымиэлементами(рис. 20) жидкость,направляяськ сливномуустройству,движется поперекколпачков, асами колпачкипредставляютодно целое сжелобом. КаждыйS-образный элементсостоит изколпачковойи желобчатойчасти. При сборкеих располагаюттаким образом,чтобы колпачковаячасть одногоэлемента перекрывалажелобчатуючасть другого,образуя гидравлическийзатвор.

Тарелки изS-образных элементовпредназначеныдля колонн,работающихпри атмосферномили невысокомдавлении, дляних характернаустойчиваяравномернаяработа приизменениинагрузок.Производительностьтарелок на 20%выше, чем желобчатых.

Еще более эффективныдля колонн,работающихпри переменныхнагрузках попару и жидкости,а также дляколонн, в которыхтребуетсядобиться повышеннойчеткости разделения,клапанныепрямоточныетарелки. Основнойэлемент такойтарелки — клапан(рис. 21), которыйпод действиемпаров приподнимаетсянад полотномтарелки наразличнуювысоту. В отличие[33] от прочихколпачковыхтарелок, работающихв статичномрежиме, дляклапанныхтарелок характерендинамический,переменныйрежим работы.

Рис. 21. Клапанныеколпачки —прямоугольный(а) и круглый(б):

1— клапан;2— удерживающаяскоба.

одвижныеклапаны в зависимостиот паровойнагрузки поднимаютсяили опускаются,регулируяплощадь свободногосечения тарелки.Благодаря такойконструкции,в широком пределенагрузок,определяемомвозможнойдлиной ходаклапана, скоростьпаров существенноне меняется.

Из бесколпачковыхтарелок применениев последниегоды нашлирешетчатыетарелки провальноготипа и сетчатыетарелки с отбойнымиэлементами.

Рис. 22. Схема работы сложнойректификационнойколонны с выноснымиотгоннымисекциями:

I—сырье;II—ректификат;III,IV, V— боковыепогоны; VIостаток;VII—водянойпар.

сновным показателемдля тарелокс переливамиявляется скоростьпаров в свободномсечении колонны.Скорость паров[33] в колоннахустановокпервичнойперегонкизависит от типатарелки, расстояниямежду тарелками,нагрузки тарелкипо жидкости,физическихсвойств разделяемыхпродуктов идругих факторов.Она составляет:в атмосфернойколонне 0,6—0,9м/сек, в отбензинивающей0,2—0,3 м/сек, встабилизаторе0,15—0,2 м/сек, ввакуумной 2—3м/сек.

На установкахпервичнойперегонки нефтьтребуетсяразделить набольшое количествофракций. Посколькуодна обычнаяректификационнаяколонна можетобеспечитьразделениесмеси толькона две фракции,на современныхперегонныхустановкахширокое распространениеполучили сложныеколонны, в которыхкак бы совмещаетсянесколькопростых колонн(рис. 22).

Нагретая в печинефть поступаетв среднюю частьсекции 1и разделяетсяна жидкую ипаровую фазы.Жидкая фазаопускаетсяпо тарелкамнижней (отгонной)части секциии при этом изнее отгоняютсялегкие фракции.Для улучшенияусловий отгонкилегких фракцийв нижнюю частьотгонной секциивводится водянойпар.

Паровая фазаподнимаетсяпо тарелкамверхней концентрационнойчасти секции1, постепеннооблегчаетсяпо составу изатем поступаетв секцию 2. Секция1 представляетсобой полнуюректификационнуюколонну, остаткомкоторой являетсямазут, а дистиллятом— смесь бензиновых,керосиновых,дизельныхфракций. Этасмесь служитсырьем секции2. В секции 2 отсмеси отделяетсятяжелая дизельнаяфракция (300—350°С), которая частичноперетекаетв секцию 1, являясьее орошением,а частичнопоступаетв отдельнорасположеннуюотгонную часть.Здесь тяжелаядизельнаяфракция дополнительно ректифицируется.Для облегченияудаления легкихкомпонентовв нижнюю частьотгонной секциитакже вводитсяводяной пар,как и в нижнюючасть основнойколонны[12].

В секции 8отделяетсялегкая дизельнаяфракция, а всекции 4—керосиновая.Как и секция2, секции 3 и4 представляютконцентрационныечасти простыхколонн. Отгонныечасти этихколонн такжевыделены всамостоятельныеколонны. Готовыепродукты —керосиновая,легкая и тяжелаядизельнаяфракции —отбираютсяс низа отгонныхсекций, а отогнанныелегкие фракциисовместнос водяным паромотводятся восновнуюколонну. С верхаосновной колонныуходит смесьводяного параи паров самоголегкого дистиллята— бензинового.

При сооружениисложных колоннрасходуетсягораздо меньшеметалла, чемдля несколькихпростых колонн,упрощаетсяобслуживание,уменьшаетсяколичествокоммуникаций.Сложные колонныприменяютсяв тех случаях,когда не требуетсяособенно высокойчеткости разделенияпродуктов. Длячеткого исверхчеткогофракционирования(при вторичнойперегонкебензинов,газоразделении)обычно устанавливаетсянесколькопростых ректификационныхколонн, в каждойиз которыхвыделяетсяодин или двацелевых компонента.

Способы созданияорошения. Чтобыобеспечитьнормальноепроведениепроцессаректификации,в колонне необходимосоздать потокорошения (флегмы).В промышленнойпрактикеприменяютсятри основныхспособа созданияорошения: сприменениемповерхностногопарциальногоконденсатора;холодным,испаряющимся(острым) орошением;циркуляционным,неиспаряющимсяорошением.

Рис. 23. Схемыорошенияректификационныхколонн: а — сприменениемпарциальногоконденсатора;б — с применениемхолодного(острого)орошения; в— циркулирующееорошение.

I—парыиз колонны;II—орошение;III—вода;IV—парыпродукта;V—балансовыйректификат.

1—колонна;2— парциальныйконденсатор;3—конденсатор-холодильник;4—рефлюкснаяемкость; 5—насос; 6—теплообменник(холодильник).

хемы созданияорошения приводятсяна рис. 23. Парциальный[35] конденсаторпредставляетсобой трубчатыйтеплообменныйаппарат,устанавливаемыйнепосредственнона колонне. Втрубки аппаратаподается водаили холодноесырье. Конденсат,образующийсяв межтрубномпространстве,стекает обратнов колонну ввиде флегмы.

При съеме теплаострым орошениемна верх колонныподается насосомхолодная жидкость,соответствующаяпо составуректификату.Эта жидкость,контактируяна верхнейтарелке с парами,поднимающимисяс нижних тарелок,испаряется.Поднимающиесяснизу парыохлаждаются,частичноконденсируются.Образовавшийсяконденсатстекает наследующуютарелку в качествеорошения. Парыорошения ииспарившегосяна верхнейтарелке продуктауходят вконденсатор-холодильник3. После конденсациипродукт собираетсяв емкости 4,откуда ректификатотводится вкачестве товарногопродукта, аорошение вновьвозвращаетсяв колонну.

С помощьюциркулирующего,неиспаряющегосяорошения теплоотводится какиз верхнейчасти колонны,так и из промежуточныхсечений. Схемасъема теплациркулирующиморошениемследующая:жидкость забираетсянасосом 5 скакой-либотарелки, прокачиваетсячерез холодильникили теплообменник6 и возвращаетсяв колонну навышележащуютарелку.

Сравниваяразличныеметоды созданияорошения, следуетотметить, чтоприменениепарциальногоконденсаторасвязано с большиминеудобствами.При высокойпроизводительностиустановокразмеры парциальныхконденсатороврастут и становитсятрудно размещатьих над колонной.Кроме того,возникаютсложности врегулированиитемпературыколонны, таккак быстроизменить количествоподаваемогоиз парциальногоконденсатораорошения невозможно.

При отводетепла острыморошениемконденсаторможно размещатьна любой высоте,сооружениеи эксплуатацияконденсаторовв этом случаемного проще.Однако применениеострого орошениятребует установкиспециальныхнасосов дляподачи орошенияи затратыэлектроэнергии.

На современныхустановкахпо перегонкенефти используютсякомбинированныесхемы орошения.Так, в сложныхатмосферныхколоннах сочетаетсяострое и циркулирующееорошение. Всложных колоннахвес ректификатапри переходеот первой (нижней)простой колонны(секции) к верхнейсокращается,а вес флегмы(если в колоннуподается толькоострое орошение)должен в тойже последовательностиувеличиваться.Дело в том, чточерез секции,расположенныевыше, должнопроходить такоеколичествофлегмы, которогобыло бы достаточноне только дляданной колонны,но и для колонн,расположенныхниже. Такимобразом, вышележащиесекции оказываютсяперегруженнымижидкостнымпотоком, величинакоторого значительнопревышаетнеобходимоедля даннойсекции орошение.При переходена комбинированнуюсхему в видеострого орошениявводится толькото количествофлегмы, котороенеобходимодля верхнейсекции колонны.В остальныхсекциях флегмасоздается спомощью циркулирующегоорошения, котороезабираетсяс нижележащейтарелки соответствующейсекции, охлаждаетсяи подается наверхнюю тарелкуэтой секции.В атмосферныхколоннах современныхустановокпервичнойперегонкиимеется 2—3циркулирующихорошения. Числопромежуточныхорошении, какправило, наединицу меньшечисла отводимыхбоковых погонов.

Внедрениепромежуточныхциркулирующихорошении позволяетулучшить условиярегенерациитепла на установке,так как температураотводимогоциркулирующегоорошения вышетемпературыострого орошенияи дает возможностьзначительноразгрузитьверхнюю частьатмосфернойколонны иконденсаторы-холодильники.В многосекционныхвакуумныхколоннах орошениесоздаетсяисключительнос помощью потоковциркулирующихорошении.

Способы созданиявакуума. Вакуумв колоннахсоздаетсяс помощьювакуум-насосовили пароструйныхэжекторов.Вакуум-насосыпо принципудействия аналогичныкомпрессорам.Существуютпоршневые,ротационныеи водокольцевыевакуум-насосы.

Рис. 24. Пароэжекторныеагрегаты —одноступенчатые(а) и двухступенчатые(б).

ринцип работыпароструйныхэжекторов —использованиекинетическойэнергии водяногопара. Эжектор(рис. 24) состоитиз паровогосопла 1,диффузора 3и головки 2,соединяющейсопло с диффузором.Струя пара сбольшой скоростьювытекает изсопла, захватываетотсасываемуюгазожидкостнуюсмесь и вместес ней выбрасываетсяв атмосферу[35].

Чтобы создатьнебольшойвакуум (до 680 ммрт. ст.}, используютодноступенчатыеэжекторы. Еслитребуется болееглубокий вакуум,применяютмногоступенчатыепароэжекторныеагрегаты, снабженныепромежуточнымиконденсаторами(рис. 24). В конденсаторахрабочий пари газы, выходящиеиз предыдущейступени, конденсируютсяи охлаждаются.

Эжекторамии вакуум-насосамииз вакуумныхколонн отсасываютсягазы разложения,водяной пар,подаваемыйв колонны дляулучшенияректификации,а также воздух,попавший ваппаратурувследствиеее недостаточнойгерметичности.Схемы конденсациипаров, уходящихиз вакуумныхколонн, изображенына рис. 25.

Рис. 25. Схемыконденсациипаров, уходящихиз вакуумнойколонны: а — сконденсаторомсмешения; б— с поверхностнымконденсатором.

I—водянойпар; II—вода;III—уловленныйнефтепродукт;IV—вода,загрязненнаянефтепродуктами;V—нескондевсировавшиесягазы (выхлопэжектора).1—колонна;2—барометрическийконденсатор;3—барометрическаятруба: 4—эжектор; 5—промежуточныйконденсаторэжектора; 6— барометрическийколодец.

схеме на рис.25а, основнымаппаратом,применяемымдля конденсации,являетсябарометрическийконденсаторсмешения. Онпредставляетсобой цилиндрическийаппарат с каскаднымиситчатымитарелками, поднижнюю из которыхпоступают парыс верха вакуумнойколонны. Охлаждающаявода подаетсяна верхнюютарелку[35]. Сконденсировавшиесянефтяные парыи вода сливаютсяпо трубе 3 вбарометрическийколодец 6, агаз с верхабарометрическогоконденсатораотсасываетсяпаровыми эжекторамиили вакуум-насосами4. Существенныйнедостатоксхемы а состоитв том, что принепосредственномсмешении снефтянымипарами охлаждающаявода сильнозагрязняетсясероводородоми нефтепродуктами.Экспериментальноустановлено,что в водеконденсаторовсодержитсядо 5% от получаемойна АВТ дизельнойфракции.

Вода, загрязненнаянефтепродуктами,попадает затемв сточные водызавода, загрязняяпочву и водоемы.

В схеме на рис.25, б опасностьзагрязненияводы устранена.Пары с верхавакуумнойколонны поступаютв кожухотрубчатыйповерхностныйтеплообменник,где конденсируетсяосновная частьводяных парови унесенныхнефтяных фракций.Затем конденсати пары поступаютв вакуум-приемник,из которогонесконденсировавшиесяпары отсасываютсяэжекторами.Конденсат побарометрическойтрубе поступаетв отстойник-колодец.Сюда такжеподаются паровыеконденсатыиз межступенчатыхконденсаторовэжектора. Водаиз отстойникасбрасываетсяв канализацию.Как показалопыт эксплуатациина несколькихнефтеперерабатывающихзаводах, в этойводе почти несодержитсясероводорода.Основное егоколичествонаходится вгазах, выбрасываемыхиз последнейступени эжектора.Эти газы предложеноочищать отсероводорода.Нефтепродукт,отделенныйот воды вотстойнике-колодце,возвращаетсяв линию дизельноготоплива.

Современныесхемы созданиявакуума обеспечиваютподдержаниев колоннах АВТостаточногодавления 40—70мм рт. ст.

1.8.Мерыборьбы с коррозией

Причины коррозиипри переработкесернистыхнефтей. Нефть,добываемаяв промысловыхрайонах Татариии Башкирии, атакже на некоторыхместорожденияхдругих районов,содержит от1,5 до 3% серы[7, 10]. При переработкеэтой нефтивыделяетсябольшое количествокоррозионноактивныхсоединений— сероводородаи меркаптанов.

Сероводородактивно воздействуетна сталь, изкоторой выполненатехнологическаяаппаратура.Образуютсяпродукты коррозии,состоящие изразличныхсульфидовжелеза. Скоростькоррозииуглеродистойстали в средевлажного сероводородасоставляет0,3—1,5 мм в год.Если учесть,что, например,трубки теплообменниковимеют толщину2—2,5 мм, то понятно,какой ущербежегодно наноситсянародномухозяйствусероводороднойкоррозиейметалла.

Другой причинойкоррозии являетсяналичие в поступающихна заводы нефтяхвысокоминерализованных,содержащихбольшое количествосолей, пластовыхвод. На многиеустановкипервичнойперегонки дажепосле двух- итрехступенчатогообессоливанияпоступаетнефть, в которойсодержитсяболее 20 мг/лсолей. При нагреветакой нефтидо 350 °С соли (восновном, хлориды)разлагаются.Образуетсяхлористыйводород, которыйв присутствиивлаги обладаетвысокой коррозионнойспособностью.Скорость коррозиичерных металловв присутствиивлажного хлористоговодорода в10—20 раз выше, чемв присутствиисероводорода.Показателеминтенсивностикоррозии служитрН воды, удаляемойиз рефлюксныхемкостейотбензинивающейи атмосфернойколонн, а такжесодержаниев этой водеиона железа.

Методы борьбыс коррозией.Для уменьшениякоррозии наустановкахпервичнойперегонки нефтиприменяютсяследующиеметоды:

глубокоеобессоливаниеи обезвоживаниенефти;
добавканейтрализующихвеществ;
использованиекоррозионно-стойкихметаллов илакокрасочныхпокрытий;
введениеингибиторовкоррозии.

Глубокоеобессоливаниенефти — одноиз главныхусловий снижениякоррозии аппаратуры.Однако следуетиметь в виду,что и при глубокомобессоливаниикоррозия полностьюне устраняется.При обессоливаниив первую очередьудаляютсяхлориды натрия,а менее стабильныехлориды кальцияи магния остаютсяв нефти.

Для подавленияхлористоводороднойкоррозии наперегонныхустановкахнефть подщелачивается.С этой цельюприменяютраствор едкогонатра или смесьрастворов содыи щелочи. Подщелачиваниемможно уменьшитьскорость коррозиив 10—20 раз.

Наряду с подщелачиваниемнефти на многихустановкахпервичнойперегонкиприменяетсяподача в верхнюючасть атмосфернойи отбензинивающейколонн аммиака.Расход аммиакарегулируетсяв зависимостиот рН дренируемойиз рефлюксныхемкостей воды.Подачей аммиакакоррозию снижаютна 60—80%.

Аммиак целесообразноприменятьтолько дляподавлениякоррозии черныхметаллов (чугунаи стали). Еслиаппаратураизготовленаиз цветныхметаллов исплавов, то принеосторожномпримененииаммиака коррозияможет дажеусилиться.Аммиак подаетсяв виде водногораствораконцентрацией5—7% или в газообразномвиде. Первыйспособ болееэффективен,так как предотвращаетзагрязнениеаппаратурысолями аммония.

Наиболее интенсивнокорродируютна [10] установкахпрямой перегонкипечные трубы,линии горячихостатковыхпродуктов(мазута и гудрона),верхняя частьатмосфернойколонны,конденсационно-холодильнаяаппаратура.Чтобы увеличитьсрок службыоборудования,на этих участкахприменяютсяболее коррозионностойкиематериалы—легированныестали Х5М и 0Х13,латунь, сплавникеля и меди,называющийсямонельметаллом.Для удешевленияаппаратурыее изготовляютиз двухслойногометалла —внутренняя,подверженнаядействию вредныхсоединенийповерхностьвыполняетсяиз легированногометалла, а наружная— из углеродистойстали.

Наибольшийэффект в борьбес коррозиейна установкахпрямой перегонкидает применениеспециальныхингибиторов(замедлителей)коррозии. Ингибиторы,как правило,представляютсобой органическиевещества, которыеобразуют защитнуюпленку наповерхностиметалла.

На отечественныхзаводах применяютсяингибиторыкоррозии ИКБ-1и ИКБ-2. ИКБ-1 представляетсобой смесьазотистых исернистыхсоединений,извлекаемыхиз тяжелыхфракций нефти.Он применяетсяв виде растворав смеси бензинаи ароматическихуглеводородов.Количествоподаваемогоингибиторасоставляетоколо 0,005% на потокбензина, проходящегочерез конденсатор-холодильник.Вместе с ИКБ-1подается аммиак.Скорость коррозиичерных металловпри совместномпримененииИКБ-1 и аммиакауменьшаетсяна 85—90%. НедостаткомИКБ-1 являетсято, что при егоиспользованииувеличиваетсясодержаниесмол и азотав прямогонномбензине.

Более эффективенингибиторИКБ-2, представляющийсобой твердуюпасту, которуюрастворяютв воде или масле.Полученный3—5% раствор подаетсяв шлемовуюлинию атмосфернойколонны в количествеоколо 0,001% на бензин.

1.9.Основыэксплуатацииперегонныхустановок

1.9.1.Пускустановки

Ввод установкив эксплуатацию[6] состоитиз несколькихэтапов: холоднойциркуляции,опрессовкиаппаратов,горячей циркуляции,вывода установкина режим. Прихолодной циркуляциинефть из сырьевогорезервуаразабирают насосом,прокачиваютчерез основнуюаппаратуруустановки ивозвращаютпо сырьевойлинии в резервуар.Назначениеэтой операции—тщательнаяпроверкагерметичностивсех соединений,наладка работынасосов иконтрольно-измерительныхприборов.

Горячая циркуляцияпредназначенадля плавногопрогрева аппаратурыи оборудования,удаления изсистемы воды.После включенияв работуконденсаторов-холодильниковректификационныхколонн продуваютпаром камерысгорания печейи зажигаютс помощью форсункипечи.

Подъем температурыв аппаратахведут постепенно.После достиженияна верху колоннтемпературы100—105° С дальнейшийподъем температурывременно прекращают.Выдержка необходимадля полногоиспарения водыиз системы.Удалив окончательновсю воду, возобновляютподъем температурысо скоростью25—30 град/ч. Температураподнимаетсядо тех пор, покане будет достигнутапредусмотреннаянормами технологическогорежима величинав трансфернойлинии (линииподачи сырьяиз печи в колонну).Затем начинаютналаживаниенормальноготехнологическогорежима на установке.

Вывод установкина режим производитсяв следующейпоследовательности.Как толькобудет достигнутнормальныйуровень бензинав рефлюксныхемкостях, включаютнасосы и начинаютподачу орошенияв колонны. Регулируярасход орошения,устанавливаютзаданную температуруверха колонн,после чегоналаживаютработу системциркулирующихорошении, затемв К-2 подаютводяной пар,открываютзадвижки междуатмосфернойи отпарнымиколоннами,начинают подачупара и в этиколонны.

По мере появленияуровня жидкостив отпарныхколоннах включаютнасосы откачки.Однако керосиновыеи дизельныефракции несразу выводятв товарныерезервуары,а первоначальносбрасываютв сырье установки.Так поступаютдо тех пор, покане будет полученоподтверждениеиз лаборатории,что эти фракциипо качествусоответствуютнормам.

1.9.2.Остановкаустановки

Плановая остановкана ремонт установкипервичнойперегонкиведется следующимобразом. Постепенноснижают температуруна выходе нефтииз печи и уменьшаютдо 50% производительностьустановки[3, 6]. После тогокак температурана выходе изпечи снизитсядо 320° С, установкупереводят нагорячуюциркуляцию—приемсырья и выводпродуктовпрекращается.Затем приостанавливаютподачу остроговодяного парав колонны,перекрываютлинии перетокабоковых фракцийиз атмосфернойколонны в отпарныесекции, откачиваютоставшиесяв отпарныхсекциях нефтепродуктыв резервуар«некондиции»(некачественногопродукта),находящийсяв промежуточномпарке установки.

Далее останавливаютнасосы циркулирующихорошении, ноподачу острогоорошения продолжаютеще некотороевремя, чтобыпостепенноохладить колонну.Прекращениеподачи острогоорошения иотключениевсех насосови вентилятороввоздушныххолодильниковпроизводитсяпосле того, какисчезнет уровеньжидкости врефлюксныхемкостях. Послеснижения температурына выходе изпечи до 250° С тушатвсе форсункии перекрываютзадвижки налиниях подачитоплива. Когдатемператураниза колоннК-1 и К-2 снизитсядо 150— 160° С, горячаяциркуляцияпрекращается.

После того какустановкаостановлена,проводят тщательнуюподготовкуаппаратурык ремонту. Змеевикипечных труб,все аппаратыи трубопроводыполностьюосвобождаютсяот нефтепродуктов,продуваютсяводяным паром(пропариваются).Помимо пропаркина всех установкахначинают практиковатьпродувку аппаратурыперед ремонтоминертным газом.

1.9.3.Контрольи регулированиеработы установок

Работа установкипервичнойперегонки, каки любой другойтехнологическойустановки,регулируетсяпроизводственнымперсоналомс помощьюконтрольно-измерительныхприборов, атакже путемнепосредственногоконтроля засостояниемаппаратуры,оборудования,коммуникаций,лабораторныханализов качествасырья и получаемойпродукции[6].

Установкипервичнойперегонки нефтиоснащены большимколичествомприборов дляизмерения иавтоматическогорегулированиярасхода, температуры,давления иуровня продуктовв аппаратахи трубопроводах.На современнойустановке АВТимеется более2 тыс. приборовавтоматическогоконтроля ирегулирования.

На рис. 26 приводитсясхема регулированияработы атмосфернойректификационнойколонны и отгонныхколонн. Основныерегулируемыепараметры ватмосфернойколонне следующие:

температураверха колонны;
температураверхней частисекций колонны;
давление;
расход парав колонну;
уровень жидкостив колонне.

Температураверха колоннызависит оттого, какойконец кипениядолжен иметьбензиновыйпогон, отбираемыйв этой колонне.Она поддерживаетсяпостояннойза счет подачиопределенногоколичестваострого орошения.Задание регуляторатемпературы1 связано свыходным сигналоманализатораконца кипениябензиновойфракции типаАКР. Если призаданной температуреверха колонныкачество бензинабудет изменяться,например, засчет изменениясостава сырья,то АКР изменитзадание регуляторутемпературы,который изменитпоследнюю.Новая температурабудет поддерживатьсядругим количествоморошения надругом постоянномзначении,соответствующемзаданному концукипения бензина.

Рис. 26. Принципиальнаясхема регулированияатмосфернойколонны.

емператураверхней частисекции колоннырегулируетсяизменениемколичестваподаваемогоциркулирующегоорошения—прибор8. Давление вколонне поддерживаетсяпостояннымс помощьюрегуляторадавления 2.

Расход парав колонне такжеподдерживаетсяпостояннымс помощьюсоответствующихприборов 4.Для поддержанияуровня жидкостив колонне служитрегуляторуровня 5; крометого, об измененииуровня вышеили ниже допустимогопредела операторполучаетсоответствующийсветовой извуковой сигнал.

В отгонныхколоннах регулируетсяуровень изменениемколичестваотводимыхпродуктов(приборы 7 и 8},а также качествовыводимыхфракций. Налиниях подачипара в отгонныеколонны устанавливаетсярегуляторрасхода, а налиниях выводакеросиновойи дизельнойфракций—датчикитемпературывспышки. Датчики,состоящие изпервичных ивторичныхприборов,анализируюттемпературувспышки и выдаютсигнал регуляторурасхода пара.При повышеннойподаче парарастет количествоотпариваемыхлегких фракций[18].

