2. Принципиальная технологическая схема установки для производства моторного топлива

В настоящее время на территории поселка Красноярка Томской области функционирует малогабаритная установка производства моторных топлив (МУПМТ), и вспомогательное оборудование, располагающееся на территории производственной площадки. Установка размещается в Томской области, Каргасокском районе. Местоположение площадки размещения – 25,5 км от поселка Средний Васюган. Профиль предприятия – топливный, предназначенный для выработки широкофракционного дизельного топлива для быстроходных двигателей (ГШЗ) по ГОСТ 305 - 82. В качестве сырья используется нефть, поступающая по существующему нефтепроводу от Средне-Васюганского месторождения.

Режим работы установки – непрерывный, в течение 8000 часов/год (335 суток/год), трехсменный. Количество технологических линий - две. Вся товарная продукция вывозится автотранспортом в зимнее время, в весенне - осенний период используется речной транспорт.

Малогабаритная установка производства моторных топлив МУПМТ предназначена для разделения нефти на фракции по температурам кипения. Товарным продуктом установки является дизельное топливо, мазут, прямогонная бензиновая фракция.

Мощность установки по переработке нефти (линии МУПМТ-1, МУПМТ-2) – 30000 т/год.

Мощность установки по товарному продукту:

1. дизельное топливо, марок «Л» - 0,2 – 40, «З» - 0,2 – 14700/12740 т/год;

2. прямогонная бензиновая фракция – 4705 т/год;

3. мазут топочный марки 100, второго вида, малозольный, – 11541/13107 т/год.

Наибольше влияние на выбор технологических решений оказывает автономность установки и ее удаление от традиционной инфраструктуры крупных промышленных центров. Основные требования сводятся к выполнению следующих условий:

1) минимум побочных продуктов;

2) минимум обслуживания;

3) максимум простоты;

4) максимум надежности.

Выполнение этих условий зависит, прежде всего, от выбора технологии процессов и качества изготовления оборудования.

Важным элементом технологии должна быть простота режимов управления процессами, а также обслуживания аппаратов, использование надежных методов автоматического контроля и регулирования. Нежелательны частые переключения и перегрузки. По этим же причинам должны быть максимально упрощены процедуры пуска и останова процессов и аппаратов, исключена необходимость остановки всего комплекса из-за выхода из строя отдельного аппарата и т. п.

МУПМТ состоит из следующих технологических сооружений:

1) резервуарный парк;

2) блок обезвоживания и дегазирования;

3) насосная;

4) эстакада налива нефтепродуктов;

5) насосная отгрузки нефтепродуктов;

6) технологическая установка: первая и вторая технологическая линия (2 шт.);

7) площадка узла подачи азота (азотная рампа);

8) факельная система;

9) аварийно-дренажные емкости;

10) емкость подтоварной воды;

11) емкость для деэмульгатора.

В состав технологической установки входит (Приложение А, рису-

нок А1; обозначение оборудования технологической линии малогабаритной установки для производства моторного топливаприведена в таблице А1):

1) трубчатая печь;

2) ректификационные колонны;.

3) теплообменные аппараты;

4) аппараты воздушного охлаждения;

5) емкость-сепаратор;

6) насосы.

Перегонка нефти на фракции бензин, дизельное топливо, мазут осуществляется путем ректификации в колоннах с небольшим избыточным давлением, достаточным для преодоления гидравлических сопротивлений по пути движения паров углеводородов (не более 0, 5 кгс/см²).

В основу технологии переработки нефти принят процесс прямой ее перегонки с однократным испарением. Технология переработки нефти включает в себя следующие стадии:

- обезвоживания и дегазирования нефти;

- нагрева нефти в теплообменниках;

- нагрева нефти в печи П1, П2;

- разгонка нефти на фракции.

Сырьем для проектируемой установки является нефть, поступающая по трубопроводу от склада сырья и готовой продукции.

Предусмотрен процесс обезвоживания нефти с применением деэмульгатора .

Ректификация нефти производится в атмосферной ректификационной колонне конструкции ОАО «Дзержинскхиммаш». В результате разгонки полу-

чают:

- прямогонную бензиновую фракцию (компонент автомобильного бензина);

- дизельное топливо;

- остаток выше 350 С – мазут.

Попутной продукцией процесса ректификации нефти является углеводородный газ, который утилизируется на факеле.

На пусковой период предусмотрена возможность возврата некондиции в одну из емкостей для хранения нефти.

Для защиты оборудования от коррозии в шлемовую трубу колонн подается 2 % раствор аммиачной воды. Необходимость подачи аммиачной воды определяется в процессе эксплуатации.

Стоки (вода от сепаратора ЕС1, остатки нефтепродуктов, конденсат после пропарки оборудования и трубопроводов) собираются в дренажные емкости.