Нормальнаяэксплуатацияустановкипервичнойперегонки вомногом зависитот технологическогорежима печей.Схема регулированиятрубчатой печиприводитсяна рис. 27. Основнойрегулируемыйпараметр втрубчатой печи— температуранагреваемогопродукта навыходе из печи.Необходимо,чтобы температураэта поддерживаласьпостоянной.

В настоящеевремя нанефтеперерабатывающихзаводах применяетсясхема связанногорегулированиятемпературногорежима трубчатыхпечей. В системеимеются дварегулятора2 и 3. Один изних 2 поддерживаетпостояннойтемпературудымовых газовнад перевальнойстенкой печи.При отклонениитемпературыот заданногозначения регуляторс помощью клапана1 изменяетподачу топливав печь.

При постоянстветемпературы,состава и расходанагреваемогопродукта и принеизменномсостояниизмеевика печитемпературапродукта навыходе из печиб

Рис. 27. Принципиальнаясхема регулированиятрубчатойпечи.

удет постоянной.Однако этипараметрымогут изменяться,а следовательнобудет менятьсяи температурапродукта навыходе. Чтобыстабилизироватьтемпературупродукта, навыходе его изпечи установленрегулятор 3,соединенныйс термопарой5, который приизменениитемпературыменяет заданиерегулятору2 и, следовательно,изменяет вдопустимыхпределах температурудымовых газовнад переваломза счет измененияподачи топлива.

На температурныйрежим нефтезаводскихпечей влияеттакже равномерностьподачи продуктав печь. Посколькупри частомизменениирасхода продуктаменяется температурав печи и уменьшаетсяпродолжительностьбезаварийнойэксплуатациитруб змеевикапечи, расходпродукта в печьследует поддерживатьпостоянным.Для поддержанияпостоянстварасхода продуктана выходнойлинии насосаустанавливаетсядиафрагма 6,связанная срегистрирующимприбором ирегулирующимблоком 8. Регулирующийблок в соответствиис установленнымзаданием действуетна клапан 7.

1.9.4.Лабораторныйконтроль качествасырья и продукции

Благодарялабораторномуконтролю персоналустановокполучаетдополнительныесведения, позволяющиеправильно веститехнологическийпроцесс.

В лабораторииисследуетсякачество нефти,поступающейна перегоннуюустановку, ипродукции,уходящей сустановки. Прианализе нефтиопределяетсяее плотность,содержаниесолей, воды,светлых фракций.Анализ бензиновыхфракций состоитв определенииоктановогочисла, наличияили отсутствияактивных сернистыхсоединений(проба на люднуюпластинку).Проводитсятакже фракционнаяразгонка бензина.Для среднихдистиллятов—керосиновойи дизельнойфракции—влабораториипроводят анализыфракционногосостава, вязкости,температурывспышки и застыванияили помутнения[22].

Если в результателабораторногоанализа выясняется,что продукцияне соответствуетнормам, оператордолжен немедленноопределитьпричину этогои в случаенеобходимостиизменить режимработы установкиили отдельныхаппаратов.

На лабораторныйанализ затрачиваетсямного времени,его результатыпоступают наустановку через1,5—2 ч после отборапробы, т. е. тогда,когда операторуже не можетисправитькачествовыпущеннойза это времяпродукции.Кроме того,лабораторнымконтролемзанимаетсябольшое количестволюдей. Поэтомуосновное направлениетехническогопрогресса исовершенствованияустановокпервичнойперегонкисостоит взначительномувеличениистепени автоматизации,переходе кавтоматическомуконтролюкачества продукции.

Разработанныев последниегоды анализаторыкачества напотоке позволяютне направлятьотбираемыепробы сырьяи продукциив цеховую илизаводскуюлабораторию,а получатьрезультатанализа [23]сразу же,непосредственнона установке.В перспективе,связав анализаторыкачества срегуляторамитехнологическогорежима, можнобудет добитьсяполной автоматизациитехнологическогопроцесса. Анализаторыкачества,определяющиефракционныйсостав, температурувспышки, плотностьпродукта, ужеработают намногих установкахпрямой перегонки.

1.9.5.Организацияи учет работыустановки

С помощьюрегистрирующихи показывающихприборов, атакже руководствуясьданными лабораторныханализов, операторимеет возможностьнепрерывноследить заэксплуатациейустановки,соблюдениемтехнологическогорежима.

Основным документом,в котором определены[12] требованияк технологическомупроцессу, являетсятехнологическийрегламент. Врегламентеприводитсяхарактеристикаизготавливаемойпродукции,сырья и полуфабрикатов,описаниетехнологическогопроцесса, нормытехнологическогорежима, описываютсявозможныенеполадки,причины и способыих устранения.Особое местоуделено аналитическомуконтролюпроизводства,основным правиламбезопасноговедения технологическогорежима и правиламаварийнойостановкипроизводства.

Технологическиерегламентысоставляютсясроком на тригода, согласовываютсяс проектнойорганизацией— автором проектаустановки иутверждаютсявышестоящейорганизацией.Регламентыхранятся втехническомотделе нефтеперерабатывающегозавода, а накаждом рабочемместе должныбыть инструкции,разработанныев соответствиис регламентом.Перечень обязательныхинструкцийприводитсяв регламенте.

Оперативныйдокумент, находящийсяна установкеи содержащийосновные требованияпо поддержаниюрежима технологическогопроцесса, носитназваниетехнологическойкарты. Технологическаякарта вывешиваетсяна видном местев операторнойустановки ислужит длястаршего оператораи всех работающихна установкеосновнымруководством.Карта для каждойустановкипересматриваетсяежегодно. Обычнов технологическихкартах приводятсяпределы регулированияразличныхпараметровтехнологическогорежима.

Текущую работуоператор анализируетс помощью записейо технологическомрежиме, о качествесырья и продукции.Запись режимапроводитсяс интерваломв два часа вспециальномвахтенномжурнале. В этотже журналзаписываютсясведения орегулировкережима в связис переходомна отбор другихнефтепродуктов,о возникающихв ходе вахтынарушенияхрежима и неполадкахв работе установки.

На основе вахтенногожурнала заступающаяна вахту сменазнакомитсяс работой установкив предшествующийпериод. Начальники технолог цехаежедневнопросматриваютвахтенныйжурнал и даютписьменныеуказания поустранениювыявленныхотклоненийот регламента.Соблюдениенорм технологическогорежима контролируетсяотделом техническогоконтроля (ОТК)завода.

1.9.6.Предупреждениеи ликвидацияаварии

Аварии на установкахявляются впервую очередьрезультатомнарушениятехнологическогорежима, правилэксплуатации,правил и нормпожарной безопасностипри работе согне- и взрывоопаснымивеществами.Причиной авариибывает такжепрекращениеподачи на установкусырья, пара,топлива, воды,электроэнергии[10, 12].

При прекращенииподачи сырьяустановкуследует перевестина горячуюциркуляцию.Если прекратиласьподача электроэнергии,то следуетнемедленнопроизвестиаварийнуюостановку. Вэтом случаепоследовательновыполняютследующиеоперации: тушатфорсунки печей,перекрываютзадвижки наприемных инагнетательныхлиниях насосов,тщательнонаблюдая задавлением ваппаратах.После включенияэлектроэнергииустановкувыводят нанормальныйрежим согласнопусковой инструкции.

Прекращениеподачи водяногопара—оченьсерьезнаяавария, так какпри этом установкалишается основногосредствапожаротушения.В случае, еслипар отсутствуетв течение длительноговремени, такжедолжна бытьпроизведенааварийнаяостановка.Частой причинойаварии на установкахявляется прогартруб в печах.

Порядок ликвидацииаварий подробноизлагаетсяв производственныхинструкцияхи, в частности,в плане ликвидацииаварий на установке,инструкцияхпо техникебезопасностии пожарнойбезопасности.

2.Основныепроизводствацеха первичнойпереработкинефти ОАО«Сургутнефтегаз»

2.1.Краткоеописание процессовцеха первичнойпереработкинефти

2.1.1.Обезвоживаниеи обессоливаниенефти

Нефть поступающаяна установкусодержит хлористыхсолей до 100 мг/л,воды до 0,5%, мехпримесейдо 0,5%. Вода сраствореннымив ней соляминаходится ввиде мелких капель размеромот 1,6 до 2,0 мм. На[1] поверхностяхэтих капельсобираютсяестественныеэмульгаторы,нефтяные кислоты,асфальтосмолистыевещества,микрокристаллыпарафинов,механическиепримеси содержащиесяв нефти образуютпрочные эмульсии.Это затрудняетслияние капельводы укрупнениеи осаждениеих. Наличие внефти хлоридови воды способствуютпроявлениюряда негативныхфакторов:

образованиюсмоляной кислоты(НСl);
повышениюдавления ваппаратах;
снижениюпроизводительности;
образованиюна стенкахтрубок теплообменникови печей отложений,ухудшающихтеплопередачу;
снижению качестватоварныхнефтепродуктов.

При снижениисодержанияхлоридов до5 мг/л из нефтиудаляются такиеметаллы, какжелезо, кальцийи магний, содержаниеванадия снижаетсяболее чем в двараза. Обезвоживаниеи обессоливаниенефти на установкепроизводитсятермоэлектрохимическимспособом которыйобъединяеттермический,химическийи электрическийспособы, и позволяетдовести содержаниеводы не менее0,1%, солей до 5 мг/л.При этом взначительноймере удаляютсяи механическиепримеси. Процессэтот основанна деэмульгацииэмульсионныхчастиц содержащихсяв нефти их укрупнениии охлаждении.С этой цельюв нефть подаетсяпромывная водав виде дисперсии.Техническийспособ предусматриваетподогрев нефтипри повышениитемпературыснижаетсявязкость иплотностьнефти, прочностьвнешней пленкиэмульсионныхчастиц, облегчаетсяслияние капельводы их укрупнениеи охлаждение.

Для улучшениядеэмульгациисуществующихчастиц эмульсиив нефть вводятповерхностноактивные вещества- деэмульгаторы(химическийметод). Деэмульгаторобладая большойповерхностнойактивностью,вытесняет споверхностиестественныеэмульгаторы.Образовавшийсяновый слой,обволакивающийкаплю водынепрочен, пристолкновениилегко разрушаетсяи не препятствуетслиянию капельв более крупные.Для интенсификациидеэмульгированияпроцесс обезвоживанияпроводят вэлектрическомполе переменноготока. В электрическомполе высокогонапряжения(16-36 кВ) капливоды за счетполяризациипринимаютвытяжную формус противоположнымизарядами наконцах. Поддействиемэлектрическогополя переменноготока каплиприобретаютхаотическоедвижение,сталкиваютсядруг с другом,сливаютсяобразуя болеекрупные капли,которые осаждаютсяна дно аппарата.Процесс обезвоживанияи обессоливаниезависит оттемператур,расхода деэмульгатора,количествапромывной воды.Однако повышениетемпературыпроцесса выше120 С нецелесообразноиз-за повышениеэлектропроводностиэмульсии, чтоприводит кувеличениюрасхода электроэнергии,а также повышениюдавления в аппаратах.Расход деэмульгаторазависит от еготипа и в среднемсоставляет20-30 грамм на тоннунефти. Количествопромывной водысоставляет6-10% (масс.) отколичестванефти.

2.1.2.Атмосфернаяи вакуумнаяперегонканефти.

Разделениенефти на фракцииосуществляется методом ректификациив аппаратахколонного типапри атмосферномдавлении и подвакуумом.Ректификациянефти этомногократное испарение иконденсациякомпонентовнефти на контактныхтарелках колонн[1]. Таким образомфракция нефтиимеющая высокуютемпературукипения остаетсявнизу, а фракцияимеющая низкуютемпературукипения, в видепаров, поднимается в верхнюю частьколонны. Процессразделения,четкость разделения,зависит в основномот температурыи давления наорошение (флегмы),от конструкциии количестваконтактныхтарелок. Приповышениидавления вколонне снижаетсяотносительнаялетучестькомпонентов,ухудшаетсячеткостьректификации,в продукцииниза колонныувеличиваетсясодержание"легких" компонентов.Повышениетемпературыниза и верхаколонны вызываетувеличение"тяжелых"компонентовв продукцииверха колонны,а снижениетемпературывызывает увеличение"легких" компонентовв продукцииниза колонны.

Учитывая то,что при нагревенефти выше 380С и мазутавыше 420 Спроисходитих разложениеболее глубокоеразделениенефти проводятпод вакуумом.При этом испарение"тяжелых"компонентовпроисходитпри более низкомтемпературномрежиме, чемразделениепри атмосферномдавлении.

Для снижениятемпературыниза ректификационнойколонны, улучшениячеткостиреактификации,а также предотвращенияразложениянефти и мазутав нижнюю частьколонны подаютперегретыйпар.

2.1.3.Окислениегудрона получениебитума.

Получениебитумов основанона процессеокислениягудрона кислородомвоздуха[1]. Сущностьпроцесса заключаетсяв том, что содержащиесяв составе гудронамасла и смолыпод воздействиемкислородавоздуха превращаютсяв асфальтныйостаток. Повышениетемпературыразмягченияи вязкостьбитума, придаютбитуму твердостьи прочность.Процесс окислениязависит оттемпературы,расхода воздухаи времени контакта.С повышениемтемпературыскорость реакцийокислениявозрастаети процесс окисления ускоряется. При температуревыше 280 Спреобладаютреакции. Образованиякарбенов икарбоидов,которые ухудшаюткачество битума.Поэтому процессокисленияведется в интервалетемператур240-280 С. Сповышениемтемпературыокисленияувеличиваетсятемператураразмягчениябитума, снижаетсярастяжимостьи пенетрация,повышаетсяхрупкость,ухудшаетсяаугезионноесредство, снижаетсятеплостойкостьи интервал,пластичность.Увеличениерасхода воздухадо определенногопредела ведетк повышениюскорости реакцииокисления.Дальнейшееувеличениерасхода воздухане увеличиваетскорость окисления,а присутствиенеиспользованногокислорода вгазе окисленияповышаетвзрывоопасность.

Процесс окислениягудрона идетс выделениемтепла, особеннов начальныйпериод приконтакте воздухасо свежим гудроном.Для регулированиятемпературыпроцесса исозданиягидродинамическихусловий в реакторечасть битумавозвращаетсяв реактор ввиде рециркулята,с которым смешиваетсяпоступающийгудрон.

2.2.Описаниетехнологическойсхемы установкипервичнойпереработкинефти и получениябитума

2.2.1.Назначениеустановки

Установкаполучениябитума являетсякомбинированнойи включает всебя следующиепроцессы:

Подготовканефти к переработке- обезвоживаниеи обессоливаниенефти до содержанияводы не более0,1% и солей неболее 5 мг/м³.Обезвоживаниеи обессоливаниенефти осуществляетсяв электродегидратореЭ-1. Для разрушенияэмульсии "водав нефти" в нефтьподаетсядеэмульгатор.Обессоливаниенефти достигаетсявымываниемсолей за счетподачи водыв нефть.
Первичнаяпереработканефти в атмосферно-вакуумнойчасти установки.Основное назначениеблока - отборфракции до 350С отнефти в атмосфернойколонне споследующейразгонкоймазута в вакуумнойколонне дляполучениягудрона - сырьядля получениябитума.
Окислениегудрона добитума в реактореколонного типаили реакторахбескомпрессорного окисления.

Кроме целевогопродукта - битумав процессепереработкинефти на установкеполучаютсяпродукты:

Бензинованияфракция н.к.-200С. Можетприменятьсяв качестветоплива маркиА-72 или как компонентбензина.
Фракция 200-320 С- дизельноетопливо. Можетприменятьсяв качестветоплива дизельногозимнего поГОСТ 305-82.
Фракция 320-360 С- атмосферныйгазойль. В смесис вакуумнымгазойлем можетприменятьсяв качествекотельноготоплива.
Фракция 360-480 С- вакуумныйгазойль. Представляетсобой смесьтяжелых углеводородови может применятьсяв качествекотельноготоплива.
Углеводородныйгаз. Можетприменятьсяв качестветоплива внутриустановки.

2.2.2.Описаниетехнологическойсхемы

Нефть из трубопровода"Лянторскоеместорождение- ЦКПН" под давлением3,0 - 4,0 кг/см²поступает всырьевую емкостьЕ-1, через узелучета (Рис. 28).Расход нефтина установкузамеряютсятрубоквантом.Уровень нефтив емкости Е-1поддерживаетсяклапаном-регуляторомуровня, расположенномна трубопроводеподачи нефтиперед Е-1.

Из емкости Е-1насосом Н-1нефть подаетсяпаралельнымипотоками втрубное пространствотеплообменниковТ-1/3 и Т-1/4, гденагревается за счет теплаоткачиваемыхдизельноготоплива втеплообменникеТ-1/3 и смесиатмосферногои вакуумногогазойлей втеплообменникеТ-1/4. Технологическойсхемой предусмотренаподача нефтина прием насосаН-1/1 через задвижку,минуя емкостьЕ-1.

Расход нефтив теплообменникеТ-1/3, Т-1/4 регулируетсявручную с помощьюзадвижек потемпературеохлаждениядизельноготоплива и газойляв этих аппаратах,контролируемойпо прибору.

В приемныйтрубопроводнасоса Н-1 изсети производственноговодоснабженияподается промывнаявода, а такжедеэмульгаториз блока Бр-2,5.Расход водына промывкунефти регулируетсяклапаном регуляторомрасхода. Расходсмеси "нефть-вода"после насосовН-1 регистрируетсярасходомером.

Предварительнонагретая нефтьпосле теплообменникаТ-1/3, Т-1/4 объединяетсяв общий потоки поступаетв трубный пучектеплообменникаТ-1/7. Нагретаядо 90-120 Сза счет теплагудрона нефтьиз теплообменникаТ-1/7 подаетсяв междуэлектродное пространствоэлектродегидратораЭ-1. Температуранефти послетеплообменникаТ-1/7 регистрируетсяприбором.

ЭлектродегидраторЭ-1 работаетпод давлениемнефти, в случаяхснижения уровнянефти и образования"газовой подушки"срабатываетблокировка,отключающаяподачу напряженияна электродыдегидратора.В зависимости от содержанияводы в нефтии стойкостиэмульсии напряжениена электродыможет подаваться16, 5, 22 или 36 кВ. Давлениенефти в электродегидраторе регистрируетсяприбором. Температуранефти в электродегидраторерегистрируетсяприбором. Насыщеннаявода - "солевойраствор" - сниза электродегидраторачерез клапан-регуляторуровня разделафаз "нефть-вода"выводится вемкость Б-9.

Обессоленнаянефть выходитсверху электродегидратораЭ-1 и разделяетсяна два потока.Первый, меньшийпоток нефти,проходитпоследовательночерез трубноепространствотеплообменниковТ-1/5, Т-1/6 и нагреваетсяза счет теплациркуляционногоорошения колонныК-3 до 130-160 С. Температуранефти послетеплообменникаТ-1/6 регистрируетсяприбором. Схемойпредусмотреныбайпасные линиичерез задвижки,минуя теплообменникиТ-1/5, Т-1/6. Второйпоток нефтипоследовательнопроходит черезтрубное пространствотеплообменниковТ-1/8, Т-1/9, гденагреваетсяза счет теплавакуумногогазойля до180-200 С. Расходнефти по второмупотоку регулируетсяклапаном-регуляторомрасхода, расположенномна трубопроводенефти передТ-1/8. Температуранефти послетеплообменникаТ-1/9 регистрируетсяприбором. Схемойпредусмотреныбайпасные линиичерез задвижки,минуя теплообменникиТ-1/8, Т-1/9.

После теплообменникаТ-1/6, Т-1/9 оба потокаобессоленнойнефти объединяютсяв общий потокнефти, которыйпоступаетпоследовательнов трубноепространствотеплообменниковТ-1/1, Т-1/2, гденагревается за счет теплагудрона до190-210 С.Температуранефти послетеплообменниковТ-1/1,2 регистрируетсяприбором.Технологическойсхемой предусмотреныбайпасные линиичерез задвижки,минуя теплообменникиТ-1/1, Т-1/2.

Расход нефтив переработку регулируетсяклапаном-регуляторомустановленнымна выкидномколлекторенасосов Н-1.Расходомерсмонтированна трубопроводевыхода обессоленнойнефти послетеплообменниковТ-1/6,9.

После теплообменниковТ-1/1,2 нефть подаетсяв нагревательныепечи П-1, П-3.Расходы нефтичерез змеевикипечей П-1, П-3регистрируютсярасходомерами.Нагрев нефтив печах осуществляетсяв змеевикахкамер конвекциидымовыми газамии в камерахрадиации засчет лучистоготепла при сжиганиитопливногогаза. В камерерадиации печиП-1 размещентакже змеевикдля нагревамазута, а в камереконвекции печиП-3 расположенпароперегревательдля полученияводяного пара.

Температуранефти на выходеиз печи П-3регулируетсяклапаном-регуляторомтемпературы,расположенномна трубопроводеподачи топливногогаза к форсункампечи. На этомже трубопроводепосле клапана-регуляторатемпературысмонтированотсекатель,прекращающийподачу топливногогаза к форсункепри падениирасхода нефтидо "0".

Температуранефти на выходеиз печи П-1регулируетсяклапаном-регулятором расхода, расположеннымна трубопроводевхода нефтив печь П-1 ирегистрируетсяприбором.

Дополнительнотемпературынагрева в печахП-1, П-3 регистрируютсяприборами.

Сверху колонныК-3 пары бензина,водяные парыи углеводородныйгаз с температуройдо 150 Споступают вконденсаторывоздушногоохлажденияВХК-1, ВХК-2, далеедоохлаждаютсяв водяномхолодильникеХ-1 до температурыне выше 80 Си в виде газожидкостнойсмеси собираютсяв емкость Е-2.

Температурагазожидкостнойсмеси послеВХК-1,2 регистрируетсяприбором, послеХ-1. Технологическойсхемой предусмотренабайпасная линияс задвижкойдля подачиконденсата,минуя холодильникХ-1.

В емкости Е-2происходитразделениесмеси на бензин,углеводородныйгаз и воду.Углеводородныйгаз сверхуемкости Е-2выводится вкачестве топливногогаза в печь П-1или на дожигв печи П-2. Давлениев системе колонныК-3 не более1,8 кг/см²поддерживаетсяклапаном-регулятором,расположеннымна выводе газаиз Е-2 в трубопроводпаров из Е-13в печи дожигаП-2.

Вода с низаемкости Е-2через клапан-регуляторуровня разделафаз "бензин-вода"сбрасываетсяв емкость промстоковБ-9.

Часть бензиновойфракции иземкостей Е-2насосом Н-4через клапан-регулятортемпературыверха колонныК-3 возвращаетсяна 21-ю тарелкуколонны в качествеострого орошения.Расход острогоорошениярегистрируетсярасходомером.Температураверха колонныК-3 дополнительнорегистрируетсяприбором. Другаячасть бензиновойфракции подаетсяв емкость Е-11регулированиерасхода бензиновойфракции, откачиваемойв емкости Е-11,осуществляетсяклапаном-регуляторомрасхода в зависимостиот уровня вемкости Е-2.Технологическойсхемой предусмотренаподача бензиновойфракции черездиафрагменныйсмеситель вемкость защелачиванияЕ-16. В диафрагменныйсмеситель снасосом Н-8 иземкости Е-18подается расчетноеколичествораствора щелочи.Расход растворащелочи в смесительконтролируетсяприбором. Бензиноваяфракция сверхуемкости Е-16поступает вотстойник Е-17,где происходитотстой воды(раствора щелочи)из составабензиновойфракции. Бензинсверху отстойникаЕ-17 через турбокванти клапан-регуляторуровня бензиновойфракции в Е-2выводится вемкость хранениябензина Е-11.Уровень бензинав емкости Е-11контролируетсяуровнемерами.

Уровень растворащелочи в емкостиЕ-16 контролируетсяприбором, которыйпри достижениимаксимальногоуровня Н_maх=1650мм и минимальногоуровня Н_min=250мм включаетсветовой извуковой сигнал.

Отработанныйдо кондиции0,5 - 1% (масс.) растворщелочи из Е-16,а также уловленныйпри уносе раствориз Е-17 периодическисбрасываетсявручную в емкостьпромстоковБ-9, при этомраствор в Е-16заменяетсясвежим, путем закачки насосомН-8 из емкостиЕ-18.

5-8% раствор щелочиприготавливаетсяв емкости Е-18растворениемводой твердойкаустическойсоды (NaOH) илижидкой щелочизакачиваемой в автоцистернынасосом Н-8.Перемешиваниераствора в Е-18производитсяпутем циркуляцииего насосомН-8. Уровеньраствора щелочив Е-18 контролируетсяуровнемером.

С 13-й тарелкиатмосфернойколонны К-3отбираетсядизельноетопливо, котороенасосом Н-3 стемпературой180 С подаетсяв межтрубноепространствотеплообменниковТ-1/3, где отдаеттепло сыройнефти, доохлаждаетсядо температурыне выше 70 Св водяномхолодильникеХ-3 и направляетсяв емкости хранениядизельноготоплива Е-10.Количествовыводимогодизельноготоплива из К-3регулируетсяклапаном- регуляторомрасхода расположенномна трубопроводеоткачки егопосле Х-3 иучитываетсятурбоквантом.Температурадизельноготоплива послехолодильникаХ-3 регистрируетсяприбором.

Уровень дизельноготоплива в емкостиЕ-10 контролируетсяуровнемерами.

Качество дизельноготоплива обеспечиваетсяциркуляционныморошением.Циркуляционноеорошение с 11-йтарелки колонныК-3 забираетсянасосом Н-12,прокачиваетсяпоследовательночерез теплообменникиТ-1/6, где отдаеттепло первомупотоку обессоленнойнефти, доохлаждаетсяв воздушномхолодильникеВХК-3 и с температурой135-145 Свозвращаетсяв колонну на12-ю тарелку.Температураорошения навыходе из колонныК-3 регистрируетсяприбором. Температурана 12-ой тарелкеК-3 поддерживаетсяклапаном-регуляторомрасположенномна трубопроводеорошения послеВХК-3. Расходциркуляционногоорошениярегистрируетсярасходомером,расположеннымна выкидномколлекторенасосов Н-12.Температураорошения навходе К-3 регистрируетсяприбором.

С низа отпарнойколонны атмосферныйгазойль насосомН-11 черезклапан-регуляторуровня газойляв К-4 подаетсяв теплообменникТ-1/4, где отдаеттепло сыройнефти: на входев Т-1/4 атмосферныйгазойль смешиваетсяс вакуумнымгазойлем, далеесмесь доохлаждаетсяв водяномхолодильникеХ-4 и с температуройне выше 90 Снаправляетсяв емкости храненияЕ-12. Вывод атмосферногогазойля в К-4регулируетсяс помощью задвижкина перетоке.Количествовыводимогогазойля регистрируетсярасходометром.Температураатмосферногогазойля навыходе с тарелки4а и после холодильникаХ-4 регистрируетсяприбором.

Для более полногоизвлечениядизельноготоплива изатмосферногогазойля и фракциидо 360 Сиз мазутапредусмотренавозможностьподачи перегретоговодяного парав низ колонныК-3, К-4. Парысверху колонныК-4 возвращаютсяв колонну К-3на 13-ю тарелку.Температураверха колонныК-4 регистрируетсяприбором. Температураниза колонныК-3 регистрируетсяприбором. Давлениев колонне К-3контролируетсяприбором. Мазутс низа атмосфернойколонны К-3 стемпературой350 С насосомН-2 через клапан-регуляторуровня в колоннеподается длянагрева в мазутныйзмеевик печиП-1. Температурамазута на выходеиз печи П-1регулируютсяклапаном-регуляторомтемпературырасположенномна трубопроводеподачи топливногогаза к форсункампечи и регистрируетсядополнительноприбором.

Нагретый до390-405 С мазутиз печи П-1поступает навторую тарелкувакуумнойколонны К-5.Вакуумнаяколонна оборудована12-ю клапаннымитарелками, втом числе вотгонной частидве тарелки.Сверху вакуумнойколонны газы разложенияи пары углеводородов с температурой 190-200 С поступаетв водяной конденсаторКВ-1. Сконденсировавшийнефтепродуктиз КВ-1 стекаетв барометрическуюемкость БЕ-1,а несконденсированныегазы отсасываютсядвухступенчатымпароэжекторнымнасосом ПВН-1.Температурасконденсированнойсмеси в КВ-1регистрируетсяприбором.

Конденсат изпромежуточныхповерхностныхконденсаторовпароэжекторногонасоса ПВН-1сливается вбарометрическуюемкость БЕ-1,анесконденсированныегазы выбрасываютсяв печи П-2 длядожига или впечь П-1 в качестветопливногогаза. Конденсатьиз БЕ-1 сливаетсясамотеком черезклапан-регуляторуровня в дренажнуюемкость Е-13.

С 8-ой тарелкивакуумныйгазойль стемпературой280 С отбираетсяв емкость Е-3.Емкость Е-3связана с колоннойК-5 на уровне9-й тарелки линиейсуфлирования.Вакуумныйгазойль иземкости Е-3забираетсянасосом Н-6 и прокачиваетсяпоследовательночерез теплообменникиТ-1/9 где отдаеттепло второмупотоку обессоленнойнефти. ПослеТ-1/8 часть вакуумногогазойля температурой160-170 Свозвращаетсячерез холодильниквоздушногоохлажденияВХК-4 на верхнюютарелку колонныК-5 в качествециркуляционногоорошения, аизбыток газойлячерез клапан-регуляторрасхода поступаетв теплообменникТ-1/4 совместнос атмосфернымгазойлем ипосле доохлажденияв холодильникеХ-4 выводитсяв емкости Е-12через турбоквант.Температурагазойля послеВХК-4 регистрируетсяприбором. Температураверха колонныК-5 поддерживаетсяклапаном-регуляторомтемпературына трубопроводеподачи орошенияв колонну послеВХК-4. Расходциркуляционногоорошения в К-5регистрируетсярасходомером.

Гудрон с температурой360-400 С сниза колонныК-5 насосомН-5 прокачиваетсяпоследовательночерез темплообменникиТ-1/1, Т-1/7, где отдаеттепло сыройнефти и с температурой150-180 Снаправляетсяпо "жесткой"схеме в окислительнуюколонну К-1или емкостьгудрона Е-14.

Уровень гудронав колонне К-5поддерживаетсяклапаном-регуляторомуровня расположеннымна трубопроводеоткачки гудронапосле Т-1/7. Температурагудрона послеТ-1/7 регистрируетсяприбором.

Часть гудронапосле теплообменникаТ-1/1 с температурой240-255 Свозвращаетсявниз вакуумнойколонны дляснижения температуры.

Температураниза К-5 регулируетсяклапаном-регуляторомтемпературына подаче гудронавниз колонныи регистрируетсядополнительноприбором.

Давление вверху вакуумнойколонны и взоне питаниярегистрируетсяприборами.

Окислительнаяколонна К-1представляетсобой пустотелыйвертикальныйаппарат. Входгудрона в колоннуосуществляетсяниже рабочегоуровня битумав колонне. Расходгудрона вокислительнуюколонну регистрируетсярасходомером.Вниз окислительнойколонны компрессоромВК-1 через ресиверВ-1 подаетсятехническийвоздух. Распределениевоздуха посечению колонныосуществляетсяза счет маточника.Расход воздухав колоннурегистрируетсяклапаном-регуляторомрасхода расположенномна трубопроводевоздуха в колонну.После указанногоклапана-регулятора смонтирован клапан-отсекатель прекращающий подачу воздухав колонну присрабатыванииблокировкипо одному изпараметров:повышениесодержаниясвободногокислорода вгазах окисленияболее 4%, повышениетемпературыбитума внизуколонны выше275 С, понижениеуровня в колоннениже 10%.

Газы окислениясверху окислительнойколонны К-1выводятся вгазосепараторГС-1, где происходитотделениегазовой фазыот жидкости.Из сепаратораГС-1 газы окисленияпоступают надожиг в печиП-2, а жидкаяфаза -"черныйсоляр", черезклапан-регуляторуровня в ГС-1выводится вдренажнуюемкость Е-13.Давление вокислительнойколонне контролируетсяприборами,которые придостижениидавления в К-1выше 0,4 кг/см²подают звуковойи световойсигналы.

На трубопроводевыхода газовокисления ГС-1установленавтоматическийгазоанализатор,который непрерывноопределяетсодержаниесвободногокислорода вгазах окисленияс регистрациейрезультатов и завязан всистему блокировки,описанной выше.Для предотвращенияпопаданияунесенного"черного соляра"на печи П-2, натрубопроводеподачи газовокисления кпечам смонтированыдренажныетрубопроводы,с помощью которыхжидкость периодическисбрасываетсяв дренажнуюемкость Е-13.

Битум с низаколонны К-1 стемпературойдо 260 Снасосом Н-16откачиваетсяв емкости готовогобитума Е-15. Схемойпредусмотренавозможностьоткачки битумаиз колоннытакже в емкостьЕ-14. Уровеньбитума в колоннеК-1 регулируетсяклапаном-регуляторомна выкидномколлекторенасосов Н-16.Расход битумав емкости Е-15регистрируетсярасходомером.Для смягчениятемпературногорежима частьбитума посленасосов Н-16возвращаетсяв колонну К-1ниже вводагудрона в качествециркулята.

Для контроляза работойколонны предусмотренконтроль температурыи уровня с помощьютермопар повсей высотеколонны показаниякоторых регистрируютсяприбором.Технологическойсхемой предусмотренаподача гудронав К-1 черезпромежуточнуюемкость Е-14насосом Н-15.Уровень гудронав емкости Е-14контролируетсяприборами.

Дорожный битумиз емкостейЕ-15 отгружаетсяпотребителюналивом вавтоцистерны.

Уровень битумав емкости Е-15контролируетсяуровнемерами.

Бензин из емкостейЕ-11 насосамиН-32 подаетсяна наливнуюэстакаду дляналива в автоцистерны.Учет отгружаемогобензина осуществляетсясчетчикамина трубопроводахподачи бензинана наливныестояки 1/2, 2/2.Уровень бензинав емкостях Е-11 контролируетсяуровнемерами.

Дизельноетопливо забираетсянасосами Н-31из емкостейЕ-10 и подаетсяими к наливнымстоякам, черезсчетчики. Уровнидизельноготоплива в емкостяхЕ-10 контролируетсяуровнемерами.

Схемой предусмотрентакже наливв автоцистернысмеси атмосферногои вакуумногогазойля в качествекотельно-печноготоплива, котороеподается наналивную эстакадунасосами Н-30из емкостейЕ-12 через счетчики.Уровни газойляв Е-12 контролируетсяуровнемерами.При отсутствиипотребителябензин, дизельноетопливо и газойльиз емкостейЕ-11, Е-10, Е-12 откачиваетсяв резервуарыЦКПН "Федоровскнефть"или нефтепровод"Быстринскнефть"насосами Н-21через турбоквант.Откачка нефтепродуктовпроизводитсяпоочереднопо мере их накопленияв емкостях.

При необходимостивозможен наливуказанныхнефтепродуктовв автоцистернынасосами Н-21через стоякиу этих насосов.Из дренажнойемкости Е-13"черный" соляр,поступившийиз сепараторовГС-1, КС-1,2, нефтепродуктиз БЕ-1, а такженефтепродуктыпри освобождениивсех аппаратови насосов вслучаях подготовкиих к ремонту(кроме заполненныхбитумом) периодическиоткачиваетсянасосом Н-13 внефтепроводна ЦКПН "Федоровскнефть"через турбоквант.Уровень продуктав Е-13 контролируетсяуровнемером.Освобождениеаппарата К-1отбор битумапроизводитсяоткачкой егов емкость готовогобитума с последующейотгрузкойпотребителю.

Промышленныестоки - подтоварнаявода из емкостейЕ-2, БЕ-1 "солевой"раствор изэлектродегидратораЭ-1, растворотработаннойщелочи, а такжеливневые стокии стоки от смываплощадок помере накопленияв емкости промстоковБ-9 автоматическиоткачиваютсяпо уровню насосомН-14 в системуподдержанияпластовогодавления наЗападно-Сургутскийтоварный парк.Уровень в емкостиБ-9 контролируетсяуровнемером.

Деэмульгаторна установкузавозится вбочках. Длядальнейшегоиспользованияего на установкеприменяетсяблок Бр-2,5 состоящийиз емкостидеэмульгатора,циркуляционногонасоса Н-26 идозировочногонасоса Н-27. Емкостьдеэмульгатораснабженэлектронагревателем,автоматическиподдерживающимтемпературунагрева иуровнемернымстеклом.

Закачка деэмульгаторав емкость избочек осуществляетсяциркуляционнымнасосом Н-26.Для предотвращениязагустениядеэмульгатораэтим же насосомавтоматическив периодическомрежиме производитсяциркуляцияпо схеме - насос- емкость. Подачадеэмульгаторав нефть ведетсядозировочнымнасосом Н-27.Расход деэмульгаторав нефть регулируетсяходом плунжерауказанногонасоса. Приповышениидавления навыкиде насосадо 10 кг/см²или паденияего до "0" предусмотренаавтоматическаяостановканасоса.

При обеспечениисодержаниясолей в сыройнефти до 40 мг/ли удаления ихза счет избыточногодеэмульгатора(подаваемогона промыслах) в условияхустановки до5 мг/л без подачидеэмульгатора,подача деэмульгаторав нефть на установкене обязательна.

Для созданиязатвора и снятияизбыточноготепла в двойныхторцевых уплотненияхнасосов горячейи холоднойнасосной служитсистема уплотнения,состоящая иземкости уплотнительнойжидкости Е-4,насосов подачижидкости Н-7фильтров дляочистки жидкостиот механическихпримесей Ф-1,Ф-2, водяногохолодильникаХ-2 и трубопроводовциркуляциижидкости.

В качествеуплотнительнойжидкости используетсядизельноетопливо. Заполнениеемкостей Е-4и подпитка ееосуществляетсяпериодическипо трубопроводус линии откачкидизельноготоплива послехолодильникаХ-3. Уровеньпродукта вемкости Е-4контролируется уровнемером.

Уплотнительнаяжидкость иземкости Е-4насосом Н-7прокачиваетсячерез фильтрФ-1, холодильникХ-2 и подаетсяв двойные торцевыеуплотнения,откуда возвращаетсяв емкость Е-4.Давление всистеме 3-4 кг/см²регулируетсяоткрытиемзадвижки наприем насосовН-7. Схемойпредусмотреновключениерезервногонасоса Н-7автоматическипри падениидавления всистеме уплотнениядо 2,5 кг/см².Давление навыкидном коллектореН-7 контролируетсяприбором.

Для охлаждениянефтепродуктов,насосов, компрессоровна установкеиспользуетсясистема оборотноговодоснабжения,включающаянасосы Н-28, наградирню сбассейном иводопроводы.Вода насосомН-28 из бассейнаподается наустановку дляохлаждениянасосов, компрессоров,в холодильники,пройдя которыевозвращаетсяна градирню,где за счетраспыленияи контакта сорганизованнымипотоками воздухаохлаждаетсяи сливаетсяв бассейн. Давлениев системе оборотнойводы регистрируетсяприбором.

Подпитка системыводой осуществляетсяиз сетипротивопожарно-производственнойводы, подачаводы в которуюиз водопровода"Обский водозабор- Федоровскоеместорождение".Уровень водыв бассейнерегулируетсяклапаном-регуляторомна линии подпиткисистемы. Расходсвежей водына установкурегистрируетсярасходомером.

Пароснабжениеустановкиосуществляетсяот собственнойкотельной сдвумя котламиПКГМ-4. Давлениепара в паропроводеустановкирегистрируетсяприбором, а всистеме подачипара на обогревыприбором. Обеспечениетехническимвоздухом установкипроизводитсякомпрессоромВК-1. Воздухот компрессорапоступает черезводяной холодильникВХ-1 в воздухосборникВ-1, откуда далееиспользуетсядля подачи вокислительнуюколонну и натехническиенужды. Давлениетехническоговоздуха в системерегулируетсяприбором. Избытоквоздуха послеВК-1 по линиипродувки подаетсяв систему воздухКИП перед блокомподготовкивоздуха.

Воздухом КИПустановкаобеспечиваетсякомпрессорамиВК-3 блочнойкомпрессорной.Воздух компрессоромВК-3 подаетсяна блок подготовкивоздуха, пройдякоторый освобождаетсяот воды и унесенногомасла. Затемвоздух поступаетв нагревательныйблок осушки,где за счетпоглощениявлаги селикагелемосуществляетсяосушка до точкиросы не выше(-40 С) поступаетв ресивер воздухаКИП В-2 и далеечерез клапаны-регуляторыдавления кприборам иисполнительныммеханизмам.Давление воздуха в сети подачи к приборам КИПиА поддерживается1,41,6 кг/см².

КомпрессорВК-3 работаетв автоматическомрежиме по давлениюна нагнетании4,06,0 кг/см².

При необходимостидля обеспечениявоздухом КИПможет использоватьсятехническийвоздух послересивера В-1,подаваемыйв трубопроводвоздух КИП отВК-3 к блокуподготовкивоздуха. Давлениевоздуха КИПпосле блокаосушки регистрируетсяприбором.

2.2.3.Пускустановки

Пуск установкиосуществляетсяв изложеннойниже последовательностии включаетоперации:

Прием топливногогаза на установкуи включениев работу печейдожига П-2/1,П-2/2.
Заполнениенефтью атмосферногоблока и наладкахолодной циркуляциинефти.
Заполнениемазутом вакуумногоблока и наладкихолодной циркуляции.
Горячая циркуляциянефти и мазута,вывод атмосферногои вакуумногоблоков на режим.
Заполнениеокислительнойколонны К-1гудроном ивывод на режим.

Прием топливногогаза и включениев работу печейдожига хвостовыхгазов П-2/1, П-2/2.

Прием топливногогаза на установкупроизводитсяпосле контрольнойо прессовкигазопроводавоздухом и впоследовательномпорядке - отГПЗ до входана установку,далее до ГРПи затем до печейдожига П-2/1, П-2/2и печей П-1, П-3. При этом производитсятщательныйосмотр трассыгазопровода,обмыливание соединенийсальниковарматуры сцелью проверкиплотности.Трубопроводы подачи газак форсункампечей дожигадолжны бытьзаглушены.

После приемагаза до ГРПвключить вработу регулятордавления газаи убедится вработоспособности оборудованияГРП. Продутьгазопроводгазом на "свечу"ГРП до содержаниякислорода впродувочномгазе не более1% (об.).

Принять газк печам П-1, П-2,3до запорнойарматуры ипродуть газопроводыгазом до содержаниякислорода впродувочномгазе не более1% (об.).

Включить воздуходувкии продуть топкипечей дожигаП-2/1, П-2/2 воздухомв течение 10-15минут, послечего уменьшитьподачу воздухав топки доминимальной.

Поочередноподнести зажженныйфакел к горелкампечей и приоткрытьвентиль подачигаза к горелкампечей П-2/1, П-2/2.После загораниягаза отрегулироватьстабильноегорение и соскоростью 35-40С в часподнять температурув топке до 400-500С. Задвижкиподачи воздухав камеру смешенияи дымовую трубуприоткрытьминимально.В случае невозгораниягаза или потуханиягорелки, подачугаза на горелкупрекратить,продуть топкувоздухом 10-15 минути возобновитьрозжиг какуказано выше.

Заполнениенефтью атмосферного блока и наладкахолодной циркуляциинефти. Заполнениенефтью системыатмосферногоблока производитсяпосле достижениятемпературыв топках печейдожига 400 Св следующемпорядке:

Собрать схемузаполнениясистемы нефтью,все остальныезадвижки поблоку должныбыть закрыты:

Собрать схемувывода газовиз верха колонныК-3 в печи дожигаП-2.

Открыть задвижкина входе в Е-1.С появлениемуровня нефтив емкости пуститьв работу наминимальнойпроизводительностинасос Н-1/1 (Н-1/2)на заполнениесистемы атмосферногоблока.

После наборауровня в Е-1до 50-60% перевестирегулированиеуровня нефтина автоматическое.Заполнениесистемы вестипервоначальнопо байпасамклапанов регуляторов,а затем перевестина дистанционноеуправление.

При заполнениипостоянноконтролироватьпроходимостьнефти и состояниеоборудования(герметичность).

С появлениемуровня в колоннеК-3 собратьсхему "широкой"или "узкой"циркуляциинефти (конкретизируетсяраспоряжениемруководителяпуска):

с

хемаширокой циркуляции

с

хема"узкой циркуляции"

После достиженияуровня нефтив колонне К-360-70% перейти наодну из схемциркуляции.Во время циркуляцииотрегулироватьпотоки нефтичерез змеевикипечей 4-5 м3 в час,включить регуляторрасходов, уровней,контрольно-измерительныеприборы давления,температуры,отладить ихработу.
При использовании"широкой" схемыциркуляциии наличии давленияв электродегидраторе3-4 кг/см² податьнапряжениена электродыдегидратора,отрегулироватьрасход водына промывкунефти 0,2-0,4 м/час.Включитьклапан-регуляторраздела фазв электродегидраторе.
Через 1-1,5 часациркуляциинефти по "узкой"схеме, циркуляциюостановитьи после отстояв течении 40-60 мин.слить воду сниза колонныК-3 по линиидренажа в емкостьЕ-13, после чегодренаж колонныотглушить ивозобновитьциркуляцию.
Дать незначительноеколичествопара в огнеоградителипечей дожигаП-2/1,2.

Заполнениемазутом вакуумногоблока и наладкахолодной циркуляции.Заполнениесистемы мазутомосуществляетсяв следующейпоследовательности:

Включить обогревыемкости Е-14и разогретьмазут. Включитьобогревытрубопроводовгудрона и мазута.
Дать воду черезконденсаторКВ-1, убедитьсяв ее проходимости.Заполнитьбарометрическуюемкость БЕ-1для созданиягидрозатвораи установитьрасход воды1 м³/час.
Дать воду впромежуточныехолодильникипароэжекторныхнасосов ПВН-1(ПВН-2), убедитьсяв ее проходимости.Принять парв пароэжекторныйнасос ПВН-1 (ПВН-2)и отрегулироватьего работу в"холостом"режиме намаксимальныйвакуум. Задвижкаотсоса газовиз вакуумнойколонны должнабыть закрыта.Выброс паровпосле ПВН направитьв атмосферу.
Собрать схемузаполненияколонны К-5:

Пустить одиниз насосовН-15/1(2,3) по блокуи заполнитьколонну мазутомдо уровня 80-90%,после чегонасос остановить,перекрытьзадвижки.

С

обратьсхему и наладитьциркуляциюмазута:

Отладить устойчивуюциркуляцию,включитьконтрольно-измерительныеприборы давленияи температуры.

Постепеннооткрывая задвижкуотсоса парогазовоздушнойсмеси (газовуюзадвижку),подключитьпароэжекторныйнасос к системе.

Горячая циркуляциянефти и мазута,вывод атмосферногои вакуумногоблоков на режим.Разогрев системыосуществляетсятолько посленаладки устойчивойхолодной циркуляциинефти и мазута,проверкиконтрольно-измерительныхприборов иустраненияутечек и пропусковнефтепродуктов.

Розжиг форсунокпечей П-1, П-3выполняетсятолько с письменногоразрешенияруководителяпуска.

Для переходана горячуюциркуляциюнеобходимо:

Дать пар впароперегревательпечи П-3 со сбросомв дренаж у колонныК-3.
Снять заглушкина линиях подачигаза к форсункампечей П-1, П-3.Продуть газопроводытопливногогаза, на свечудо содержаниякислорода впродувочномгазе не более1% (об.).
Проверитьоткрытие шиберовна дымовыхтрубах печейП-1, П-3. Продутькамеры сгоранияпечей паромв течение 15 минут,после появленияпара из дымовыхтруб.
Внести зажженныйфакел к устьюфорсунки, приоткрытьзадвижку подачигазов на горелку.После зажиганиягаза удалитьфакел из топкии отрегулироватьгорение подачейгаза и воздухатаким образом,чтобы длинафакела быламинимальной,пламя соломенно-желтогоцвета.
Со скоростью20-30 С в часподнять температурунизов колонныК-3, К-5 до 105-110 С,после чегоскорость подъематемпературыснизить до5-10 С в час.Включить вработу регулирующийклапан.

Для повышенияустойчивостиработы насосовН-2 обратнымходом из линиитопливногогаза набратьдавление кколонне К-30,3-0,6 кг/см².Посхеме:

При этом навремя поддавливанияК-3 задвижкувывода газаиз Е-2 в коллекторк печам дожигазакрыть.

В

случае "сбрасывания"насосов Н-2,Н-5 подъемтемпературыпрекратитьи сделать выдержкудля удалениявлаги в течение40-60 минут, послечего возобновитьподъем температурысо скоростью5-10 С в час.При отсутствиидвижения череззмеевик печиП-1 мазута, из-засброса Н-5 илипри "узкой"циркуляциинефти черезпечи П-1, П-3,из-за "сброса"насоса Н-2 более5 минут, горениефорсункисоответствующейпечи (или обоих)уменьшить доминимальногои до устойчивойработы "сбросившего"насоса периодически(через 8-10 мин.)прокачиватьзмеевик посхеме:

После достижениятемпературыниза колонныК-3, К-5 170-180 Сподъем температурынефти и мазутана выходе изпечи вести соскоростью25-30 С/час.
Регулированиеподачи газак форсункампечей с началарозжига производитсявручную открытиемзадвижек передгорелкой. Притемпературеперевалов до 300 С регулированиетемпературынефти и мазутана выходе изпечей П-1, П-3перевести надистанционноеуправление.При этом обязательнодолжны бытьприоткрытыбайпасныезадвижкиклапанов-регуляторовтемпературына линии подачигаза.
По мере сниженияуровня мазутав колонне К-5и нефти при"узкой" циркуляциив колонне К-3в процессеразогревапериодическипроизводитьих подпиткудо нормальныхуровней Н-5,Н-2.
П

ридостижениитемпературына 12-ой тарелкеколонны К-3130-140 С собратьсхему и наминимальномрасходе прокачатьсистему циркуляционногоорошения:

При температурециркуляционногоорошения с 2-ойтарелки выше150 С пуститьвентиляторВКХ-3.

П

ритемпературена 12-ой тарелкеколонны К-3150-160 С вывестидизельноетопливо снезначительнымрасходом изколонны посхеме:

При температуредизельноготоплива на 12-йтарелке 175-180 Сперевестирегулированиерасхода егона дистанционноеуправлениес помощьюклапана-регулятора.

При достижениитемпературыверха колонныК-3 60 Спустить в работувентиляторыВХК-1,2 и включитьклапан-регулятордавления в Е-2на дистанционноеуправление.
С

появлениемуровня бензинав емкости Е-2слить воду иземкости, собратьсхему подачиострого орошенияв колонну и наминимальнойпроизводительностипрокачатьлинию орошения:

При температуреверха колонны95-100 С подачуорошения вестинепрерывночерез клапан-регулятортемпературыверха К-3 надистанционномуправлении.Избыток бензинапосле наборауровня в Е-255-65% направитьв емкость Е-11/1,2.При этом собратьсхему откачкибензина:

При узкой циркуляцииоткачка бензина,дизтопливаосуществляетсяпериодически.