Технологическая схема позволяет использовать теплопотоки нефтепродуктов, получаемых на установке, для предварительного нагрева нефти, что снижает тепловую нагрузку на подогреватель.

Сырая нефть с устройств нефтедобычи поступает в горизонтальный нефтегазовый сепаратор. От сепаратора углеводородные газы подаются в газовый сепаратор, нефть из нижней части сепаратора поступает в теплообменник , где нагревается до температуры равной 35÷45 °С. Подогретая нефть при помощи блока дозирования смешивается с деэмульгатором и поступает в резервуар нефти Е1.

В резервуаре Е1 подогретая нефть в присутствии деэмульгатора интенсивно расслаивается. Обезвоженная нефть с уровня больше трех метров самотеком поступает в резервуар нефти Е2.

Из резервуара Е2 нефть поступает к насосам Н1.1 и Н1.2. Насосами Н1.1 и Н1.2 нефть последовательно подается в трубное пространство теплообменников Т1…Т3, где за счет тепла кубового остатка (дизельная фракция), выходяще-

го от К2, нагревается до 80÷100 °С. Затем нефть идет на теплообменники Т4 и Т5, где выходящим из куба колонны К1 мазутом нагревается до 120÷140 °С.

Для окончательного нагрева нефть поступает в змеевик трубчатой печи П1.1 или П1.2. Печь - вертикальный аппарат со спиральным змеевиком. Вертикальное расположение одной автоматизированной горелки типа P60 Unigas с регулируемой длиной факела не только повышает надежность работы, но и обеспечивает запас тепловой мощности печи.

Нагреваемая нефть в конвективной камере движется сверху вниз, а в радиантной - наоборот.

Нефть, нагретая в печи до температуры ~350 °С, в парожидкостном состоянии поступает в питательную часть ректификационной колонны К1 для разделения на фракции. Для эффективного отделения паровой фазы в питательной секции применено устройство с тангенциальным вводом сырья. Колонна К1 - вертикальный аппарат диаметром 500 мм.

В качестве внутренних контактных устройств выбраны колпачковые тарелки.

В питательной секции, в узле ввода сырья, за счет однократного испарения происходит отделение паровой фазы от жидкой.

Паровая фаза, поднимаясь вверх по ректификационной колонне, на тарелках со стекающей флегмой в результате происходящего на тарелках теплообмена и массообмена разделяется на фракции: бензино-дизельную фракцию и кубовый остаток - мазут. Для создания потока флегмы на верх колонны подается дизельное топливо на острое холодное орошение.

Кубовый остаток (мазут) с температурой 280÷300 °С из нижней части

колонны выводится для охлаждения в теплообменники Т4 и Т5.

Пройдя последовательно межтрубное пространство теплообменников Т4 и Т5, кубовый остаток охлаждается до температуры 90÷100 °С потоком нефти, поступающей из теплообменников Т1…Т3.

Охлажденный кубовый остаток (мазут) насосами Н2.1 и Н2.2 непрерывно откачивается в резервуар склада сырья и готовой продукции.

Из резервуара мазут насосами перекачивается на стояк налива СН-М или на причал.

В верхней части колонны К1 смесь ШФЛУ (широкой фракции легких углеводородов) ,температурой равной 265÷280 °С, давлением равным

0,3÷0,5 кг/см², поступает в колонну ректификации К2. С верхней части колонны К1, температурой - 100÷110 °С, давлением - 0,01÷0,03 кг/см², пары бензина поступают в аппарат воздушного охлаждения АВО1 и АВО2, где охлаждаются до температуры 40 °С и поступают в емкость-сепаратор ЕС1.

Сепаратор разделен перегородкой на две половины, сообщающиеся в газовой среде: сепарационную, где происходит выделение сбросных газов и отделение воды от бензиновой фракции и накопительную. Из сепарационной части углеводородные газы идут на факел Ф1 через регулятор давления на сжигание.

Отстоявшаяся вода по мере накопления периодически сбрасывается в дренажную емкость ЕП1.

Оставшаяся бензиновая фракция насосами Н6.1 и Н6.2 подается на верхнюю тарелку К2 в качестве холодного орошения. Балансовое количество ее перетекает через перегородку во вторую накопительную половину сепаратора, откуда насосами Н5.1, Н5.2 подается в резервуары.

Дизельное топливо с куба колонны К2, температурой равной

185÷200 °С, последовательно поступает в межтрубное пространство теплообменников Т1…Т3, где охлаждается до температуры равной 35÷45 °С потоком нефти.

Часть охлажденного дизельного топлива подается насосами Н3.1 и Н3.2 через регулятор расхода на орошение колонны К2, основная часть перекачивается насосами Н4.1 и Н4.2 в резервуарный парк.