При температурениза К-3 310-320 Сдать на "проход"перегретыйпар вниз колонны.
С разогревомверха колонныК-5 до 90-100 Сперевестипарогазовуюсмесь послепароэжекторныхнасосов сосброса на "свечу"на дожиг в печиП-2/1,2.
При достижениитемпературыверха К-5 160-180 Сподать малымрасходомциркуляционноеорошение посхеме:

риустойчивойработе насосН-6/1,2 циркуляциюпродолжить.В случае резкогоподъема температурыверха К-5 выше200 С инеустойчивойработы насосаН-6/1,2 временнодать на орошениедизельноетопливо посхеме ( по перемычкечерез задвижку).

После снижениятемпературыверха до 160-190 Сперевестиподачу орошенияколонны отН-6/1,2.

П

ослеразогрева низаколонны К-3не ниже 270 Си низа К-5 30 Сразомкнутьциркуляциюпо блокам, мазутпосле насосаН-2 направитьв К-5.

ткачкугудрона перевестипо схеме:

С

оскоростью30-40 С в часподнять температурына выходахнефти из печиП-1, П-3 до 360-365оСи мазута навыходе из П-1до 405-410 С.Во время подъематемпературыувеличитьодновременноотбор дизельноготоплива изколонны К-3,избыток вакуумногогазойля откачатьпо схеме в Е-12или в нефтепровод:

Увеличитьподачу перегретогопара в К-3 донормы.

При температурениза колонныК-5 390-395 Счасть гудронапосле теплообменникаТ-1/1 направитьв нижнюю частьколонны черезклапан-регулятордля снятия иподдержаниятемпературыниза колонны.
П

ридостижениитемпературыниза К-3 330-340 Свывести незначительноеколичествоатмосферногогазойля изколонны К-3по схеме:

Уровень газойляв К-4 поддерживаетсяклапаном-регуляторомуровня.

Стабилизироватьтемпературуверха колонныК-3 100-105 Стемпературуна 12-ой тарелкеК-3 175-180 Стемпературуверха колонныК-5 190 С,перевестирегулированиетемпературы,уровней и расходовна автоматическое.
Отобрать бензин,дизельноетопливо и гудронна анализ и порезультатаманализов внестикоррективыв технологическийрежим в пределахтехнологическойкарты. Поднятьпроизводительностьустановки понефти до нормальной.Включить блокировкипо печам П-1,П-3.
По мере накопленияпродуктов вемкостях Е-10,11,12вовремя пускапериодическиоткачиватьих насосом внефтепровод Гудрон приудовлетворительноманализе по КИШ(не менее 18) вывестина блок получениябитума.

аполнениеокислительнойколонны К-1гудроном ивывод ее нарежим. Пускреакторовбескомпрессорногоокисления.

Собрать схемувывода газовокисления изколонны К-1.

Включить обогревытрубопроводовна емкостьбитума. Направитьгудрон в колоннус температурой190-200 С по"жесткой" схеме:

ривыводе гудронав промежуточнуюемкость наладитьего закачкуиз емкости.

Для поднятиятемпературыгудрона дотемпературы190-200 СтеплообменникиТ-1/1,2 байпассируютсячастично илиполностью(байпасныезадвижки).

Заполнениеколонны контролируютсяпо показаниямтермопар. Придостиженииуровня жидкостипод маточником4 м, что соответствуетпоказаниямтемпературыприбора датьвоздух в колоннус расходом 100-150 м³/час.Включитьгазоанализатор для определениясодержаниясвободногокислорода вгазах окисления.

Заполнениеколонны доуровня 30-35% попоказаниюуровнемера.Гудрон выводитьв емкость Е-14.

ридостижениитемпературыжидкой фазыдо 220-230 Спонизить температурупоступающегов колонну гудроназакрытиемзадвижек на байпасахтеплообменниковТ-1/1,2. Пуститьнасос Н-16/1(Н-16/2)на циркуляциюбитума.

При температуре240-245 С внизуколонны К-1отобрать битумна анализ. Приудовлетворительноманализе вывестибитум в однуиз емкостейЕ-15:

При неудовлетворительноманализе продолжитьокисление дотемпературыне выше 260 Сс отборомпромежуточныханализов битумапри повышениитемпературыниза колоннына каждые 4-5 С.

Возобновитьподачу гудронав колонну. Расходвоздуха наокислениерегулироватьв зависимостиот температурыниза колонны,соответствующейполучениюкачественногобитума и допустимогосодержаниякислорода вгазах окисления.

Перевестирегулированиеуровня наавтоматическоерегулирование:подачу воздухана дистанционноеуправление,включить блокировку.

При достиженииуровня "черного"соляра в сепаратореГС-1 50% по приборувключитьклапан-регуляторуровня на выводесоляра в Е-13.

Пуск реакторовбескомпрессорногоокислениязаключаетсяв их заполнениигудроном изЕ-14, колонныК-5 или дорожнымбитумом изколонны К-1 доуровня 60-65% и окислениикислородомвоздуха приперемешивании(диспергировании).ЗаполнениеР-1,2 производитсяпо одной изсхем:

Включениедиспергаторовосуществляетсяпри уровне вреакторе нениже 45%. Скоростьокислениярегулируетсяпереключениемскорости вращениядиспергаторов 500-1000 оборотов вминуту. Придостижениитемпературыв реакторе240-250 С отобратьбитум на анализ.При удовлетворительноманализе битумиз реактораоткачать однимиз насосов вемкости Е-15или КР-1 (КР-2).

При неготовностибитума продолжитьокислениевключениемдиспергаторов.Повышениетемпературыв реакторе 250С ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

Газы окисленияиз реактороввыводятся черезгазосепараторыКС-1, КС-2 в печидожига, П-2/1,П-2/2.

Уловленный"черный" соляри вода из КС-1,КС-2 периодическипо уровнюсбрасываютсяв Е-13.

2.2.4.Возможныенеполадки,устранениеи их причины

Во время работыустановки, каки в любом технологическомпроцессе могутвозникнутьнеполадки.Самые важныеи часто встречающиесянеполадки втехнологическомпроцессе, причиныи способы ихустраненияна установкахподобного типапредставленыв табл. 17.

Возможныенеполадки,причины и способыих устранения.Таблица 17

№ п/п	Возможныенеполадки	Вероятнаяпричина неполадки	Способыустранениянеполадок
1.	Прекращениепоступлениянефти на установку(низкий уровеньнефти в Е-1	Изменениережима работынефтепровода0720 (низкое давлениенефти в точкеподключенияк нефтепроводу).	Совместнос НГДУ "ЛН"восстановитьрежим работынефтепровода,включениерезервногонасоса.
		Снижениепроходногосечения подводящегонефтепровода в результатеобразованияпарафиновыхотложенийна стенке трубы.	Временнопрекратитьприем нефти,промыть нефтепроводбензиновойфракцией. Промытьнефтепровод0150 горячей нефтью.
		Не герметичностьподводящегонефтепровода.	Временнопрекратитьприем нефтина установку,отключитьдефектныйучасток нефтепроводаи отремонтировать.
		Неисправностьрегулирующегоклапана налинии подачинефти в емкостьЕ-1.	Прием нефтипроизводитьпо байпаснойлинии череззадвижку,отремонтироватьклапан.
2.	Прекращениеподачи газав печи установкии в котельную.	Наличие вподводящемгазопроводежидкостейили гидрантнойпробки.	Освободитьподводящийгазопроводот жидкостнойили гидрантнойпробки.
		Не герметичностьподводящегогазопровода.	Прекратитьприем газана установкуотключитьдефектныйучасток газопроводаи отремонтировать.
		Нарушениережима газопередачис СургутскогоГПЗ	Своевременновосстановитьрежим газопередачис СГПЗ.
3.	Уровеньнефти в емкостиЕ-1 вышенормы.	Неисправностьрегулирующегоклапана налинии подачинефти в Е-1.	Прием нефти,временно.производитьпо байпаснойлинии череззадвижку,отключитьи отрегулироватьклапан.
3.	Уровеньнефти в емкостиЕ-1 вышенормы.	Неисправностьконтура регулированияуровня нефтив Е-1.	Уровеньнефти в Е-1контролироватьпо показаниюдублирующегоприбора, устранитьнеисправностьконтура регулированиядавления вЕ-1.
4.	Исчезновениенапряженияна электродахэлектродегидратораЭ-1.	Высокийуровень разделафаз в электродегидратореЭ-1(нижняяфаза водыдостает нижниеэлектродыэлектродегидратораЭ-1).	Дренироватьнижний, водныйслой из Э-1.Отрегулироватьуровень разделафаз в Э-1. Проверитьи наладитьконур уровняраздела фазв Э-1.
		Открытавходная дверьтрансформаторнойбудки электродегидратораЭ-1.	Закрытьвходную дверьтрансформаторнойбудки Э-1на замок.
		Короткоезамыканиев электрическойцепи питанияэлектродовЭ-1.	ОбесточитьтрансформаторэлектродегидратораЭ-1,устранитьнеисправностьв цепи питания.
		Образованиегазовой подушкив верхней частиЭ-1 из-заснижениядавления нефтиили неисправностиуровнемера,в камере уровнемера,в камере Фишера.	Поднятьдавление нефтив Э-1до нормы, проверитьи устранитьнеисправность.
5.	Содержаниеводы в нефтипосле Э-1выше нормы.	Низкаятемпературанефти в Э-1.	Отрегулироватьрасход нефтичерез теплообменникиТ-1/3,Т-1/4.
		Стойка эмульсия«вода-нефть»в электродегидратореЭ-1.	Увеличитподачу деэмульгаторав поток нефти(на прием насосаН-1).
		Увеличенаподача промывочнойводы в потокнефти (на приемнасоса Н-1).	Уменьшитподачу промывочнойводы на приемнасоса Н-1до пределов6-8% (масс.)нефти.
6.	Содержаниехлоридов внефти послеЭ-1 вышенормы.	Содержаниехлоридов всырой нефтивыше нормы.	Увеличитьподачу промывочнойводы на приемнасоса Н-1до пределов10-12(масс) нефти. Увеличитьподачу деэмульгаторана прием насосаН-1.
6.	Содержаниехлоридов внефти послеЭ-1 вышенормы.	Прекращениеподачи промывочнойводы на приемнасоса Н-1.	Выяснитьпричину, устранитьи восстановитьрасход водына промывку.
7.	Давленияв атмосфернойколонне К-3выше нормы.	ОтключенывентиляторыконденсатороввоздушногоохлажденияВХК-1,2.	Устранитьпричину ивключить вработу вентиляторыВХК-1,2.
		Переполнениебензином емкостиЕ-2.	Увеличитьоткачку бензина,установитьнормальныйуровень бензинав Е-2.
		Неисправностьконтура регулированиядавления газана выходе изЕ-2.	Отвод газовпроизводитьпо байпаснойлинии череззадвижку,устранитьнеисправностьконтурарегулирования.
		Попаданиеводы на орошениеколонны К-3.	Отрегулироватьуровень разделафаз в Е-2до нормы.
		Увеличениерасхода бензинана орошение.	Устранитьнеисправностьконтура регулированиярасхода бензинана орошение.
		Повышениетемпературынефти послепечей П-1,П-3.	Увеличитьрасход нефтичерез змеевикипечей П-1,П-3. Снизитьтемпературупечей П-1,П-3 донормы, устранитьнеисправностьрегуляторовтемпературы.
		Увеличениерасхода перегретогопара в колоннуК-3	Дренироватьконденсатиз паропровода. Установитьрасход парав пределахнормы.
8.	Температураверха колонныК-3 вышенормы.	Снижениеили прекращениеподачи орошенияв колонну К-3.	Включитьрезервныйнасос Н-4/1,2,устранитьдефекты неисправногонасоса
		Неисправностьконтура, регулированиятемпературыверха колонныК-3.	Устранитьнеисправностьконтура регулированиятемпературыверха колонныК-3.
		Низкий уровеньбензина в Е-2.	Отрегулироватьуровень бензинав Е-2в пределахнорм. Временнодать на орошениебензина иземкости Е-11насосом Н-21/1,3.
		Повышениетемпературынефти послепечей П-1,П-3.	См. пункт7.6.1. - 7.6.2.
9.	Температурана 12-ой тарелкеколонны К-3выше нормы.	Снижениеили прекращениеподачи циркуляционногоорошения.	Выяснитьпричину, возобновитьорошение ивосстановитьтемпературупо колонне.
10.	Дизельноетопливо сустановкиимеет темныйцвет.	Высокийуровень нефтивнизу колонныК-3.	Устранитьнеисправностьуровнемера.
		Не герметичностьтрубногопространстватеплообменникаТ-1/3.	Остановитьустановкуаварийно,устранитьнеисправность
		Не герметичностьтрубногопространстватеплообменникаТ-1/5 илиТ-1/6.	Выявитьнеисправныйтеплообменник,отключитьиз технологическойсхемы, в случаенеобходимостиснизитьпроизводительностьустановки.
11.	Вакуум вколонне К-5ниже нормы.	Снижениеили прекращениеподачи водыв конденсаторыКВ-1и ПВН.	Включитьв работу резервныйнасос Н-28/1,2,отремонтироватьнеисправныйнасос.
		Повышениетемпературыохлаждающейводы выше 25С	Увеличитьподпиткусистемы оборотноговодоснабжения,временно датьводу на конденсаторыиз сети противопожарнойводы.
		Понижениедавления парак эжекторнымустановкам.	Устранитьнеисправностьи наладитьработу котельной,временноуменьшитьрасход парана отопление. Из паропроводадренироватьконденсат.
		Содержаниенефти в составежидкостиподающей наорошениеколонны.	Устранитьне герметичностьв межтрубномпространстветеплообменниковТ-1/8,Т-1/9.
		Пароэжекторныйнасос ПВН-2 необеспечиваетнеобходимоговакуума	Включитьв работу резервныйпароэжекторныйнасос ПВН-1,2. Прочиститьсопло эжекторнойустановки. Устранитьне герметичностьв соединенияхпароэжекторнойустановки.
		Уровеньводы в емкостиБЕ-1 ниже нормы.	Довестиуровень водыв емкости БЕ-1до нормы. Отрегулироватьработу контурарегулированиеуровня водыв БЕ-1.
		Не герметичностьв системесосудов итрубопроводовработающихпод вакуумом.	Остановитьсистему работающуюпод вакуумомопрессоватьи устранитьне герметичность.
12.	Температураверха колонныК-5 вышенормы.	Расходциркуляционногоорошения К-5ниже нормы.	Расходциркуляционногоорошенияподнять донормы.
		Температурациркуляционногоорошения К-5ниже нормы.	Снизитьтемпературуциркуляционногоорошения донормы.
		Высокаятемператураниза колонныК-5.	Снизитьтемпературумазута послепечи П-1 до нормы
		Вакуум вколонне К-5ниже нормы.	Смотритепункты 11.1.1, 11.2.1.,11.2.1., 11.4.1., 11.5.1., 11.5.2., 11.5.3., 11.6.1., 11.6.2.
13.	Качествобитума несоответствуеттребованиямГОСТ.	Качествогудрона несоответствуеттребованиямнорм.	Восстановитьпараметрыработы К-5до режимной.
13.	Качествобитума несоответствуеттребованиямГОСТ.	Не герметичностьтрубногопространстватеплообменниковТ-1/1,Т-1/2,Т-1/7 (врезультатепопаданиенефти в гудрон).	Устранитьдефект в трубномпространстветеплообменниковТ-1/1,Т-1/2,Т-1/7.
14.	Температураокисления вколонне К-1 вышенормы.	Расход воздухана окислениевыше нормы.	Отрегулироватьподачу воздухав колонну К-1в пределахнормы.
15.	Температураперегретогопара выше нормы.	Малый расходпара черезпаронагревательП-3.	Увеличитьрасход парачерез П-3до нормы.

2.2.5.Аварийнаяостановкаустановки

Остановкаустановки привозникновенииаварийнойситуации производитсяв следующемпорядке:

Остановитьнасосы нажатиемкнопки "СТОП":

Н-1/1,2 после чегозакрыть выкидныезадвижки;
Н-2/1,2 - закрытьвыкидные задвижки;
Н-3/1,2 - закрытьвыкидные задвижки;
Н-4/1,2 - закрытьвыкидные задвижки;
Н-5/1,2 - закрытьвыкидные задвижки;
Н-6/1,2 - закрытьвыкидные задвижки;
Н-8/1,2 - закрытьвыкидные задвижки;
Н-11/1,2 - закрытьвыкидные задвижки;
Н-16/1,2 - закрытьвыкидные задвижки.

Остановитьнасос Н-27 изакрыть вентильN27.
Закрыть подачуводы задвижкамина всос насосаН-1/1,2.
Снять напряжениес электродегидратораЭ-1 нажатиемкнопки "Выключено"на щите N4 в операторной.
Потушитьтехнологическиепечи П-1, П-3 -закрыть задвижкина клапанныхсборках регуляторовтемпературынагрева нефтии мазута в печахП-1, П-3.
Продуть паромзмеевики печейП-1, П-3 нефтянойв атмосферную колоннуК-3, мазутныйв вакуумнуюколонну К-5 втечение 20-30 минут,при этом недопускатьповышениядавления ватмосфернойколонне К-3выше 1,75 кгс/см².
Закрыть задвижкис КВ-1 на вакуумныенасосы ПВН-1,2.
Закрыв пар вК-3 вывестипар с пароперегревателяв дренаж у К-4.
Пар в вакуумнуюколонну К-5закрыть толькопосле снижениявакуума в колонне.
Прекратитьподачу воздухав окислительнуюколонну, дляэтого закрытьклапан регуляторна линии подачивоздуха соператорной.
Прекратитьподачу парав свободноепространствоокислительнойколонны К-1,закрыть электрозадвижку.
ОстановитькомпрессорВК-1, ВК-2 нажатиемкнопки "СТОП",после чегозакрываютсявыходные задвижки.
Закрыть задвижкипрекратитьприем нефтив Е-1.
Если работапечей дожигаП-2/1,2 не усложняетобстановку,печи не тушатся,а работают надожиг газовс Е-2 вакуумныхнасосов ПВН-1,2,газосепаратораГС-1.
При отключенииэлектроэнергии,при отсутствиитопливногогаза, печи дожигаП-2/1,2 тушатсязакрытиемзадвижки сЕ-2, ГС-1, ПВН-1,2 выводятся ватмосферу, дляэтого открываютсязадвижки.
Правила аварийнойостановкиприменять взависимостиот конкретнойаварии, предусмотренной"Планом ликвидациивозможныхаварий.

2.2.6.Контрольтехнологическогопроцесса, системасигнализациии блокировки

В связи с непрерывностьютехнологическогопроцесса наустановкепервичнойпереработкинефти и получениябитума предусмотренасистема контроляи сигнализации.Система сигнализациии контроляобеспечиваетбезопасностьработы установки,следя за технологическимипараметрамипроцесса ипредупреждаяоб отклоненииэтих параметров.В табл. 18 приведенытехнологическиепараметры,аппараты иузлы, за которымиведется непрерывныйконтроль, асистема контроляпроизводитсрабатываниесигнализацииили блокировкупроцесса привозникновенииусловий, которыетакже перечисленыв этой таблице.

Переченьблокировоки сигнализации.Таблица 18

№ п/п	Наименованиепараметра	№ позицииприбора, местоустановки	Единицыизмерения	Предаварийнаясигнализация		Аварийнаясигнализация		Воздействиена технологическиесистемы
№ п/п	Наименованиепараметра	№ позицииприбора, местоустановки	Единицыизмерения	min.	max.	min.	max.	Воздействиена технологическиесистемы
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Давлениетопливногогаза	ГПП	кг/см²	1,0	-“-	0,7	3,0	Закрытиепредохранительногоклапана (ПЗК),световой извуковой сигнал.
2.	Содержаниесвободногокислорода вгазах окисленияколонны К-1.	Трубопроводпосле ТС-1	%	-“-	3,8	-“-	4	Закрытиеклапана отсекателя на подаче воздухав колонну световойи звуковойсигнализации.
3.	Температураниза колонныК-1.	Низ колонны К-1	°С	-“-	270	-“-	275	Закрытиеклапана отсекателяна подаче воздухав колоннуК-1,световойи звуковойсигнал.
4.	Уровеньбитума в колоннеК-1.		% по шкалеприбора	20	80	10	-“-	Закрытиеклапана отсекателяна подаче воздухав колонну К-1,световой извуковой сигнал.
5.	Расход нефтичерез змеевикпечи П-3.	Трубопроводнефти послеЭ-1	м³/ч	2	-“-	0,5	-“-	Закрытиеклапана отсекателяподачи топливногогаза в печьП-3.
6.	Расход мазутачерез змеевикпечи П-1.	Трубопроводмазута посленасоса Н-2	м³/ч	1	8	0,5	-“-	Закрытиеэлектрозадвижкина подачетопливногогаза в печьП-1, световойзвуковой сигнал.
7.	Давлениеуплотнительнойжидкости кторцам насосов.	Трубопроводуплотнительнойжидкости посленасосов Н-7	кг/см²	2,6	-“-	2,5	-“-	Включениерезервногонасоса Н-7,световой извуковой сигнализации.
8.	Уровеньнефти в электрогидраторе.	В верхнейчасти Э-1камера Фишера.	м					Отключениенапряженияна электродыЭ-1, световойи звуковойсигнал.
9.	Давлениедеэмульгатора.	Трубопроводпосле насосаН-27	кг/см²	-“-	0,5	-“-	10	Остановканасоса подачидеэмульгатораН-27.
10.	Давлениетехническоговоздуха.	Трубопроводвоздуха послеВК-1,2	кг/см²	2	-“-	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
11.	Уровень вемкости условно-чистыхстоков Б-8.	ЕмкостьБ-8.	% по шкалеприбора	-“-	45	40	60	Включениерезервногонасоса откачки,световой извуковой сигнал.
12.	Давлениевоздуха КИП.	Трубопроводвоздуха послеВК-3,4	кг/см²	3,6	-“-	3,5	-“-	Включениерезервногокомпрессора,световой извуковой сигнал.
13.	Давлениевоздуха в системеподпора воператорнуюЩСУ и компрессорную.	Воздуховодпосле вентиляторовП-1,2,3,4	мм. вод. ст.	25	-“-	20	-“-	Включениерезервноговентилятора,световой извуковой сигнал.
14.	Уровеньпромостков.	Емкость Б-9	% по шкалеприбора	-“-	0,7	0,2	0,8	Включениеи отключениенасоса Н-14,световой извуковой сигнал.
15.	Уровеньхозбытовыхстоков.	Емкость Б-5	м	4,0	5,0	3,0	5,2	Включениеи отключениерезервногонасоса, световойи звуковойсигнал.
16.	Давлениевоздуха к приборамКИП.	Трубопроводвоздуха к приборамКИП	кг/см²	1,2	-“-	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
17.	Давлениеводяного парав коллекторе.	Трубопроводпара	кг/см²	5,5	-“-	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
18.	Давлениемазута в трубопроводеподачи в печьП-1.	Трубопроводмазута посленасоса Н-2	кг/см²	1,5	-“-	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
19.	Давлениенефти.	Трубопроводнефти посленасоса Н-1	кг/см²	2,0	-“-	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
20.	Уровеньнефти в емкостиЕ-1.	Емкость Е-1	% по шкалеприбора	20	75	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
21.	Уровеньбензина в емкостиЕ-2.	Емкость Е-2	% по шкалеприбора	40	80	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
22.	Уровеньуплотнительнойжидкости вемкости Е-4.	Емкость Е-4	% по шкалеприбора	40	80	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
23.	Уровеньатмосферногогазойля в емкостиЕ-10/1,2,3.	ЕмкостьЕ-10/1,2,3	% по шкалеприбора	-“-	80	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
24.	Уровеньбензина в емкостиЕ-11/1,2,3.	ЕмкостьЕ-11/1,2,3	% по шкалеприбора	-“-	80	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
25.	Уровеньвакуумногогазойля в емкостиЕ-12/1,2.	ЕмкостьЕ-12/1,2	% по шкалеприбора	-“-	80	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
26.	Уровеньмазута в колоннеК-3.	Колонна К-3	% по шкалеприбора	20	80	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
27.	Уровеньатмосферногогазойля в колоннеК-4.	Колонна К-4	% по шкалеприбора	20	80	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
28.	Уровеньгудрона в колоннеК-5.	Колонна К-5	% по шкалеприбора	20	80	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
29.	Уровеньгудрона в емкостиЕ-14.	ЕмкостьЕ-14	% по шкалеприбора	-“-	80	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
30.	Уровеньбитума в емкостиЕ-15/1,2,3.	ЕмкостьЕ-15/1,2,3	м	-“-	2,7	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
31.	Температуранефти на выходеиз печи П-3.	Печь П-3	С	370	380	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
32.	Уровеньнефтепродуктовв емкости Е-13.	ЕмкостьЕ-13	% по шкалеприбора	-“-	80	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
33.	Уровень«черного соляра»в газосепаратореГС-1.	ГазосепараторГС-1	% по шкалеприбора	-“-	60	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
34.	Давлениев колонне К-1.	Колонна К-1	кг/см²	0,3	0,4	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
35.	Температуранефти на выходеиз печи П-1.	Печь П-1	С	375	380	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
36.	Температурамазута на выходеиз печи П-1.	Печь П-1	С	420	425	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
37.	Уровеньпожарной водыв резервуарахР-1,2.	РезервуарыР-1,2	м	5	7	-“-	-“-	Световойи звуковойсигнал.
38.	Положениедвери на входев трансформаторнуюбудку электродегидратораЭ-1.	Площадкатрансформатора	состояниезак./отк.	Закрытаядверь	-“-	-“-	Открытиедвери	Снятие напряженияв трансформаторе,звуковой исветовой сигнал.
39.	Загазованностьв помещении	Помещения	% НПВ	-“-	20	-“-	40	Световойи звуковойсигнал.

2.3.Узкиеместа производстваи рекомендации

У технологическихпечей П-1 и П-3 в1999 году заканчиваетсясрок эксплуатации,к тому же П-1претерпелауже 2 капитальныхремонта, чтотребует еезамены. В печиП-1 нагреваетсятолько нефтив П-3 мазут и пар,для экономиисредств необходимоспроектироватьпечь, котораяобеспечитнагрев всехтрех продуктов.

Во избежаниипрогаров змеевикови увеличенияпродолжительностиих работы изготовитьих из легированныхсталей. Дляболее мягкогонагрева продуктовво избежаниезакокосовыванияучастков змеевиканагрев производитьсначала в радиантнойкамере, а затемв конвекционной.

На установкеполучают бензиновуюфракцию, котораячастично используетсяпри промывкенефтяных скважин.Рекомендуюспроектироватьустановкуриформингабензиновойфракции дляполучениявысокооктановыхвидов топлива,как целевогопродукта.

2.4.Выводы

Для обеспечениястабильнойработы установкиОАО «Сургутнефтега»,необходимо:

Реконструироватьтехнологическиепечи П-1 и П-3, всвязи с невозможностьюобеспечиватьтехнологическойпроцесс необходимымколичествомтепла.
Необходимоспроектироватьтрубчатую печьс наибольшимКПД и относительноне дорогую,для нагреванефти и мазута,а также перегреваводяного паранеобходимогодля технологическихнужд.
Спроектироватьи установитьсистему автоматическогорегулированияв окислительнойколонне, т. к.процесс окислениягудрона ведетсяв близи точкивоспламененияего паров.Необходимоустановитьдатчики содержаниясвободногокислорода ввоздухе, датчикисодержаниялегких углеводородовв парах окислительнойколоны.
Установитьвысокоэффективныйсепаратормалой производительностидля тонкойочистки газа,чтобы сделатьвозможнымиспользованиегазов с колонныК-3, сжигаемыхв печи П-2, втехнологическихпечах.

3.Материальныйбаланс

Основой материальногобаланса являетсязакон сохраненияматерии, согласнокоторому количествоматериала,поступающегов процесс (приходныестатьи материальногобаланса), равняетсяколичествупродуктов,получаемыхв результатепроцесса

Материальныйбаланс. Таблица19

№ п/п	Наименованиепродуктов	%масс.	кг/час	т/сут	т/год
БлокАТ
Взято сырья:
1.	Обессоленнаянефть	100	15000	360	118800
Получено:
1.	Бензин (фр.нк-200С)	12	1800	43.2	14256
2.	Дизельноетопливо (зимнее)	20	3000	72	23760
3.	Мазут	60	9000	216	71280
4.	Атмосферныйгазойль	7.4	1110	26.64	8791
5.	Потери безвозвратные	0.6	90	2.16	713
БлокВТ
Поступило:
1.	Мазут	100	9000	216	71280
Получено:
1.	Вакуумныйгазойль	44.33	3990	95.76	31601
2.	Гудрон	55.0	4250	118.8	39204
3.	Потери безвозвратные	0.67	60	1.44	475
Блококислениягудрона
Поступило:
1.	Гудрон	100	4950	118.8	39204
Получено:
1.	Битум	97.0	4800	115.2	38016
2.	Потери безвозвратные	3.0	150	3.6	1188

(расходныестатьи материальногобаланса). Материальныйбаланс долженсоставлятьсякак для всеготехнологическогопроцесса, таки для отдельныхего элементов.Материальныйбаланс составляютза единицувремени - час,сутки, год - илиза цикл работына единицуисходного сырьяили готовойпродукции, т.е. за тот отрезоквремени, втечение которогоперерабатываетсяопределенноеколичествосырья или получаетсяопределенноеколичествопродукта.

Материальныйбаланс обычносоставляютв виде таблицили схем с указаниемсоответствующихматериальныхпотоков и представленв таб. 10. Материальныйбаланс можетбыть рассчитанв весовых, мольныхили объемныхединицах. Присоставленииматериальногобаланса вобъемных илимольных единицахнеобходимоучитывать, чтов результатетех или иныххимическихпревращенийобъем или числомолей, поступающихв аппарат, можетотличатьсяот объема иличисла молейпродуктов,получаемыхв результатепроцесса. Крометого, такоенесоответствиевозможно присмешении компонентов,не подчиняющихсязакону аддитивности.

Расчетныйматериальныйбаланс попроизводствупродукции наЦППНиПБ УВСИНГсоставлен начасовую производительностьи представленв таб.19.

Энергетическийбаланс отражаетосновное содержаниезакона сохраненияэнергии, согласнокоторому количествоэнергии, введеннойв процесс (приходныестатьи баланса),равно количествуэнергии, получаемойв результатепроцесса (расходныестатьи баланса).

Так же как иматериальныйбаланс, энергетическийбаланс можносоставлятьдля всегопроизводственногопроцесса илидля отдельныхего стадий.Энергетическийбаланс можетбыть составлендля единицывремени (час,сутки), для циклаработы, а такжена единицуисходного сырьяили готовойпродукции. Присоставлениитепловогобаланса количествотепла, содержащегосяв тех или иныхматериальныхпотоках, отсчитываютот какого-либотемпературногоуровня, чащевсего от 0°.

Ниже составлентепловой балансдля проектируемойпечи. Длясоставлениятепловогобаланса принято,что тепло содержаниевсех продуктов0.

№ п/п	Статьиприхода, расхода	%	Количество,ккал/ч
1.	Приход
	тепло вырабатываемоепри сжиганиигаза	100	2582000
	Итогоприхода:	100	2582000
2.	Расход
	тепло переданноенефти		1799000
	тепло переданноемазуту		193500
	тепло переданноепару		41650
	тепло отходящихдымовых газови потери		547850
	Итогорасхода:	100	2582000

При составленииэнергетическогои, в частности,тепловогобаланса особоевнимание должнобыть обращено:

на возможныйпереход одноговида энергиив другой;
на изменениеагрегатногосостояниятела, котороесопровождаетсявыделениемили поглощениемтепла (скрытаятеплота испаренияили конденсации,плавления,затвердевания,адсорбции ит. д.);
на тепловойэффект химическойреакции (эндотермическойили экзотермической).

Иногда необходимоучитыватьпотери теплав окружающуюсреду. Как тепловой,так и материальныйбаланс удобнопредставлятьв виде таблицили схем с указаниемвсех приходныхи расходныхстатей.

4.Расчетнаячасть

4.1.Выбортипа технологическойпечи

Рис. 28. Печьс прохождениемгазового потокачерез экран.

Рис. 29. Двухкамернаяпечь.

Рис. 30. Четырехкамернаякрекинг-печь.

Рис. 31. Печьс радирующимконусом.

сесторонняяоценка различныхтипов печейвозможна приналичии эксплуатационныхпоказателейи данных обследований.Наиболеераспространеннымитипами современныхрадиантныхпечей являются:печи с прохождениемгазового потокачерез потолочныйи подовый экраны(рис. 28,29,31 и 39), цилиндрическиепечи с радирующимконусом (рис.30), печи с наклоннымсводом (рис.35), вертикальныепечи с настеннымбоковым экраном(рис. 32) и вертикальныепечи с экранамидвустороннегооблучения (фиг.33).

Рис. 32. Вертикальнаяпечь с боковымэкраном.

Рис. 33. Печьс экраномдвустороннегооблучения.

ечи с прохождениемгазового потокачерез подовыйэкран (рис. 28) иподобные имтипы печейхарактерныбольшимиразмерамирадиантныхкамер, предопределяемымиконструкциейэтих печей иразмещениемфорсунок. Всочетании свысокой степеньюэкранирования,характернойдля этих печейв связи состремлением

Рис. 35. Двухкамернаяпечь с наклоннымсводом.

Рис. 34. Печьвысокотемпературногокрекингалигроина.

выровнятьтепловые напряжения,эти печи отличаютсятяжеловесностьюи требуют большогорасхода металлана змеевик икаркас. В печахрассматриваемоготипа можноожидать неравномерныхтепловых напряженийи местных перегревов.Неудобнымявляетсярасположениекамеры конвекциипод подом печи.

Аналогичнаяхарактеристикаможет быть данапечам с прохождениемгазового потокачерез потолочныйэкран. Высокийрасход металлана эти печи(17,6 т на 1 млн. ккалчас^-1) делаетих недостаточноэкономичными.

Цилиндрическиепечи работаютс низкими тепловыминапряжениямиповерхностинагрева в результатевысокой степениэкранирования,присущей этимпечам в силуих конструктивныхособенностей.Тепловые нагрузкиу них равномерныв радиальномнаправлениии переменныпо длине труб.Высокая степеньэкранированияэтих печейрезко снижаетэффективностьработы поверхностинагрева, чтоведет к увеличениюразмеров последнейи габаритовпечи. Оформлениецилиндрическойпечи большихразмеров сложнои требует большогорасхода металлана каркас (так,печь мощностью17 млн. ккал час^-1имеет диаметр9 м при длинетруб 14 м). Цилиндрическиепечи примернона 30—50% дорожепечей другойконфигурации.

Печи с наклоннымсводом, применяющиесяв настоящеевремя, частосочетаютсяс проведениемгорения в выносныхкарборундовыхмуфелях. Назначениенаклонногосвода, какуказывалосьвыше,—выровнятьтепловую нагрузкупотолочногоэкрана. Маловероятно, однако,чтобы устройствомнаклонногосвода можнобыло выровнятьтепловую нагрузкуэкрана, посколькуугол взаимнойвидимостиверхних трубс кладкой, чтоуказывает напониженноетепловосприятиеверхнего участкатруб. Между темнаклонный сводусложняетконструкциюэтих печей.

Вынос процессагорения запределы камерырадиации создаетмягкий режимнагрева в печи.Однако в настоящеевремя строятсятакие же печис размещениемфорсунокнепосредственнов камере радиации.

Тепловые напряженияповерхностинагрева в этихпечах не могутбыль высокимивследствиебольших размеровкамеры радиации.Расход металладоходит до12—14 т на 1 млн.ккал час^-1.

Вертикальныепечи с настеннымибоковыми экранамихарактерныиспользованиемпринципа настильногопламени. Явлениенастиланияпламени известнодавно и детальноисследовалосьВ. Е. Грум-Гржимайло[14]. Оно заключаетсяв том, что пламя,направленноена твердуюповерхность,«прилипает»к ней и вытягивается.Настиланиепламени вызванотем, что трениегаза в газовойсреде различнойплотности выше,чем на границегаз—твердоетело [14].Вытягиваниепламени и,невидимому,катализирующеедействие кладки(о которомсвидетельствуетсравнительнонебольшая длинапламени в этихпечах) приводятк выравниваниютемпературыпламени иповерхностикладки, а следовательно,и тепловыхнагрузок поверхностинагрева. Этоподтверждаетсяданными обследований.

Рассматриваемыепечи могутработать сболее высокимисредними тепловыминапряжениямиповерхностейнагрева, чемописанные ранеенагреватели.Следует отметить,что во всехпечах локальныетепловые напряженияв большой мерезависят отконфигурациифакела. Рассматриваемыйтип печей, обладающийпочти плоскимфакелом, долженбыть благоприятенс точки зренияравномерностираспределениятепловых нагрузок.Печи с настеннымибоковымиэкранами оченькомпактны такжеблагодаряиспользованиюпринципа настильногопламени, позволяющегоуменьшитьширину камерырадиации до1,5 м и менее.Соответственноудельный расходметалла на этипечи меньше,чем на всерассмотренныеранее печи(9—10 т на 1 млн.ккал час^-1).

Сказанноепозволяетотнести вертикальныепечи с настеннымибоковыми экранамик числу наиболеесовершенных,прогрессивныхтипов печей.

Еще в большеймере относитсясказанное квертикальнымпечам с экранамидвустороннегооблучения, вкоторых одновременноиспользуетсяпринцип настильногопламени. Такойспособ передачитепла являетсяочень удачным.Двустороннееоблучениеэкрана создаетравномерныетепловые итемпературныенапряженияпо окружноститрубы, что позволяетзначительноповысить средниетепловые напряженияповерхности,нагрева, несоздавая местныхперегревов.Что касаетсяпреимуществнастильногопламени, то ониотмечалисьвыше.

В рассматриваемыхпечах средниетепловые напряженияповерхностинагрева могутдостигать 54000ккал м^-2час^-1прилокальныхтепловых напряжениях,не превышающих60000 ккал м^-2час^-1 [68].

Удельный расходметалла на этипечи еще меньше,чем на вертикальныепечи с настеннымбоковым экраном,вследствиесокращениячисла труб исоединительныхколлекторов,а также габаритовпечи.

Вопрос о целесообразностипримененияэкранов двустороннегооблучения всочетании сфорсункамибеспламенногогорения требуетдетальногоизучения.

Известно, чтопри беспламенномгорении поверхностькерамики достигаеточень высокихтемператур[45]. Излучениена поверхностьэкрана большогоколичестваразмещенныхв кладке раскаленныхкерамиковыхфорсунок можетпривести кместным перегревам.Поэтому окончательнуюоценку данноготипа печи делатьеще преждевременнои к выбору егоследует подходитьс осторожностью.

Рис. 36. Печьглубокогокрекинга.

Рис. 37. Печьлегкого крекинга.

Рис. 38. Печьпрямой перегонки.

целью болееполной оценкиразличных типовпечей и проверкиприведенныхтеоретическихпредпосылокавтором []были обследованынекоторые израссмотренныхтипов печей.

Обследованиюподверглисьдве вертикальныедвухкамерныепечи с настеннымбоковым экраном:печь глубокогокрекинга (рис.36) и печь легкогокрекинга собщей выноснойреакционнойкамерой (рис.37), печь прямойперегонки спотолочными стеннымиэкранами (рис.38), двухкамернаяпечь с прохождениемгазового потокачерез потолочныйэкран длявысокотемпературногокрекинга лигроина(рис. 39) и нагревательнаядвухкамернаяпечь с наклоннымсводом (рис.35).

Рис. 39. Печьвысокотемпературногокрекингалигроина.

огласностатистическимданным трубыв вертикальныхдвухкамерныхпечах легкогои глубокогокрекинга (рис.36 и 37) приходилосьчасто менять.

Данные обследованияподтвердилисделанные ранеевыводы. В печипрямой перегонкинизкие тепловыенапряжениярадиантныхтруб и температурыгазов на перевалеявляются результатомсочетаниянизкоготепловогонапряжениятопочногопространствасо сравнительновысокой степеньюэкранирования( = 0,5). Такаяпечь неэкономична.

В вертикальныхдвух камерныхпечах длятермическогокрекингараспределениетепловых нагрузококазалосьравномерным.Некоторыенеполадки,наблюдавшиеся в работе этихпечей, вызваныпричинами чистотехнологическогохарактера.

Анализ работыпечи глубокогокрекинга илокальныхтепловыхнапряженийвпечи легкогокрекинга показывает,что вертикальныепечи с настеннымибоковымиэкранамивесьма благоприятныдля термическогокрекинга. Данныеобследованияполностьюподтверждаютсделанные вышевыводы о целесообразностии преимуществахпримененияпечей этоготипа по сравнениюсо многимидругими современнымипечами.

В печи высокотемпературногокрекинга лигроинанаблюдаетсяпрогар труббокового ипотолочногоэкранов нагревательнойсекции, вызванныйместными перегревами.

Нагревательнаядвухкамернаяпечь с наклоннымсводом работает,как и предполагалось,с низкими тепловыминапряжениямиповерхностинагрева. Даннаяпечь оказаласьнедогруженнойна 30%, но даже приполной нагрузкетепловое напряжениерадиантныхтруб не превысилобы 23000 ккал м^-1час^-1. Несмотряна то, что этапечь производилатолько нагревнефтепродуктовдо сравнительноневысокихтемператур,в ней наблюдалисьслучаи коксованиятруб.

Как указывалосьвыше, в промышленностиискусственныхжидких топливбольшое распространениеполучили печиконвекционноготипа для нагревасырья под высокимдавлением.По мнению автора,на гидрогенизационныхустановкахмогут применятьсятакже и печирадиантноготипа.

Применениепечей конвекционноготипа для этихпроцессовсвязано с большимрасходом металла,а также с повышеннымиэксплуатационнымирасходами нарециркуляциюгазов. Достаточномягких условийнагрева продуктаможно добитьсяв печи радиантноготипа, если подобратьодин из типовпечей с выровненнойтепловой нагрузкойи высокой прямойотдачей топкии, следовательно,умереннымитепловыминапряжениями,а газы из камерырадиации направлятьнепосредственнов воздухоподогреватель.Такой тип печив определенныхусловиях можетоказаться болеецелесообразным,чем печи конвекционноготипа^⁵.

В связи с вышеизложеннымдля проектавыберем печьс излучающимистенками топкии с беспламеннымигорелками.Расположениерадиантнойкамеры и камерконвекцииприняты в п.5.8.

4.2.Исходныеданные длярасчета

Исходные данныепо 1 нагреваемомукомпоненту– нефть:

массовый расходнефти G_н= 15000 кг/час;
относительнаяплотность при20 С

=0,8943;
температуравхода в печьТ_1н = 210 С;
температуравыхода из печиТ_2н = 370 С;
давление навыходе из змеевикапечи _вн= 17700 Па.

Исходные данныепо 2 компоненту– мазут (фр. 350-вышеС):

массовый расходмазута G_н= 9000 кг/час;
относительнаяплотность при20 С

=0,9594 кг/м³;
температуравхода в печьТ_1м = 350 С;
температуравыхода из печиТ_2м = 380 С;
давление навыходе из змеевикапечи _вн= 2300 Па.

Исходные данныепо 3 компоненту– пар:

массовый расходпара G_п= 413 кг/час;
температуравхода в печьТ_1п = 160 С;
температуравыхода из печиТ_2п = 370 С;

давление 6 ат.

Сжигаемоетопливо газс газоперерабатывающегозавода:

плотность при20 С

= 0,760 кг/м³;

компонентныйсостав газатабл. 20.

Компонентныйсостав газа.Таблица 20

№ п/п	Компонент	Массоваядоля g_i100,(масс. %)	Мольная(объемная) доляr_i	Молекулярная масса,М_i	M_ir_i
1.	N₂	0,46	0,0028	34	0,0952
2.	CO₂	1,78	0,0083	44	0,3652
3.	CH₄	64,97	0,8352	16	13,3632
4.	C₂H₆	7,06	0,0484	30	1,452
5.	C₃H₈	12,42	0,0581	44	2,5564
6.	и-C₄H₁₀	8,83	0,0313	58	1,8154
7.	н-C₄H₁₀	4,48	0,0159	58	0,9222
	Итого:	100	1		M_Г20,57

4.3.Расчетпроцесса горения

Определимнизшую теплотусгорания топливапо формуле:

где СН₄,С₂Н₄ ит.д. – содержаниекомпонентовв топливе вобъемн. %.

Определимэлементныйсостав топливав массовыхпроцентах.Содержаниеуглерода влюбом i-омкомпонентетоплива находимпо соотношению:

где n_i– число атомовуглерода вданном компонентетоплива.

Содержаниеуглерода:

Содержаниеводорода:

где m – числоатомов водородав данном компонентетоплива.

Содержаниекислорода:

где Р – числоатомов кислорода.

где К – числоатомов азота.

Проверка:

Определимтеоретическоеколичествовоздуха, необходимогодля сжигания1 кг газа, поформуле:

Найдем действительноеколичествовоздуха, котороетребуется длясжигания 1 кггаза.

Для печей сизлучающимистенками коэффициентизбытка воздуха=1,031,07.Принимаем=1,06. Тогдадействительноеколичествовоздуха:

или

где _в= 1,293 кг/м³ –плотностьвоздуха принормальныхусловиях (0 Си 760 мм. рт. ст.).

Определимколичествопродуктовсгорания,образующихсяпри сжигании1 кг топлива:

Суммарноеколичествопродуктовсгорания:

Проверка:

Содержаниемвлаги в воздухепренебрегаем.

Найдем объемноеколичествопродуктовсгорания в м³на 1 кг топлива(при нормальныхусловиях):

Суммарный объемпродуктовсгорания:

Плотностьпродуктовсгорания при0 С и 760 мм.рт. ст.

Определимсодержаниепродуктовсгорания приразличныхтемпературапо уравнению:

где t– температурапродуктовсгорания (дымовыхгазов), С;с – средниемассовые теплоемкостикомпонентовдымовых газов,определяемыеиз таблицы [38,стр. 491]

Найдем дляпримера q₂₀₀:

Результатырасчетов сведеныв табл.

Таблица 21

t,C	0	200	400	800	1000	1400	2000
q_t,ккал/кг	0	910	1820	3640	4550	6370	9100

Рис. 40. Графикзависимоститеплосодержанияот температуры.

По данным этойтаблицы строимграфик q-t(рис. 40).

4.4.КПД печии расход топлива

. КПД (коэффициентполезногодействия) печинайдем по формуле:

где

- потери теплав окружающуюсреду, в доляхот низшей теплотысгорания топлива;

- потери теплас уходящимидымовыми газами,в долях от низшейтеплоты сгораниятоплива.

Примем, что

и что температурадымовых газов,покидающихконвекционнуюкамеру печи,на 240 Свыше температурыt_1ппара поступающегов печь:

С

При

Снайдем по графикуq-t (см. рис.40) потерю теплас уходящимидымовыми газами:

или в долях отнизшей теплотысгорания топлива:

Подставивчисловые значениявеличин, получим,что КПД печи

Полную тепловуюнагрузку печи,или теплопроизводительностьгазовых горелокпри КПД печиравному 0,823 найдемиз формулы:

где

- полезное теплопечи, ккал/ч.

Полезное теплопечи рассчитываемпо формуле:

где G_н,G_м,G_п –производительностьпечи по нефти,мазуту и пару,кг/ч; е – массоваядоля отгонанефти на выходеиз печи при t₂_н= 370 С; определяемее по табл. онаравна 0,4349; q_t– теплосодержанияпаровой и жидкойфаз нагреваемыхпродуктов притемпературахt₁ и t₂,ккал/кг;

По таблицамтеплосодержанийжидких нефтепродуктови нефтяныхпаров [47, стр. 321],зная плотностинефти, отгона,остатка однократногоиспарения имазута, найдем:

Тогда

Подставляяв формулу заданныеи найденныевеличины, получим:

Часовой расходтоплива:

или

4.5.Камерарадиации иповерхностьтеплообмена

Поверхностьнагрева радиантныхтруб определяетсяпо формуле:

где Q_р– количествотепла, переданногосырью в камерерадиации, ккал/ч;q_р –теплонапряженностьрадиантныхтруб.

Количествотепла, переданногосырью, в камерерадиации (прямаяотдача топки)будет складыватьсяиз прямой отдачитепла нефтии мазуту. Конвекционныйзмеевик печислужит пароперегревателем.Поэтому тепло,сообщаемоев печи сырью,будет равнопрямой отдачетопки:

Тогда из уравнениятепловогобаланса топки,количествотепла переданногосырью (нефтьи мазут):

где

-коэффициентэффективности(КПД) топки;

-теплосодержаниедымовых газовна выходе изкамеры радиациипри температуреt_П.

Примем t= 800 °С и определимпо графикуq—t(см. рис. 40):

Ранее былопринято, чтопотери в окружающуюсреду равны7%. Пусть 5 % в томчисле составляютпотери теплав топке. ТогдаКПД топки, безущерба дляточности расчетапримем:

Тогда для нефти:

для мазута

Имея в виду,что печь предназначенадля нагреванефти и мазута,то примем средниетеплонапряженности[35, стр. 359]для нефти q_рн= 40000 ккал/(м²ч)и мазута q_рм= 27000 ккал/(м²ч).

Таким образом,поверхностьнагрева экранныхтруб нефтибудет равна:

мазута

Определимтемпературусырья (нефти)на входе в радиантныетрубы.

Полагая наоснове опытныхи расчетныхданных, чтонефть в конвекционныхтрубах не испаряется,найдем теплосодержаниеее и мазута

на входе в радиантныетрубы из уравнения:

Тогда для нефтинайдем:

для мазута:

По таблицетеплосодержанийжидких нефтепродуктов(5, стр. 321) искомыетемпературыt_кн =260 °С и t_км= 356 °С.

Выбираем трубыдиаметром 1278мм с полезнойдлинной l_тр.= 3,5 м (полнаядлина трубы,с учетом особенностейкрепления вцилиндрическихпечах, равна4 м). Число радиантныхтруб для нефтии мазута:

Рис. 41. Схемапечи с излучающимистенками топки.

Учитывая опытпромышленности,принимаем печьбеспламенногогорения с двухряднымэкраном двухстороннегообогрева, сгоризонтальнымшахматнымрасположениемтруб и двумянижними конвективнымипучками (рис.41). По существующимнормам принимаемшаг радиантныхтруб S= 0,25 м. Тогдарасстояниемежду вертикальнымирядами радиантныхтруб:

По даннымГипронефтемаша[47, стр. 14] расстояниеот излучающихстен до трубногоэкрана должнобыть от 0,6 до 1,0 м.Принимаемэто расстояниеа_т=1 м. В каждомвертикальномряду экранаразместим по10 труб нефтяныхи по 2 мазутных.Тогда высотарадиантнойкамеры (топки)будет (см. рис.41)

где N_p—числотруб в одномвертикальномряду; l_т= 0,25 м—расстояниеот нижней иверхней трубвертикальногоряда соответственнодо пода и потолкапечи.

Ширина радиантнойкамеры печи:

На потолкелевой и правойчастей радиантнойкамеры размещаемпо три трубыс шагом 0,25 м. Объемкамеры радиации:

Теплонапряженностьтопочногообъема такойпечи будет:

Для обеспеченияравномерногообогрева каждойтрубы экранапо окружностии по длине принимаемдля проектируемойпечи газовыегорелки Гипронефтемашатипа ГБП2а-60теплопроизводительностьюq_Г= 60000 ккал/ч каждая[47, стр. 43]. Количествогорелок:

Принимаем длякаждой из двухизлучающихстен топки по24 горелки: 6 горелокпо длине излучающейстены и 4 горелкипо высоте.

Так как размергорелки 0,50,5м, то площадькаждой излучающейстены печи:

Средняя теплоемкостьнефти в интервалетемператур210370 С:

кДж/(кгК)

 - температурнаяпоправка [35,стр. 11].

Средняя теплоемкостьмазута в интервалетемператур350380 С:

кДж/(кгК)

 - температурнаяпоправка [35,стр. 11].

4.6.Проверкаскорости сырья

Оптимальноезначение скоростисырья на входев змеевик печис учетом хорошеготеплообменаи минимальныхэнергетическихзатрат напрокачиваниесырья находитсяв пределах0,52,5 м/сек.

Линейная скоростьсырья определяетсяпо формуле:

где V_сек.– секундныйобъем сырья,м³/сек; d_в= 0,09 м – внутреннийдиаметр труб.

Секундный объемнефти при температуревхода в змеевикпечи t_1н= 210 С найдем:

Тогда линейнаскорость нефтина входе в змеевикпечи:

Секундный объеммазута притемпературевхода в змеевикпечи t_1м= 350 С найдем:

Тогда линейнаскорость мазутана входе в змеевикпечи:

Как видно, скоростьсырья на входев змеевик печинаходится вдопустимыхпределах.

4.7.Расчетлучистоготеплообменав топке

Целью этогорасчета являетсяопределениедействительнойтемпературыдымовых газовна выходе изтопки при принятойтеплонапряженностирадиантныхтруб или проверкаранее выбраннойтемпературыдымовых газов,покидающихтопку.

Определимкоэффициенттеплоотдачисвободнойконвекциейот дымовыхгазов к радиантнымтрубам по формуле:

Средняя температуранаружной поверхностистенки радиантнойтрубы определяетсяиз уравнения:

где — средняя температурасырья в радиантныхтрубах, °С; ₂— коэффициенттеплоотдачиот стенки трубык нефти, ккaл/(м²чгpaд); — толщинастенки трубы,м;  —коэффициенттеплопроводностистенки трубы,ккал/(мчград).

Средняя температуранефти и мазутав радиантныхтрубах:

Принимаем _2н= 900 ккaл/(м²чгpaд), =39 ккал/(мчград).

Тогда для нефтии мазута

и коэффициенттеплоотдачисвободнойконвекциейот дымовыхгазов к радиантнымтрубам:

Рассчитаеммаксимальнуютемпературугорения поформуле:

где t₀— такназываемаяприведеннаятемпературасистемы [40, стр.88], может бытьпринята равной20° С.

Для упрощениярасчета второеслагаемоеправой частиформулы найдемпо графикуq—t(см. рис. 40), отложивзначение

по оси абсцисси прочитавзначение температуры,на оси ординатt = 2687 C. Получим:

Определимсреднюю температурупоглощающейсреды (газа втопке). Для расчетаэтой температурыЦ. А. Бахшияном[40, стр. 93] рекомендуетсяформула:

где Q_р.к.— тепло, переданноерадиантнымтрубам свободнойконвекциейгазов, ккал/ч;Q_p.n.— потери тепларадиантнойкамерой в окружающуюсреду, ккал/ч;mc_р— средняясуммарнаятеплоемкостьпродуктовсгорания 1 кгтоплива в интервалетемпературот t_Пдо t_v.

Имеем:

Тогда

Отложив награфике рис.40 величину,

найдем соответствующуютемпературуt_v= 1103 °С (Т_v= 1376 °К).

Отсюда

Определимтемпературуизлучающейстенки. Согласноопытным даннымГипронефтемаша[40, стр. 93] эту температуруможно найтипо формуле:

Рассчитаемэквивалентнуюабсолютночерную поверхность.Предварительноопределим всенеобходимыедля этого величины.

Найдем угловойкоэффициентдля случаялучистоготеплообменамежду поверхностьюэкранных труби излучающейстенкой, иликоэффициентоблученности_HR.Этот коэффициентпоказывает,во сколько разэффективная(расчетная)поверхностьП_HRвзаимногоизлученияэкрана и излучающейстенки большеповерхностирадиантныхтруб, т. е.:

Основы расчетаП_HRдостаточноподробно изложеныв ряде руководств[39, 8, 9 и др.]. Нижеизлагаетсясхема расчетаП_HR длянашего случая.

В любом масштабе(лучше

или

)вычерчиваемсхему топкипечи с размещеннымив ней трубами.Ввиду симметричноститопки на схеме(рис. 42) дана тольколевая половинаее. Для упрощениясхемы в левомвертикальномряду показаныверхние пятьтруб из десяти,а в правомвертикальномряду — нижниепять и две трубыиз четырнадцати.

Расчетнаяповерхностьвзаимногоизлучения

определяетсядля каждойтрубы отдельно.Ввиду симметричногоразмещениятруб относительноизлучающейстенки, очевидно,достаточнонайти

для половинытруб левогоряда, половинытруб правогоряда и трублевой половиныпотолочногоэкрана. Дляполучениясредней расчетнойповерхности

одной трубыдостаточнодля нашегослучая подсчитать

для части вычерченныхтруб. Эти трубына схеме рис.42 занумерованы(1, 2, 3, 4, 5, 1', 2',3', 4', 5', и 6, 7, 8, 9, 9').

Рис. 42. Схемак расчетуповерхностивзаимногоизлучения.

з точек А иВ, ограничивающихвысоту излучающейстенки, к каждойиз занумерованныхтруб проводимкасательные(например, ктрубе 1 — касательныеВВ₁, ВВ'₁,АА₁, АА'₁;к трубе 5 — касательныеАА_5',AA'₅_',BB₅_',BB'₅_'.

Четыре касательныеобразуют укаждой трубыдве воображаемыеупругие нити,как бы натянутыена трубу,— внутреннююи внешнюю (например,для трубы 1—нить ВВ₁А'₅A — внешняяи нить ВВ'₁А'₁В₁А₁А— внутренняя;аналогичнодля трубы 5'—нить AA_5'B'_5'B— внешняяи нить АА'₅_'В'_5'А₅_'В'_5'В— внутренняя).По методу «натянутыхнитей» расчетнаяповерхностьвзаимногоизлучениядля трубы 1определитсятак:

Но

поэтому

Аналогично,для трубы 5':

Следовательно,для любой i-тойтрубы нашейсхемы расчетнаяповерхностьвзаимногоизлученияопределитсяиз формулы:

Для определенияразмеров

при расчете

любой трубынеобходиморядом со схемойтопки вычертитьв масштабе1 : 1 окружностьдиаметром,равным наружномудиаметру трубы,т. е. d_н= 127 мм. Проводяк этой окружностикасательные,параллельныекасательнымк соответствующейтрубе на схеме,отметим на нейчетыре точки,которые ограничатдве искомыедуги.

Например, наокружностис d_н =127 мм такимспособом длятрубы 1 найденыточки А, А'₁,В₁, В'₁;для трубы 5' —точки А_5',А'_5', В_5',В'_5', которыеограничилинужные намдуги: А_5'В_5'и А'_5'В'_5'.Такие построенияна этой окружностисделаны длявсех занумерованныхтруб (на рис.42 не показаны).

Длина любойдуги легконайдетсягеометрически:

где d_н= 127 мм —наружный диаметртрубы; A_iОВ_i°— центральныйугол, соответствующийдуге A_iB_i.

При таком способевычислениядлины дуг окружностьна рис. 42 не обязательночертить в масштабе1:1.

Результатывычисленийдлин дуг и расчетныхповерхностенвзаимногоизлучения длявсех занумерованныхтруб представленыв табл. 22.Все расчетныеповерхности

найдены на 1 ммдлины труб.

Таблица 22

Номерi трубы	A_iОВ_i°	A'_iОВ'_i°	A_iВ_i,мм	A'_iВ'_i,мм
1	36	40	40	44	42,0
2	46	49	51	54	52,5
3	57	61	63	68	65,5
4	69	71	76	79	77,5
5	78	82	86	91	88,5
1'	66	64	73	71	72,0
2'	73	72	81	80	80,5
3'	72	77	80	85	82,5
4'	79	79	88	88	88,0
5'	77	78	85	86	85,5
6	13	22	14	24	19,0
7	26	33	29	37	33,0
8	33	38	37	42	39,5
Сумма					826,0
9	57	54	63	60	61,5
9'	50	47	55	52	53,5
Сумма					115,0

Средняя расчетнаяповерхностьвзаимногоизлучениядляодной трубыэкрана будет:

Поверхностьвзаимногоизлучения длявсего экранапечи:

на1 мм длинытруб.

Находим величинукоэффициентаоблученности,или угловогокоэффициента:

где

— поверхностьэкрана печи,приходящаясяна 1 мм длинытруб.

Тогда

Определимугловой коэффициентдля случаялучистоготеплообменамежду газовымслоем и трубнымэкраном.

Найдем поверхностьнеэкранированныхстен топки. Изпринятой схемыкомпоновкиэкранных труб(см. рис. 42), видно,что неэкранированнымиповерхностямитопки являютсяее торцевыестены и частьфронтовых стен,не занятыхгазовыми горелками.Площадь этихповерхностейравна:

Определимэквивалентнуюабсолютночерную поверхностьпо формуле [39,стр. 89]:

где (Т)– величина,зависящая отраспределениятемпературв топке, в среднемравна 0,85; H_Л– эффективнаялучевоспринимающаяповерхность;F –поверхностьизлучающейкладки, м²; –характеристикаизлучения; _H,_V,_F– степеньчерноты экрана,топочной средыи кладки, соответственно.

Для расчетарадиантнойкамеры принимаем[35, стр. 398]_H= _F= 0,9.

Тогда формулапримет следующийвид:

Соотношение

в зависимостиот коэффициентаизбытка воздухаприблизительноможно определитьпо формуле:

Эффективнуюлучевоспринимающуюповерхностьрассчитываемпо формуле:

где Н_pi– поверхностиизлучающихэлементов илиотдельныхчастей экрана;_i– коэффициентэквивалентностипо данным Хоттеляберем из [35,стр. 396].

Тогда

Характеристикуизлучениянайдем по формуле

Числовое значениекоэффициента_FHпри

вычисляемприближеннуювеличину:

Тогда

Найдем эквивалентнуюабсолютночерную поверхность

Определимдействительнуютемпературудымовых газов,покидающихтопку. Пользуясьформулами Н.И. Белоконя[40, стр. 891, найдемнекоторыевеличины, необходимыедля решенияпоставленнойзадачи. Температурнаяпоправка ктеплопередачев топке:

где Т_макс.– абсолютнаямаксимальнаятемпературагорения, К; - абсолютнаятемператураповерхностиэкранных труб;c_s– постояннаяизлученияабсолютночерного тела,равная 4,96 ккал/(м²К⁴ч); mc_p– суммарнаятеплоемкостьдымовых газов.Определяетсяпо формуле:

Находим величинуаргумента поформуле Н. И.Белконя [35,стр. 399]:

По графику [40,стр. 90] находимхарактеристикуизлучения:

Определяемтемпературудымовых газовна выходе изкамеры радиациипо формуле Н.И. Белконя:

Полученнаярасчетом температураТ_п = 808 °Снезначительноотличаетсяот предварительнопринятой Т_п= 800 °С. Таким образом,подтверждаютсяранее назначеннаянами теплонапряженностирадиантныхтруб для нефтии мазута, арассчитанныеповерхностинагрева экранаверны.

4.8.Конвекционнаякамера

Поверхностьнагрева конвекционныхтруб определяетсяпо формуле:

где Q_к— количествотепла, передаваемогосырью в конвекционныхтрубах, ккал/ч;К– коэффициенттеплопередачив пароперегревателе,ккал/(м²чград);t_ср– среднийтемпературныйнапор, С.

Количествотепла, передаваемогонефти, мазутуи пару в конвекционныхтрубах, определимтак:

Коэффициенттеплопередачив конвекционнойкамере вычислимпо формуле:

где ₁— коэффициенттеплоотдачиконвекциейот дымовыхгазов к трубам,ккaл/(м²чгpaд);_л— коэффициенттеплоотдачиизлучениемот трехатомныхгазов к трубам,ккaл/(м²чгpaд).

Коэффициент₁определим поформуле Д. А.Литвинова:

где С — коэффициент,зависящий отшага труб; _m— коэффициент,учитывающийрасположениетруб и числорядов труб;принимаем_m=0,255; Е — коэффициент,зависящий отсредней температурыдымовых газов;находим пографику [35, стр.486] для t_ср.=0,5(t_П +t_ух.)= 0,5(800 + 400) = 600°С, Е = 21,7; и— массоваяскорость дымовыхгазов в свободномсечении конвекционнойкамеры, кг/м²ceк;d_н— наружныйдиаметр конвекционныхтруб, м; п—показательстепени, определяемыйпо таблице [35, стр. 404]; в нашемслучае n= 0,6.

ОпределимкоэффициентС. В камерахконвекцииустанавливаютсятрубы с полезнойдлиной l_тр.= 3,5 м, наружнымдиаметром d_н= 102 мм и толщинойстенки 6 мм. Вкаждой камерекомпонуетсязмеевик дляодного потокасырья. В одномгоризонтальномряду в каждойкамере устанавливаетсяпо четыре трубы.Конвекционныетрубы размещаютсяв шахматномпорядке. Согласноразмерам печныхдвойниковпринят шаг трубS =172 мм. Взависимостиот SкоэффициентС найдем поформуле:

Массовую скоростьдымовых газовв узком (свободном)сечении каждойиз двух конвекционныхкамер определимпо формуле:

где f_газ.— площадьсвободногосечения дляпрохода дымовыхгазов в пучке,м².

Величину f_газ.вычислим поформуле:

Согласно приведеннойсхеме ширинакаждой конвекционнойкамеры:

где n₁= 4 — число трубв одном горизонтальномряду.

Следовательно:

Тогда

После подстановкивсех величинв формулу длявычисления₁получим:

Коэффициенттеплоотдачиизлучениемот трехатомныхгазов определяетсяпо формуле:

где

—коэффициентытеплоотдачиизлучениемот СО₂ и Н₂О, определяемыепо номограммам [40, стр. 478] в зависимостиот среднейтемпературыдымовых газовв конвекционнойкамере, силыпоглощениятрехатомныхгазов и температурыстенки.

Коэффициенттеплоотдачиизлучениемгазов можноопределитьтакже по формулеНельсона [47, стр.4791:

Суммарныйкоэффициенттеплопередачибудет равен:

В конвекционнойкамере проектируемойпечи теплопередачаот дымовыхгазов к сырьюв трубах осуществляетсяпри смешанно-перекрестномтоке с индексомпротивоточности[40, стр. 116], равнымединице. Поэтомусредний температурныйнапор рассчитываемпо уравнениюГрасгофа:

где для нефти

для мазута

для пара

Таким образом,поверхностьнагрева конвекционныхтруб нефти,мазута и пара:

Определим числотруб в конвекционныхкамерах:

или в однойкамере:

Примем

трубы. Числорядов труб повертикали водной камере:

Высота, занимаемаятрубами вконвекционнойкамере, пришаге труб поглубине конвекционногопучка S₁= 0,148 м:

4.9.Гидравлическийрасчет змеевикапечи

Целью гидравлическогорасчета являетсяопределениедавления сырьяна входе в змеевикпечи. Так какдавление навыходе из змеевикапечи известно—внашем случае_кн= 1,8 кГ/см² и_км= 0,23 кГ/см² тодля отысканиядавления навходе в змеевикнеобходиморассчитатьпотери напорав нем. В проектируемойпечи происходитчастичноеиспарениенефти, поэтомугидравлическийрасчет змеевикаведем по методуБ. Д. Бакланова[40].

Давление сырьяна входе в змеевикпечи рассчитываемпо формуле:

где Р_и— потери напорана участкеиспарения,кГ/см²; Р_н— потери напорана участкенагрева радиантныхтруб, кГ/см²;Р_к— потери напорав конвекционномзмеевике печи(по одномупотоку), кГ/см²;Р_ст.— статическийнапор, необходимыйдля подъеманефти в змеевикеот уровня ееввода в конвекционныйзмеевик доуровня выводаиз радиантныхтруб, кГ/см².

Расчет необходимоначинать сопределенияпотерь напорана участкеиспарения:

где _н— давление вначале участкаиспарения.

Началом участкаиспаренияназываетсято сечениезмеевика печи,в котором сырьезакипает, т. е.достигаеттемпературыначала однократногоиспарения. Приэтой т

Рис. 43. Графикдля определенияупругостипаров.

емпературеупругостьнасыщенныхпаров сырьястановитсяравной давлениюв начале участкаиспарения.

Давление вначале участкаиспаренияопределяетсяметодом постепенногоприближения.Для некоторогооблегчениярасчетовпредварительностроят вспомогательнуюкривую зависимоститемпературыначала однократногоиспарения сырьяот давления(или кривую Р= f(t_н.о.и.)— зависимостиупругостинасыщенныхпаров сырьяот температурыначала однократногоиспарения).

Фракционныйсостав отбензиненнойнефти приведенв табл. 23.

Таблица 23

Пределыкипения фракций,°С

180-250

250-300

300-345

345-437

437-462

462-500

Выше

500

Выходфракций, масс.%

10,69

9,56

7,90

16,40

6,22

9,45

39,78

Порядок построениякривой Р = f(t_н.о.и.)следующий:

Для каждойфракции отбензиненнойнефти (см. табл.23) находим среднюютемпературукипения (каксреднеарифметическуютемпературуначала и концакипения).
Рассчитываеммолекулярныемассы фракцийпоформуле Б.П. Воинова:

Зная массовуюдолю x_i,каждой фракциив сырье и еемолекулярнуюмассу М_i,находим еемольную долюх_i всырье по формуле:

Каждую узкуюфракцию всоответствиис ее молекулярноймассой приравниваем(условно) киндивидуальномууглеводороду(алкану) и находимпри несколькихтемпературах(в нашем случаепри 260, 300 и 340 °С) подиаграммеКокса для каждойфракции (приравненнойк индивидуальномууглеводороду)упругость P_iнасыщенныхпаров. Вычисляемпроизведения

,выражающиепарциальноедавление паровкаждой фракции,и по уравнениюизотермы жидкойфазы находимдля каждой извыбранныхтемпературупругостьпаров сырья,т. е. давление,при которомсырье закипитпри даннойтемпературе.

Все эти определенияи расчеты сведеныв табл. 24.

По данным этойтаблицы построенакривая Р = f(t_н.о.и.)упругостипаров нефти(рис. 43).

Предварительнозадаемся давлениемв начале участкаиспарения_н= 1,9 am ипо кривой (см.рис. 43) находимтемпературуначала однократногоиспарения(закипания)отбензиненнойнефти, соответствующуюэтому давлению,t_н = 307 °С.Эта температуравыше той, с которойнефть входитв радиантныетрубы ( t_кн= 260 °С). Это значит,что испарениенефти начинаетсяв радиантнойсекции.

Найдем эквивалентную(расчетную)длину радиантныхтруб для одногопотока нефти:

где

=4 м — полнаядлина трубы;N_р1 = 15 —число радиантныхтруб в одномпотоке; = 50 — коэффициент,зависящий отвида соединениятруб [39, стр. 131];d_в= 0,lll м —внутреннийдиаметр радиантныхтруб.

Таблица 24

Пределыкипения фракции,°С	t_ср.,°С	М_i	x_i, маc.%			260°С		300°С		340°С
Пределыкипения фракции,°С	t_ср.,°С	М_i	x_i, маc.%			P_i, мм. рт.ст.	, мм. рт.ст.	P_i, мм. рт.ст.	, мм. рт.ст.	P_i, мм. рт.ст.	, мм. рт.ст.
180-250	215	171	10,69	0,063	0,210	2000,0	420,0	5000	1050,0	9000	1890,0
250-300	275	218	9,56	0,044	0,147	550,0	80,9	1500	220,5	3750	551,3
300-345	325	263	7,90	0,030	0,100	200,0	20,0	650	65,0	1700	170,0
345-437	390	329	16,4	0,050	0,167	30,0	5,0	125	20,9	800	133,6
437-462	440	386	6,22	0,016	0,053	4,5	0,2	20	1,1	175	9,3
462-500	475	428	9,45	0,022	0,073	0	0	7	0,5	60	4,4
более 500	550	528	39,78	0,075	0,250	0	0	0	0	7	1,8
Итого:			100	0,3	1		526,10,72ат		1358 1,85ат		2760 3,76ат

Тогда

Рассчитаемэквивалентнуюдлину участкаиспаренияпоуравнению:

где

—теплосодержаниенефти на выходеиз печи;

=170,5 ккал/кг —теплосодержаниесырья в началеучастка испаренияпри t_н= 307 °С;

=132 ккал/кг —теплосодержаниесырья на входев радиантныетрубы.

Тогда

Определимдавление вначале участкаиспарения поформуле Б. Д.Бакланова:

где _к= 1,8 ат = 1,810⁴кГ/м² — давлениесырья на выходеиа змеевикапечи или, чтото же самое, вконце участкаиспарения;А и В—расчетныекоэффициенты.

КоэффициентА находим поформуле [47, стр.202]:

где — коэффициентгидравлическогосопротивления,равный дляатмосферныхпечей 0,020—0,024, принимаем= 0,024; L₁— секундныйрасход сырьяпо одному потоку,кг/сек; _ж= 753 кг/м³—плотностьнефти при среднейтемпературена участкеиспарения t_ср.= 0,5(307+350)=329 °С.

Тогда

КоэффициентВ находим поформуле [47, стр.203]:

где е = 0,435—массоваядоля отгонасырья на выходеиз печи;

—средняя плотностьпаров сырьяпри давлении1 кГ/м² в кг/м³(принимается).

После подстановкичисловых значенийв формулу получим:

Давление вначале участкаиспаренияравно:

Полученноезначение _ндостаточноблизко к ранеепринятому,поэтому пересчетане делаем. Вычисляемпотерю напорана участкеиспарения:

Потери напораР_нна участкенагрева радиантныхтруб найдемпо формуле:

где = 0,031 — коэффициентгидравлическогосопротивления,выбираетсяпо таблице [35,стр. 419]; l_н— эквивалентнаядлина участканагрева радиантныхтруб по одномупотоку, м; d_в= 0,111 м — внутреннийдиаметр радиантныхтруб; и — массоваяскорость сырьяв трубах, кг/(м²сек);9,81 — безразмерныйкоэффициентперевода ньютоновв килограммы;_ж— плотностьсырья при среднейтемпературена участкенагрева радиантныхтруб.

Эквивалентнаядлина участканагрева радиантныхтруб:

Массовая скоростьсырья в трубах(одного потока):

Подставляяв формулу дляР_нчисловые значениявеличин длянефти и мазута,получим:

Потери напорав конвекционномзмеевике (поодному потоку)найдем по формуле:

где = 0,031 (см. выше); l_к— эквивалентная(расчетная)длина конвекционногозмеевика поодному потоку,м; d_в= 0,09 м — внутреннийдиаметр конвекционныхтруб; u_к— массоваяскорость сырьяв конвекционныхтрубах, кг/(м²сек);_ж— плотностьсырья при среднейтемпературев конвекционныхтрубах.

Эквивалентнаядлина конвекционногозмеевика поодному потоку:

где

—число труб водном потоке;l_тр. =4 м — полнаядлина трубы; = 50 [см.выше].

Тогда для нефтии мазута

Массовая скорость:

Подставляявформулу дляР_кчисловые значениявеличин, получаем:

Определяемстатистическийнапор, необходимыйдля подъемаотбензиненнойнефти и мазутав змеевике отуровня вводав конвекционныйзмеевик доуровня выводаиз радиантныхтруб:

где _ж— удельный вессырья при t_ср..

Таким образом,давление сырьяна входе в змеевикпечи будет:

4.10.Расчетпотерь напорав газовом трактепечи

Общие потеринапора по газовомутракту печи,или величинатяги в дымовойтрубе, рассчитываютсяпо формуле:

где Р_р— величинаразреженияв камере радиации,принимаем Р_р= 2 мм вод. ст.; Р_к— потери напорав камере конвекции,мм вод. ст.; Р_б— потери напорав борове, ммвод. ст.; Р_тр.—потери напорав дымовой трубе,мм вод. ст.

Потери напорав камере конвекцииР_кнайдем по формуле:

где Р_п— потери напорав конвекционномпучке труб, ммвод. ст.; Р_ст.— статическийнапор в камереконвекции принисходящемпотоке газов,мм вод. ст.

Потери напорав конвекционномпучке трубопределяемпо формуле В.М. Антуфьеваи Л. С. Казаченко[39, стр. 1391.

где

—коэффициент,берется потаблице [35, стр.396.], в нашем случаепри

C₁= l,5;

— коэффициент,берется пографику [35, стр.396], в нашемслучае при

С₂= 0,88; m= 8 — числогоризонтальныхрядов труб вконвекционномпучке; Re —критерий Рейнольдса;и = 0,37 кг/(м²ceк)— массоваяскорость газовв узком сечениипучка (найденаранее); _к— плотностьдымовых газовпри их среднейтемпературев конвекционнойкамере, кг/м³.

Определимсреднюю температуругазов в конвекционнойкамере:

Значение критерияРейнольдсаподсчитаемпо формуле:

где = 9710^-6м²/сек— кинематическаявязкость дымовыхгазов t_ср.= 550 °С —по таблице[35, стр. 358].

Определимвеличину _кпо формуле:

где Т₀= 273 К; ₀= 1,24 кг/м³ —плотностьдымовых газовпри 0 Си 760 мм рт. ст.,рассчитаннаявыше; Т_cp. =600+273 = 873 °К — средняяабсолютнаятемпературадымовых газов.

Тогда

ПодсчитаемР_п:

Рекомендуетсянайденнуювеличину увеличитьна 40 %, поэтомупримем

Статическийнапор в камереконвекции принисходящемпотоке газовнайдем так:

где h_к= 1,036+0,53 = 1,566 м —высота камерыконвекции (см.рис. 41); _возд.и _к— удельныйвес воздухапри температуреокружающейсреды t_возд.= 30 °С и нормальномдавлении иудельный весдымовых газов,кГ/м³.

Определим_возд.:

Получим:

Тогда

Потери напорав боровеP_бнайдем по формуле:

где

—потери напорана преодолениеместных сопротивлений,мм вод. ст.;

—потеринапора напрямолинейномучастке борова,мм вод. ст.

Предварительнопроведем расчетгазохода. Схемаустройствагазоходов печидана на рис.44.

Площадь поперечногосечения бороваподсчитываемпо следующейформуле:

где G— секундноеколичествопродуктовсгорания, кг/сек; и — массоваяскорость газовв борове, кг/(м²ceк);

Секундноеколичествопродуктовсгорания:

Массовую скоростьгазов в боровеопределим так:

где

—плотностьпродуктовсгорания притемпературеt_ух= 400 °С, кг/м³;— линейнаяскорость газовв борове, м/сек.

Найдем плотностьпродуктовсгорания приt_ух. =400 °С:

где ₀= 1,24 кг/м³— плотностьпродуктовсгорания принормальныхусловиях,рассчитаннаяраньше.

Тогда

Принимаемлинейную скоростьгазов в борове =8м/сек. Тогдамассовая скоростьгазов:

Площадь поперечногосечения борова:

Рис. 44. Схемаустройствагазоходовпечи.

Принимаемвысоту бороваh =l,36м, ширину b= 1 м, длинуl_б=10 м.

Потери напораот местныхсопротивленийрассчитываемпо формуле:

где — сумма коэффициентовместных сопротивлений.

Согласно схемеборова (см. рис.44) дымовые газыделают в немдва поворотапо 90° (один—привходе в боров,другой, не показанныйна схеме,—привходе в дымовуютрубу), проходятшибер, открытыйнаполовину,и проходят тривходных каналав общий коллектор.

Коэффициентместногосопротивленияпри поворотена 90°:

где

берется потаблице [35, стр.414], в нашемслучае при

С = 0,9.

Поэтому длядвух поворотовполучим:

По той же таблицекоэффициентместногосопротивлениянаполовинуоткрытогошибера ₂= 4 и коэффициентместногосопротивленияпри входе газав коллектор₃= 0,04.

По написаннойвыше формулеполучим:

Потери напорана прямолинейномучастке борова:

где — коэффициентгидравлическогосопротивления;d_э— эквивалентныйдиаметр борова,м.

Коэффициентгидравлическогосопротивления,зависящий отвеличины критерияРейнольдса,находим поформуле:

где — кинематическаявязкость дымовыхгазов при температурев боровеt_бt_ух. =400 °С.

В нашем случае:

По формулам[35, стр. 15] найдем:

Тогда

По написаннойвыше формулеполучим:

Таким образом:

Потери напорав дымовой трубеР_тр.найдем по формуле:

где

—потери напорапри входе газовв трубу и выходеиз нее, мм вод.ст.;

—потери напорана трение придвижении газовв трубе, мм вод.ст.;

Предварительнорассчитаемдиаметр дымовойтрубы по формуле:

где и — массоваяскорость газовна входе в трубу,кг/(м²ceк).

Массовую скоростьгазов на входев трубу рассчитаемпо формуле:

где — линейнаяскорость газовна входе в дымовуютрубу, м /сек;_вх.— плотностьгазов при ихтемпературевхода в дымовуютрубу t_вх.,кг/м³.

Примем линейнуюскорость газовна входе в дымовуютрубу = 8 м/сек, а ихтемпературуt_вх. =395 °С.

Плотность газовпри этой температуре:

Массовая скоростьгазов на входев трубу

Подставив вформулу числовыезначения величин,получим:

Примем D= 0,6 м.

Потери напорапри входе газовв трубу и выходеиз нее определимпо формуле:

где _вх.и _вых.— коэффициентыместных сопротивлений;_ср.— линейнаяскорость газовпри их среднейтемпературев трубе, м/сек;_ср.— плотностьгазов при среднейтемпературекг/м³.

Из таблицы [35,стр. 412] найдем:

_вх.= 0,3 и _вых.= 1,0

Принимаемтемпературугазов на выходеиз дымовойтрубы t_вых.= 370 С, имеяв виду потеритепла поверхностьютрубы в окружающуюсреду.

Тогда средняятемпературагазов в трубебудет:

Плотность газовпри этой температуре:

Линейная скоростьгазов при ихсредней температурев трубе:

Тогда

Потери напорана трение придвижении газовв дымовой трубеопределяемпо формуле:

где — коэффициентгидравлическогосопротивления;Н — высотадымовой трубы,м.

Определим по формулеЯкимова:

в которойа — коэффициент,принимаемыйпо таблице [35,стр. 412].

В нашем случае:

Предварительнопринимая высотудымовой трубыН = 28 м, получим:

Таким образом:

Общая потерянапора по газовомутракту печи,или величинатяги в дымовойтрубе:

Проверим высотудымовой трубыпо формуле:

где Т_в —абсолютнаятемператураокружающеговоздуха; Т_ср.— абсолютнаясредняя температурадымовых газовв трубе, равная

Тогда

Ввиду небольшогорасхождениярассчитаннойи ранее принятойвеличин Нперерасчетане делаем.

5.Технико-экономическоеобоснованиепроекта

5.1.Производственнаяпрограмма

Целью технико-экономическойоценки являетсяподтверждениеэкономическойцелесообразностипримененияисследуемогопроекта напрактике.

В данном случаенеобходимопроизвестирасчет величинызатрат необходимыхдля внедренияэтого проектав производство.Оценить изменениесебестоимостипродукцииполучаемойв цехе первичнойпереработкинефти и получениябитума.

В цехе установленодве печи: длянагрева нефтиП-1 и для подогревамазута и параП-3, после реконструкциидолжна бытьустановленапечь, котораяполностьюзаменит обепечи П-1 и П-3.Производительностьпечи по нефти15000 кг/час, помазуту – 9000 кг/час,по пару – 413 кг/час.

Для облегчениярасчета расчетзатрат и оценкусебестоимостибудем производитьпо данным отчетатехнико-экономичнсекогоотдела за 1998 год.

В 1998 году на установкупринято 67050 тнефти (загрузкана 57%). Из неепроизведено:дизельноготоплива – 22800 т,бензиновойфракции – 12750 т,битума дорожного– 31500 т.

5.2.Расчетзатрат нареконструкцию

Амортизационныеотчисленияхарактеризуютвеличину износаоборудования,зданий и сооружений.Амортизационныеотчисленияс вводом новыхОПФ представленыв табл. 25.

Затраты нареконструкциюцеха, а конкретнозамене двухпечей П-1 и П-3 напроектируемую,рассчитатьдостаточносложно, поэтомудля приблизительнойоценки себестоимостипродукциивеличину этихрасходов примемследующимобразом:

КВ₁ = Ц_печи+ Ц_печи0,2

где Ц_печи– стоимостьспроектированнойпечи; Ц_печи 0,2 – затратына монтаж печи20% от ее стоимости.

Цену печи примемследующимобразом. Таккак типы печейодинаковы, тоориентировочноможно принятьцену печи поувеличениютеплопроизводительностипечи:

где Ц_П-1– цена установленнойпечи П-1 по нагревунефти; Q_проект– теплопроизводительностьспроектированнойпечи; Q_П-1– теплопроизводительностьспроектированнойпечи.

Тогда величиназатрат нареконструкциюсоставит:

КВ₁ = 1886250 + 18862500,2= 2263500 руб.

Ввод новыхпроизводственныхфондов повлияеттолько наамортизационныеотчисленияи следовательнона себестоимостьпродукции.Амортизацияс вводом новыхпроизводственныхфондов представленав табл. 25.

Амортизация.Таблица 25

Наименование				Сумма,руб.
БалансоваястоимостьОПФ на 1.01.97 г.				38285268
Средняянорма амортизации,%				5,18
Амортизационныеотчисления				1983177
БалансоваястоимостьОПФ с учетомпереоценкина 1.01.98 г.				51685112
Средняянорма амортизации,%				5,16
Амортизационныеотчисления				2666952
Ввод основныхфондов в 1998 году,в том числе:				4582050
1. Газопровод,резервныйнефтепровод				190000
норма амортизации,%				2,5
амортизационныеотчисления				1583
2. Два резервуараРВС 400 м³с автоматизированнойсистемой налива				2128550
норма амортизации,%				5,8
амортизационныеотчисления				41152
3. Реконструкциябитумной установки(по проекту)				2263500
норма амортизации,%				5,14
амортизационныеотчисления				116344
Итого амортизацияновых ОПФ				95550
БалансоваястоимостьОПФ на 01.01.99г.				56267162
СреднегодоваястоимостьОПФ за 1998 год				53019250
Амортизационныеотчисленияза год				2762502
в том числепо кварталам	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
	666738	666738	709473	719553
Средняянорма амортизации,%	5,18

Сумма материальныхи прямых энергетическихзатрат с учетомтранспортно-заготовительныхрасходов представляетсобой частьпеременныхиздержек напроизводствопродукции, онапринята по 1998году. Затратына основныематериалы, натопливо иэлектроэнергиюс вводом реконструкциицеха не изменятся.

Ввод новогооборудованияпо данномупроекту нетребует увеличениячисленностиперсонала,поэтому фондзаработнойплаты останетсятот же.

5.3.Определениесебестоимости

Составим плансметы затрат(табл. 26) по цехупервичнойпереработкинефти и получениябитума с учетомрасходов в 1998году.

Для расчетасебестоимостиодной тонныпродукциисоставляемкалькуляциюсебестоимости(цена базиснойнефти, поступающейна переработку,без НДС - 454 руб. за 1 тонну), вкоторой расчетсебестоимостиотдельныхпродуктовведется покоэффициентураспределениязатрат (табл.28).

В табл. 27 произведенрасчет цен наготовую продукцию,получаемуюна ЦППНиПБ, дляструктурныхединиц и стороннихорганизаций.

Чистая прибыльв 1998 году по продажеосновной продукции(дорожный битум)составила:

П₁ = 133,531500= 4205250 руб

План сметызатрат по ЦППНиПБ.Таблица 26

№ п/п	Наименованиезатрат	Всего	в томчисле по кварталам,руб.
№ п/п	Наименованиезатрат	Всего	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
1.	Основныематериалы	31505330	8495248	5412134	8946524	8651424
2.	Вспомогательныематериалы	520000	110000	150000	150000	110000
3.	Топливо	987209	370296	249366	377802	74745
4.	Электроэнергия	1358923	363126	272851	359646	363300
5.	Расходы наоплату труда	2603896	627478	634166	681686	660566
6.	Отчисленияна соцнужды	1002500	241579	244154	262449	254318
7.	Амортизация	2762502	666738	666738	709473	719553
8.	Прочие расходы	2821091	706121	686044	723225	705701
	ВСЕГО	43646451	11580586	8315453	12210805	11539607
	Выработкапродукции,т.	67050	18080	11500	19060	18410
	Средняясебестоимость1 т.продукции,руб.	651	641	723	641	627

Цены нанефтепродуктыЦППНиПБ на 1998год. Таблица27

№ п/п	Наименованиенефтепродуктов	Стоимость1т.,руб.	Коэффициентрентабельности20%	НДС20%	Налогна ГСМ 25%	Ценареализациируб.
1.	Битум дорожный
	для структурныхединиц	534				534
	для стороннихорганизаций	534	133,5	133,5		801
2.	Бензиноваяфракция
	для структурныхединиц	651				651
	для стороннихорганизаций	651	162,75	162,75		976,5
3.	Дизтопливо
	для структурныхединиц	813				813
	для стороннихорганизаций	813	203,25	203,25	254	1473,5

5.4.Экономическийэффект.

За счет болееэффективноготеплообменав проектируемойпечи снизитсярасход топливногогаза на

Г = 293 – 246 =47 м³/час

или в год экономияна газе составит(стоимостьтопливногогаза соталяет278 руб за 1 тыс.м³ сухогогаза):

Г₁ =47365240,278= 114458 руб

Так как сократитсярасход газана нагрев продуктовследователносократятьсяи выбросы ватмосферу втабл. приведенакалькуляцияштрафоф завыбросы:

№ п/п	Нименованиевыбросов	Нормативплаты, рубна усл.т	Объемтекущих загрязнений,усл.т	Объемпроектныхзагрязнений,усл.т	Разницав плате, руб
1.	Диоксидуглерода	0,005	695	185	2,55
2.	Диоксидазота	0,42	607,7	190	133,14
3.	Углеводороды	0,010	69,5	2,6	0,669
4.	Оксид серы	0,33	42,8	22,2	6,798
	Всего:		1415	399,8	143,157

Плата за выбросыс учетом коэффициентаэкологическойситуации иэконмическойзначимостисократитсяна:

ПЛ_выбр =143,1572,495,0= 32640 руб.

Всего экономиясредств составит114458+32640 = 147098 руб.

Калькуляцияцеховой себестоимостипродукцииЦППНиПБ. Таблица28

Наименованиестатей расходов	Кол-во,т.	Цена,руб. за 1 т.	Сумма,руб.	Наименованиеготовой продукции	Кол-во,т.	Коэффициентраспределениязатрат	Себестоимость
							единицыпродукции,руб.	всеговыпуска, руб.
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.Сырье и основныематериалы:				Попутная:
				Дизельноетопливо	22800	1, 20 от среднейсебестоимостиготовой продукции	813	18536400
Нефть	69395	454	31505330

Потери безвозвратные (исключаются)	2345	-	-	Бензиноваяфракция	12750	1,0 от среднейсебестоимостиготовой продукции	651	8300250
2.Затраты пообработке			12412144	Итого:	35550			26836650
				Основная:
				Битум дорожный	31500	0,820 от среднейсебестоимости	533	16809801
				Итого:	31500			16809801
Всего:	67050		43646451	Всего продукции:	67050		651	43646451

5.5.Заключение

Для внедрениярешений, рассмотренныхв проекте, впроизводство,потребуется2263500 руб. единовременныхзатрат. Приэтом не значительноувеличатсяамортизационныеотчисленияна:

и следовательносебестоимостьпродукции,выпускаемойв ЦППНиПБ увеличитсяна:

Но при этомпректная печьза счет болееэффективноготеплообменаэкономит топливныйгаз и сокращаетрасходы наоплату штрафовза выбросы,эконмия средствна сумму 147098 рубв год.

Если издержкипокрывать засчет эконмиисредств предусмотреныхв проекте, тосрок окупаемостипроектныхрешений составит:

2263500 147098 = 15 лет

Амортизационныйсрок службыпечи 20 лет, следовательнодоход в случаевнедренияпроекта поистечении 15лет составит

(20 - 15)147098= 735490 руб

6.Автоматизацияпроизводства

Для стабильнойработы спроектированнойпечи, необходимоустановитьизмерительныеприборы рис.45, что позволитследить и управлятьпроцессамипроисходящимив печи. Для этогонеобходимоустановитьтермометры,ротаметры,барометры. Нарис. 45 показаныместа расположениявсех необходимыхприборов измерения.

Для печи нагреванефти, мазутаи перегреваводяного парапредусмотреныследующиеприборы (поместу установкии типу) представленыв табл. .

Типы приборови места их установки.Таблица 29

№ п/п	Измерительныеприборы и местаих установки	Тип,модификацияприбора	Пределыизмерений
№ п/п	Измерительныеприборы и местаих установки	Тип,модификацияприбора	от	до
	Термометры,С
1.	Температуранефти на входев печь	ТСП-1187	-200	+500
2.	Температуранефти на выходеиз печи	ТСП-1187	-200	+500
3.	Температурамазута на входев печь	ТСП-1187	-200	+500
4.	Температурамазута на выходеиз печи	ТСП-1187	-200	+500
5.	Температурапара на входев печь	ТСП-1187	-200	+500
6.	Температурапара на выходеиз печи	ТСП-1187	-200	+500
7.	Температурав радиантнойкамере	ЭЧП-0183	-260	+1100
8.	Температурадымовых газов	ТСП-0879	-260	+600
	Измерителидавления, Мпа
9.	Давлениенефти на входев печь	Сапфир-22ДД	0	16
10.	Давлениемазута на входев печь	Сапфир-22ДД	0	16
11.	Давлениепара	Сапфир-22ДД	0	16
12.	Давлениев радиантнойкамере	Сапфир-22ДИВ	-0,1	0,15
13.	Давлениегаза	Сапфир-22ДД	0	0,2
	Преобразователирасхода, м³/ч
14.	Расходнефти	РЭ-16ЖУЗ	0	16
15.	Расходмазута	СМ2-10	0	10
16.	Расходгаза	ТургасПРГ-100	0	100
17.	Расходвоздуха	ТургасПРГ-50	0	50

Рис. 45. Схемарасположенияизмерительныхприборов втрубчатойпечи.

Существующаясхема контроляи автоматизациипечи может бытьиспользованадля регулированияработы спроектированной.

7.Безопасностьи экологичностьпроекта

7.1.Введение

Безопаснаяорганизацияпроизводственныхпроцессов итруда имеетбольшое значениена предприятияххимическойпромышленности,где существуетпотенциальнаяопасностьаварий, отравленийи взрывов.Предотвращениечрезвычайныхситуаций взначительнойстепени зависитот строгогособлюденияпроизводственнойдисциплины,требованийпроизводственногорегламентаи технологическихинструкций.

7.2.Характеристикаусловий труда.

Сырьем и продукциейна установкепервичнойпереработкенефти и получениябитума являетсяпожаровзрывоопасныевещества:углеводородынефти, нефть,бензин, газойль,мазут, гудрон,битум, дизельноетопливо. Втехнологическомпроцессенефтепродуктынагреваютсяв печах с огневымподогревомвыше температурысамовоспламенения.Нефтяной газ,пары нефтепродуктовоказываютвредное действиена организмчеловека.

Для безопасноговедения технологическогопроцесса необходимообеспечить:герметичностьтехнологическогои другоговспомогательногооборудования,контроль засостоянием воздушнойсреды в производственныхпомещенияхи зонах, вентиляционныхпроизводственныхпомещений,строго соблюдатьнормы технологическогорежима.

Наиболее опаснымиместами наустановкеявляются:

помещениянасосной дляхолодной игорячих нефтепродуктов;
площадка колоннК-3, К-5;
площадкаокислительнойколонны К-1;
площадка реакторовР-1, Р-2;
площадкатехнологическихпечей;
площадка печейдожига;
эстакада наливабитума и светлыхнефтепродуктов;
площадкаэлектродегидратора;
площадка емкостейготовой продукции.

Характеристикапожароопасныхи токсичныхпродуктовприменяемыхна объектепредставленав табл. 30.

Таблица 30

№ п/п	Наименованиепродукта	ПДК, мг/м³ [66]	Температура, С			Пределывзрываемости[65]		Действиена организмчеловека
№ п/п	Наименованиепродукта	ПДК, мг/м³ [66]	Вспышки	Воспламенения	Самовоспламенения	Нижний	Верхний	Действиена организмчеловека
1.	Углеводородныйгаз (топливныйгаз)	300				1,3	1,5	Наркотическоеи удушающее.
2.	Нефть	300			>500			Парыи газы оказываютнаркотическоедействие. Вызываеткожные заболевания.
3.	Бензиноваяфракция	100	-27-39	-8-39	255-370	1,0	6,0	Парыдействуютнаркотическивызывают кожныезаболевания.
4.	Атмосферныйгазойль	300	50-65		340-400	1,4	6,0	Низкаяиспаряемость,пары действуютнаркотически.Действие слабеечем убензина.
5.	Вакуумныйгазоойль	300	>150	230-260	340-380	-	-	Воздействуетаналогичноатмосферномугазойлю.
6.	Мазут	300	>150		340-380	-	-	--
7.	Гудрон	300	200-230		250-300	-	-	--
8.	Битум	300	>220		>368	-	-	--
9.	Дизельноетопливо марки– Л	300	>40	69-119	300	2	3	Парыдействуютнаркотически.ДТ раздражаетслизистуюоболочку икожу.
10.	марки– З	300	>30	62-105	310	2	3
11.	марки– А	300	>30	57-100	330	2	3

Для автоматическогонепрерывногоконтроля воздушнойсреды в помещениях:насосной горячихнефтепродуктов,насосной холодныхнефтепродуктов,ГПР, дренажнойемкости Е-13,насосной промстоковБ-9, насоснойусловно-чистыхстоков Б-8, насоснойэстакады налива,дренажнойемкости Е-7,эстакады налива установленысигнализаторывзрывных концентрацийтипа СВК. Придостиженииконцентрациивзрывноговещества ввоздухе помещения20% от нижнегопредела взрываемостисигнализаторсрабатываетпри этом: загораетсялампа над входомв соответствующеепомещение ивключаетсязвуковой сигналпо месту:

дублируетсязвуковой исветовой сигнал на щите в операторнойс показанием результатованализа нашкале соответствующегоприбора;
автоматическивключаетсяаварийно-вытяжнойвентиляторсоответствующегопомещения;
насосной горячихнефтепродуктоввентиляторВ-3а;
насосной холодныхнефтепродуктоввентиляторВ-4а;
автоматическивключаетсявытяжной вентиляторсоответствующег
помещения;
дренажнойемкости Е-15;
насосной -промстоков;
насоснойусловно-чистыхстоков Б-8;
насосной эстакадыналива;
дренажнойемкости Е-7.

При возникновениикаких-либонарушений вцепи СВК, нарушенийрасхода воздухаавтоматическиподаются звуковыеи световыесигналы поместу и на щитев операторнойс высвечиваниемтабло о неисправности.

Показателиусловий трудав рабочей зонеТаблица31

Наименованиепрофессии		Аппаратчикналива	Операторустановки
Категориятяжести работы		Среднейтяжести II-б	Среднейтяжести II-б
Параметрымикроклимата	Температура,^ОС	15 – 17	21 – 23
	Относительная влажность,%	60	50
	Скоростьвоздуха,м/с	0,1	0,1
Освещенность,лк		50	30
Наименованиевредного веществана рабочемместе (ПДК,мг/м³)		Керосин(300)	Пары нефти(300), бензина(100)
Площадь,приходящаясяна одногорабочего,м²		10/4,5	50/4,5
Объем помещения,приходящийсяна одногорабочего,м²		57,6/15	192/15

В пожарно-взрывныхпомещенияхи зонах электрооборудованиеи электрическиеконтрольно-измерительныеприборы применяютсяв соответствующемвзрывозащищенномисполнении.

В производственныхпомещенияхпредусмотреныприточно-вытяжная,принудительная,механическаяи естественнаявентиляция,которая должнаобеспечитькратностьвоздухообмена:

маслохозяйства– 4;
горячая насосная– 12;
холодная насосная– 8;
компрессорная -6;
операторная -5;
ЩСУ-1 - 5 ;
приточнаявенткамерапроизводственногокорпуса - 5;
приточнаявенткамерагорячей и холоднойнасосной - 3;
насосная дренажныхемкостей Е-13,Е-7 - 6.5
насосная промстоков - 6.5;
насосная эстакадыналива - 8;

Кроме общеобменныхгорячая и холоднаянасосные оборудованыаварийнойвентиляции,(В3а, В4а) обеспечивающиевосьмикратныйвоздухообмен помещении.

Приточныевентиляциипомещенийсовмещены своздушнымотоплением.

7.3.Спецодеждаи предохранительныеприспособления.

Спецодежда,спецобувь изащитныеприспособленияна установкепервичнойпереработкинефти и получениябитума выдаютсяпо норам, установленныминструкцией«о порядкевыдачи, храненияи пользованияспецодеждой,спецобувьюи предохранительнымиприспособлениями»и в соответствиис «Перечнемпрофессийрабочих и ИТРОАО «Сургутнефтегаз».

С целью защитыорганов дыханияпри выполнениигазоопасныхработ на установкеимеются шланговыепротивогазы:3 комплектарабочих и 3 комплектааварийных. Дляпредохраненияглаз от световогоизлучения приобслуживаниинагревательныхпечей рабочиеобеспечиваютсязащитнымиочками.

7.4.Защитаот шума и вибрации

Ожидаемыйуровень шумана участкетехнологическойпечи П-1 непревышает 80дБА, в помещенииоператорной– 60 дБА, чтоудовлетворяеттребованиямгосударственногостандарта [58],поэтому дополнительнаязащита от шумав проектируемомпроизводствене требуется.

Защита от вибрации,генерируемойвращающимисядеталями обоудования,предусмотренапри его изготовлении.Вследствиеэтого ожидаемыепараметрывибрации непревышаютустановленныхнорм [59].

7.5.Электробезопасностьи защита отстатическогоэлектричества

Для защиты отнакопленияи проявлениязарядов статическогоэлектричествавсе оборудованиеи трубопроводыдолжны битьзаземлены.

Сопротивлениезаземлителейна каждоеприсоединениедолжно бытьне более:

10 Ом - все блочныесооружения,котельная;
50 Ом - прожекторныемачты, подземныеемкости;
40 Ом - блок компрессора,КПП, электрическийблок, операторная.

В соответствиис РД 39-22-113-78 для защитыот опасныхпроявленийзарядов статическогоэлектричествавсе металлическоеи электропроводноенеметаллическоеоборудование,трубопроводыдолжны представлятьсобой на всемпротяжениинепрерывнуюэлектрическуюцепь, котораядолжна бытьприсоединенак контуру заземленияне менее, чемв двух точках[62, 63].

Для заземленияобщих точексистемы АСУТПвыполненоспециальноезаземление-нуль-система.

Нуль-системавключает в себязаземлителя,соединенныекабели и щитык которымподключаетсяцепи требующиезаземления.

Для защиты отэлектромагнитнойиндукции междутрубопроводами,в местах извзаимногосближения нарасстояниименее 10 см черезкаждые 25-30 мприведеныметаллическиеперемычки вдольвсей трассыэстакады ичерез каждые250-300 м присоединенык заземлителямс сопротивлениемне более 50 Ом.

Скорость движенияэлектризующихсяжидкостей потрубопроводами истеченияих в аппараты,если имеетсявозможностьобразованиявзрывоопасныхконцентрацийгазовоздушныхсмесей, должнаограничиватьсядо такой величины,чтобы зарядвносимый вемкость с потокомжидкости намог вызватьс ее поверхностиискровогоразряда с энергией,достаточнойдля вспламененияокружающейсреды. При заполнениипорожнегорезервуара,жидкостьюимеющей удельноеобъемноеэлектрическоесопротивлениеболее 10 см/м,скорость закачкиограничиваетсядо 1,2 м/сек, домомента когдаконец загрузочнойтрубы окажетсяниже уровнязеркала закачиваемогопродукта придиаметре трубопроводадо 200 мм. Отводзарядов статическогоэлектричествапри наливебензина и газойлейв автоцистерныдостигаетсясозданиемнепрерывнойцепи заземленияследующимобразом:

резиновыйналивной шлангдолжен бытьобвит меднойпроволокойили меднымтросиком диаметромне менее 2 ммс шагом виткане более 100 мм,концы которыхприсоединяютсяболтовым соединениемк частям трубопроводаот насоса инаконечникушланга выполненогоиз искробезопасногоматериала;
секции телескопическихналивных трубсоединяютсямежду собоймедным тросиком;
автоцистерназаземляетсямедным тросикомк металлическомуштырю, вбитомув грунт на глубинуне менее 1м;
шланг с наконечникомили телескопическаятруба опускаетсядо днища автоцистерныи налив осуществляется«под уровень».

7.6.Пожарнаябезопасность

Установкапереработкинефти состоитиз отдельныхблоков. Разрывмежду блоками,а также расположениеаппаратовпринимаютсяв соответствиис «Противопожарныминормами проектированиепредприятий,зданий и сооруженийнефтеперерабатывающейи нефтехимическойпромышленности»( ВНТП - 28 - 79).

Помещениегорячей и холоднойнасосной оборудованыстационарнымисистемамипенотушенияс непосредственнымподключениемпередвижнойпожарной техникив случае загорания[60, 64, 65].

Сведения овреде применяемыхвеществ представленыв табл. 33

Группы икатегориивзрывоопасностиприменяемыхпродуктов поГОСТ 12.1.011-78. Таблица32

№ п/п	Наименованиевеществ, образующихвзрывоопаснуюсмесь с воздухом	Категория,группа взрывоопасностисмеси
1.	Нефтянойгаз (метан)	II, A-T1
2.	Нефтьсырая	II, A-T3
3.	Бензиноваяфракция	II, A-T3
4.	Дизельноетопливо	II, В-T3

В насосныхблоках, в трубчатыхпечах и в колоннеокисленияустановленаавтоматическаясистема пажаро-тушения.

Характеристикапожаро- и взрывоопасностиотделений.Таблица 33

Наименованиеустановки,отделенияпроизводственногопомещения	Категорияпожарной опасностипроцесса	Степеньогнестойкостизданий и сооружений,час	Классификацияпомещений инаружных установок
	Категорияпожарной опасностипроцесса	Степеньогнестойкостизданий и сооружений,час	Класспомещения поПЭУ	Категорияи группа взрывоопасныхсмесей по ПУЭ
Блок холоднойи горячей насосной	А	2,5	В-1А	ПА-ТЗ
Блок электродегидраторас теплообменников	А	--	В-1Г	ПА-ТЗ
Блок печейП-1, П-3	А	--	В-1Г	ПА-ТЗ
Блок колоннс постаментом	А	--	В-1Г	ПА-ТЗ
Площадкаемкостей товарногопарка Е-10,11,12	А	--	В-1Г	ПА-ТЗ
эстакаданалива светлыхнефтепродуктов	А	--	В-1Г	ПА-ТЗ
ПлощадкареакторовбескомпрессорногоокисленияР-1, Р-2печей дожигаП-2/1,2 иемкостей готовогобитума.	А	--	В-1Г	ПА-ТЗ
Блок получениябитума в окислительнойколонне К-1	В	--	П-Щ
Блок защелачиваниябензина	А	--		ПА-ТЗ
Площадкаемкостей товарногобитума Е-15/1,Е-15/2, Е-15/3	В	--	В-1Г	ПА-ТЗ
Помещениенасосной дренажнойемкости Е-13	А	0,75	П-Щ
ПомещениенасоснойпромстоковБ-9	А	0,75	В-1а	ПА-ТЗ
ПомещениеГРП	А	0,75	В-1а	ПА-ТЗ
Помещениенасосной условночистых стоковБ-8	А	0,75	В-1а	ПА-ТЗ
Помещениенасосной эстакадыналива	А	0,75	В-1а	ПА-ТЗ
Помещениедренажнойемкости Е-7	А	0,75	В-1а	ПА-ТЗ

Помещенияоборудованыприточно-вытяжнойи аварийнойвентиляциями.В случае простояосновной рабочейвентиляцииавтоматическивключаетсяаварийная,установленнаяиз расчетаудаления всеговоздуха изпомещения за10 минут.

Организованапожарная охранаобъекта. Всеперечисленныев табл. 33 роизводственныепомещенияоснащены средствамипожаротушения– водой, песком,углекислотнымиогнетушителями.

7.7.Чрезвычайныеситуации.

Возникновениечрезвычайныхситуаций (взрыв,пожар) возможнопри несоблюдениитребованийтехнологическогорегламента,техники безопасности.

В случае возникновениипожара иливзрыва принимаютсяследующие меры(см. рис. 46):

вызов пожарнойохраны;
оповещениепутем включенияаварийнойсигнализации;
эвакуацияработающихна лестничныеклетки и выходомнаружу.

Рис. 46.Дерево отказов.

А - пожар (венчающеесобытие); Б –возгораниенефти; В - возгораниемазута; Г – утечканефти; Д – утечкамазута; Е – взрывгаза; 1 – прогарзмеевиков; 2 –не герметичностьсоединениятруб; 3 – прогарзмеевиков; 4 -невнимательностьработающегопри выжигезакоксованностиучастков змеевика;5 – нарушениетехнологическихпараметровтопливногогаза.

осле ликвидациипожара создаетсякомиссия дляопределенияпричин возникновениячрезвычайнойситуации, степениповреждениястроительныхконструкцийи оборудованияи оценки нанесенногоущерба; составляетсясмета на ремонтзданий и заменуоборудования;проводитсяремонт.

их.

7.8.Экологичностьпроекта

Твердые отходыобразуютсяпри зачисткеоборудования установкиперед производствомремонтныхработ. твердыеотходы утилизируютсяв полигоненефтешламов. Жидкие отходыобразуются в процессепроизводства«черный соляр».При отсутствиипотребителей, жидкими отходамиявляются бензиноваяфракция, атмосферныйи вакуумныегазойли. Жидкиеотходы утилизируютсязакачкой внефтесборнуюсеть НГДУ«Сургутнефтегаз».

7.9.Выбросыв атмосферу

Источникамивыбросов ватмосферуявляются дымовыетрубы технологическихпечей П-1, П-3,печей дожигаП-2/1,2, котельной, не плотностиоборудования.Загрязняющимивеществамиявляются продуктысгорания топливногогаза в печахП-1, П-3, котельной,«хвостовых»газов в печахдожига П-2/1,2, углеводородныйгаз, СО, NO, SO.Количествои состав вредныхвеществ выбрасываемыхв атмосферуприведены втабл. 33 [59].

Количествожидких пpомотходов.Таблица 34

№ п/п	Наименованиежидких отходов	Промежуточныйсклад	Периодичностьобразования	Условиезахоронения	Удельнаянорма, % (масс.)	Количествот/год
1.	Черный соляр	Е-13	непрерывно	в нефтепровод	0,3	356
2.	Атмосферныйгазойль	Е-12	непрерывно	в нефтепровод	5,4	6415
3.	Вакуумныйгазойль	Е-11	непрерывно	в нефтепровод	26,6	31600
4.	Бензиноваяфракция	Е-10	непрерывнопри отсутствиипотребителя	в нефтепровод	5,8	5800

Количествовредных веществвыбрасываемыхв атмосферу.Таблица 35

№ п/п	Наименованиеисточникавыброса	Вещества	Количествовыбросов, кг/м³	Улавливающееоборудование
1.	Дымоваятруба П-2	СН₄	1,0653	отсутствует
		NO₂	8,8424	отсутствует
		CO₂	10,6531	отсутствует
		SO	1,5648	отсутствует
2.	Дымоваятруба П-1	СН₄	0,2641	отсутствует
		NO₂	3,8	отсутствует
		CO₂	2,641	отсутствует
3.	Дымоваятруба П-3	СН₄	0,3946	отсутствует
		NO₂	1,9624	отсутствует
		CO₂	3,9514	отсутствует
		SO	0,4064	отсутствует
4.	Дымоваятруба проектнойпечи П-1	СН₄	0,025	отсутствует
		NO₂	1,8	отсутствует
		CO₂	1,76	отсутствует
		SO	0,2105	отсутствует
5.	Дымоваятруба котельной	NO₂	7,8125	отсутствует
5.	Дымоваятруба котельной	CO₂	24,2920	отсутствует
6.	Технологическоеоборудование(не плотности)	СН₄	63,0969	отсутствует

Вода на установкупервичнойпереработкинефти и получения битума по трубопроводу поступает из водопровода «Обской водозабор- Федоpовскоеместорождение».

Вода потребляетсядля производственныхнужд:

для обессоливаниянефти;
для охлаждениянефтепродуктов;
для охлаждениянасосов;
для охлаждениявоздуха послекомпрессора;
для работыпароэжекторнойустановки;
для подпиткикотельной скотлами ПКГМ-4и выработкипара;
для нужд лабораториифизико-химическогоанализа;
для подпиткисистемы пожаpотушения;
для огнеогpадителейпечей дожига.

Расчет потребностиводы и утилизациисточных вод приведен втабл. 36 [59].

Потребностьводы и утилизациисточных вод.Таблица 36

№ п/п	Статьярасхода	Нормарасхода наед. оборудования	Количествооборудования	Потребностьводы, м³/год	Количествостоков, м³/год	Источникводоснабжения
Хозяйственнобытовые нужды
1.	Питьевойрежим	25л/чел	105чел	956,3	956,3
2.	Душевые	500л/сетка	4	730	730
3.	Столовая			1868	1868
Хозяйственнобытовые нужды
1.	Лаборатория	1м³/час		8760	8760	Обскойводозабор
2.	Потпикасистемы пожаротушения	1,5м³/час		547,5	547,5	Обскойводозабор
3.	Охлаждениевоздуха в блокеподготовки	1м³/час	2	16080	16080	Обскойводозабор
4.	Обессоливаниенефти	1,5м³/час		12060	12060
5.	Выработкапара	4т/час	2	80400	64000 (80%)
6.	Длянужд котельной	10м³/реген.	4реген. в сутки	13400	13400
7.	Подпиткасистемы оборотноговодоснабжения			40000	40000
8.	Огнеоградителипечей П-1,П-3	20кг/час	20кг/час	322
	Всего:			176497	159775

7.10.Выводы.

Благодарявведениюпредложенногомероприятияпо реконструкциипечей П-1 и П-3на более совершеннуюконструкциюпечи, уменьшаетсявероятностьотказов печи,что с снижаетвероятностьвозникновениячрезвычайныхситуаций потехническимпричинам.

Во время работыпечей обеспечитьсистематическийвизуальныйконтроль засостояниемтруб змеевика,подвесок и загорением топлива.

Предложенныйпроект обеспечиваетбезопасныеусловия трудаработающ.

При проектированиипечи температурадымовых газов,была сниженас 600 С до400 С, следовательноснижено тепловоевоздействиена окружающуюсреду. За счетнаиболее эффективногоиспользованиятепла, сниженрасход топливногогаза, следовательнои выбросы ватмосферу.

Предложенныйпроект удовлетворяеттребованиямоб охране окружающейсреды.

Заключение

В проекте произведенареконструкцияцеха первичнойпереработкинефти и получениябитума на ОАО«Сургутнефтегаз».Спроектированапечь, котораяобеспечиттехнологическийпроцесс необходимымколичествомтепла, для нагреванефти, мазутаи пара. Эта печьзаменит двепечи П-1 и П-3.Печь спроектированатаким образом,что не потребуетдополнительныхматериальныхзатрат.

За счет использованияэффективныхпанельныхгорелок повысилсяКПД печи на 5%.В следствииулучшениятеплообменав проектируемойпечи пониженатемпературадымовых газовдо 400 С,т. е. повышеноиспользованиевырабатываемоготепла. За счетболее глубокоготеплообменасократилсяобъем сжигаемоготоплива, следовательнои количестводымовых выбросов,что благоприятносказываетсяна экологииокружающейсреды.

Выполнен подборизмерительныхсредств дляконтроля тепловыхпроцессов втехнологическойпечи. При проведенииреконструкциина месте целесообразноиспользоватьуже установленныеавтоматическиесистемы управленияна печах П-1,П-3.

Предлагаемаяреконструкцияцеха экономическиобоснованаи внедрениеее в производствоцелесообразно.

Списоксокращений


	БР – блок подготовкии закачкиреагента.
	БРХ – блокреагентногохозяйства.
	ДНС – дожимнонапорнаястанция.
	ЕП – емкостьподземная.
	КИПиА –контрольно-измерительныеприборы иавтоматика.
	НГДУ – нефтегазодобывающееуправление.
	НГДУ– нефте-газо-добывающееуправление.
	НД – насосдозировочный.
	ОАО– открытоеакционерноеобщество.
	РВС – резервуарвертикальныйстальной.
	УВСИНГ– управлениевнутрипромысловогосбора и использованиянефтиянногогаза.
	УПН – установкаподготовкинефти.
	УПСВ – установкапредварительногосброса воды.
	ЦДНГ – цех добычинефти и газа.
	ЦКПН – цехконтрольнойпроверки нефти.
	ЦППН – цехпервичнойподготовкинефти.
	ЦППНиПБ– цех первичнойпереработкии получениябитума.
	ЭГ – электродегидратор.
	ЭЛОУ– электрообессоливающаяустановка.

Списокиспользованныхисточников

Регламентработы установкипервичнойпереработкинефти и получениябитума. Изд.ОАО «Сургутнефтегаз»,348 с.
ГоломштокИ. С., ОвсянниковД. В., СамсоновН. А.Проектированиеи принципысооружениянефтезаводов.М.:Гостоптехиздат,1960.
ДобрянскийА. Ф. Химия нефти.М.:Гостоптехиздат,1961.
ИвановаЛ. В., КорнеевМ. И., ЮзбашевВ. Н.Технологияпереработкинефти и газа.М.: «Химия», 1966.
ПархоменкоВ. Е.Технологияпереработкинефти и газа.М.: Гостоптехиздат,1959.
Правилаэксплуатациинефтегазоперерабатывающихзаводов. ЦНИИТЭНефтехим,1966.
Проблемы переработкивысокосернистыхнефтей. ЦНИИТЭНефтехим,1966.
Смидович Е.В. Технологияпереработкинефти и газа.ч. 2, М.:«Химия»,1968.
Соколов В. А.Нефть. М.:«Недра»,1970.
ФарамазовС. А. Эксплуатацияоборудованиянефтеперерабатывающихзаводов. М.:«Химия»,1969.
ЧерножуковН. И. Технологияпереработкинефти и газа.ч. 3, М.: «Химия»,1967.
Эрих В. Н., РасинаМ. Г., Рудин М. Г.Химия и технологиянефти и газа.М.:«Химия», 1972.
Краткий справочникфизико-химическихвеличин. М.:Госхимиздат,1957.
Справочникхимика. т. 1-3,М.:Госхимиздат,1951-1952.
ОбрядчиковС. Н. Технологиянефти. ч. 2, М.:Гостоптехиздат,1948.
Горшко В. Д.,Розенбаум Р.Б., Тодес О. М.Изв. вузов. Нефтьи газ. №1, 1958.
ДезниковичК. А., Тодес О. М.Изв. вузов. Нефтьи газ. №8, 1959.
Скобло А. И.,Трегубова А.И., Егров Н. Н.Процессы иаппаратынефтеперерабатывающейи нефтехимическойпромышленности.М.: Гостоптехиздат,1962.
Фазовые равновесиялегких углеводородов.(сборник переводовстатей изиностранныхжурналов). М.:Гостоптехиздат,1958.
Кафаров В. В.Основы массопередачи.М.: Изд. «Высшаяшкола», 1962.
Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. ИзвестияМВО СССР, серия«Нефть и газ».№ 4 (1964).
Дубовкин Н.Ф. Справочникпо углеводороднымтопливам иих продуктамсгорания.М.:Госэнергоиздат,1962.
Хамди А. М., СкоблоА. И., МолокановЮ. К. Химическаяи технологиятоплив и масел.№ 2, 1963.
АлександровИ. А. и др. Химическаяи технологиятоплив и масел.№ 7, 1961.
ГригорьевВ. А., Калач Т. А.,СоколовскииВ. С., Темкин Р.М. Краткийсправочникпо теплообменнымаппаратам.М.:Госэнергоиздат,1962.
ЭмирджановР. Т. Примерырасчетовнефтезаводскихпроцессов иаппаратов.Л.:Азнефтеиздат,1957.
Михеев М. А.Основы теплопередачи.М.:Госэнергоиздат,1956.
Хоблер Т.Теплопередачаи теплообменники.М.:Госхимиздат,1961.
Гребер Г., ЭркС., ГригулльУ. Основы ученияо теплообмене.М.:Издатинлит,1958.
КутателадзеС. С., БоришанскийВ. М. Справочникпо теплопередаче.М.:Госэнергоиздат,1959.
Реферативныйжурнал «Химия».Сводный том,№ 17, реф. 17Н55 1963.
Антуфьев В.М., БелецкийГ. С. Теплопередачаи аэродинамическоесопротивлениетрубчатыхповерхностейв поперечномпотоке. Пермь:Машгиз, 1948.
Новое нефтяноеоборудование.М.:Гостоптехиздат,1961.
Теплофизическиесвойства веществ.Справочник.М.:Госэнергоиздат,1956.
РабиновичГ. Г. Расчетнефтеперегоннойаппаратуры.М.:Гостоптехиздат,1941.
ЕгиазаровН. В. Методырасчета аппаратурыи оборудованиянефтеперегонныхзаводов. М.:Азнефтеиздат,1935.
Михеев М. А.,Михеева И. М.Краткий курстеплопередачи.1960.
ЯстржембскийА. С. Техническаятермодинамика.Госэнергоиздат,1960.
Бахшиян Ц. А.Трубчатые печис излучающимистенами топки.М.:ГОСИНТИ, 1960.
Адельсон С.В. Технологическийрасчет и конструктивноеоформлениенефтезаводскихпечей. М.:Гостоптехиздат,1952.
Блох А. Г. Основытеплообменаизлучением.М.:Госэнергоиздат,1962.
Чиркин В. С.Теплофизическиесвойства материалов,М.:Физматгиз,1959.
Ярослав Котишек,Владимир РодТрубчатые печив химическойпромышленности.М.:Гостоптехиздат,1963.
ВведенскииА. А. Термодинамическиерасчеты нефтехимическихпроцессов.М.:Гостоптехиздат,1960.
Экспресс-информация.Химия и переработканефти и газа.№ 26, реф. 246 1963.
РабиновичГ. Г., АдельсонС. В. Процессыи аппаратынефтеперерабатывающейпромышленности.М.:Гостоптехиздат,1949.
Казьмин Г. И.,ГвоздецкийЛ. А., КасаткинВ. А., СеменовБ. С. Нефтепеперерабатывающиезаводы США.М.:Гостоптехиздат,1962.
Экспресс-информация.Процессы иаппараты химическихпроизводств.№ 7, реф. 54, 1963.
Америк Б. К. идр. Технологияпереработкинефти и газа.Нефтехимия,Труды ГрозНИИ,вып. XII, М.:Гостоптехиздат,1963.
Экспресс-информация.Процессы иаппараты химическихпроизводств.№ 5, реф. 40, 1963.
КраснощековЕ. А., СукомёлА. С. Задачникпо теплопередаче.М.:Госэнергоиздат,1963.
Павлов К. Ф.,Романков П.Г., Носков А. А.Примеры и задачипо курсу процессови аппаратовхимическойтехнологии.М.:Госхимиздат,1961.
Новейшие достижениянефтехимиии нефтепереработки,т. Н, под ред. К.А. Кобе и Дж. Дж.Мак-Кета,М.:Гостоптехиздат,1960.
ОбрядчиковС. Н. Технологиянефти. ч. II. М.:Гостоптехиздат,1952.
Гоихрах И. М.,Пинягин Н. Б.Химия и технологияискусственногожидкого топлива.М.:Гостоптехиздат,1960.
Реферативныйсборник. серия«Химия и переработканефти». вып.45, 1947.
ВукаловичМ. П. Термодинамическиесвойства водыи водяногопара. М.:Машгиз,1958.
ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ.Общие санитарно-гигиеническиетребованияк воздуху рабочейзоны.
ГОСТ 12.2.033-78 ССБТ.Рабочее местопри выполненииработ стоя.Общие эргономическиетребования.
Лазарев Н. В.,Левина Э.И.Вредные веществав промышленности.«Химия», М.:1976,т.1-592с., т.2-600с., т.3-608с.
ГОСТ 12.4.021-75 ССБТ.Системы вентиляционные.Общие требования.
СНиП 23-05-95. Строительныенормы и правила.Нормы проектирования.Естественноеи искусственноеосвещение. М.:«Стройиздат»,1995.
ГОСТ 12.1.019-79 ССБТ.Электробезопасность.Общие требования.
ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ.Электробезопасность.Защитное заземление.Зануление.
ГОСТ 12.1.044-89 ССБТ.Пожаровзрывобезопасностьвеществ, материалов.Номенклатурапоказателейи методы ихопределения.
ГОСТ 17.0.0.01-76. Системастанодартовв области охраныприроды и улучшенияиспользованияприродныхресурсов.
Макаров Г.В.,Васин А.Л. Охранатруда в химическойпромышленности.М.:Химия, 1989 - 495с.
Волкова А.А.,Тетеркин М.Е.,Чекмарева М.А.Определениекатегориивзрывопожарнойопасностипомещения:Методическиеуказания покурсу «Безопасностьжизнедеятельности»,Екатеринбург:УГТУ, 1995 - 12с.
Белянин Б. В.,Эрих В. Н. Техническийанализ нефтепродуктови газа. М.:Изд.2-е. «Химия», 1970.

1Выход коксапри нагреваниибез доступавоздуха арактеризуетотношениенефти к термическомувоздействию.

2В числителевеличина октановогочисла, а в знаменателесортность —показательдетонационнойстойкости набогатых смесях.

3Тетраэтилсвинец.

4Буквами А, Б,В, Г, Д и Е обозначенытипы двигателей,для которыхпредназначеныэти масла; А—длябензиновыхчетырехтактныхдвигателей;Б—для форсированныхбензиновыхчетырехтактныхдвигателейили дизелей,работающихна топливе ссодержаниемсеры до 0,5%; В—дляV-образныхбензиновыхчетырехтактныхдвигателейи форсированныхдизелей,работающихна топливе ссодержаниемсеры до 1,0%; Г—длявысокофорсированныхдизелей, работающихна топливе ссодержаниемсеры до 1,0%; Д — тоже, но с малымрасходом масла;Е—для тихоходныхвысокофорсированныхдизелей слубрикаторнойсистемой смазкии работающихна топливе ссодержаниемсеры до 3%.

5Вертикальныеконвекционныепечи высокогодавления, сребристымитрубами, применяемыена комбинатахискусственногожидкого топлива,весьма компактны,безопасны вэксплуатациии наряду с этимдостаточноэффективны.Ребра, приваренныек трубам, притщательномих изготовлениислужат одновременнобандажами и,следовательно,повышают прочностьтруб. Длягидрогенизационныхустановоквысокого давления(200 атм. и выше),обслуживаемыхпортальнымикранами, предпочтительноприменениекомпактныхвертикальныхконвекционныхпечей. Для системсреднего инизкого давлениитипа установокДНД применениеэкранных печейстановитсядостаточноперспективным.Ред.