ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ (ИТС 30-2021)

2.21 Установки деасфальтизации остатков растворителями

Процесс деасфальтизации предназначен для удаления из нефтяных

остатков смолисто-асфальтеновых веществ и полициклических ароматических

углеводородов с повышенной коксуемостью и низким индексом вязкости путем

использования неполярных растворителей. Целевым продуктом процесса

является деасфальтизат, используемый для производства остаточных базовых

масел, а также в качестве сырья процессов гидро- и каталитического крекинга.

Побочный продукт - асфальт (битум деасфальтизации) - служит сырьем для

приготовления товарных битумов различных марок и является компонентом

котельных топлив.

2.21.1 Деасфальтизация остатков пропаном (бутаном)

Промышленные установки деасфальтизации остаточного сырья могут быть

одно- и двухступенчатыми. При переработке гудронов по двухступенчатой схеме

получают два деасфальтизата разной вязкости; их суммарный выход больше, чем

деасфальтизата, вырабатываемого из того же сырья на одноступенчатой

установке. Эксплуатируются установки мощностью по сырью от нескольких сотен

до нескольких тысяч тонн в сутки. На высокомощных установках деасфальтизацию

ведут в двух и более параллельно действующих колоннах.

Наиболее эффективными считаются установки двухступенчатой

деасфальтизации (рисунок

2.83), которые отличаются от одноступенчатых

установок еще одной последовательно работающей колонной. На многих

установках имеется колонна щелочной очистки пропана. Удаляя щелочным

раствором сероводород из циркулирующего на установке пропана, уменьшают

коррозионный износ аппаратов и трубопроводов. Во избежание прогара труб

змеевиков печи очень важно обеспечить непрерывное поступление в них

достаточного количества этого раствора.

Располагая двумя деасфальтизатами разной вязкости (при 100 °С: на I

ступени - от 18 до 23 мм²/с, на II ступени - более 40 мм²/с), можно расширить

ассортимент товарных остаточных масел. В колонне деасфальтизации II ступени

поддерживают меньшие температуру и давление, чем в колонне I ступени;

кратность же пропана к сырью для II ступени значительно больше.

Потери

технического

пропана

на

промышленных

установках

деасфальтизации равны 2-4 кг/т перерабатываемого гудрона. Расход топлива,

сжигаемого в топке печи, составляет (в зависимости от качества сырья, глубины его

деасфальтизации, содержания пропана в битумном растворе, вида топлива и т. д.)

15-30 кг/т гудрона. Для установок деасфальтизации характерен большой расход

водяного пара, доля затрат на пар достигает нередко 50% от общей суммы

эксплуатационных расходов. На некоторых установках паровой привод сырьевого

насоса заменен на электрический, а паровые испарители пропана заменены на

аппараты с огневым нагревом.

201

III

VII

1, 10, 13, 17, 22, 24 - насосы; 2 - паровой подогреватель;

3, 4 - деасфальтизационные колонны; 5, 6, 7 - испарители; 8, 11, 18, 25, 26 -

холодильники; 9, 12 - емкости; 15, 20 - колонны; 16 - печь; 19 - теплообменник;

14, 21, 23 - отпарные колонны; 27 - конденсатор смешения; 28 - компрессор;

I - сырье; II - пропан; III - деасфальтизат первой ступени; IV - деасфальтизат

второй ступени; V - асфальт; VI - водяной пар; VII - вода

Рисунок 2.83 - Технологическая схема двухступенчатой деасфальтизации гудрона

пропаном

Деасфальтизация остатков пропаном со сверхкритическим узлом

регенерации растворителя

Разработаны различные варианты технологического оформления процесса

деасфальтизации нефтяного остатка со сверхкритическим узлом регенерации

растворителя совместно с двухступенчатой инжекторной системой

компримирования газов низкого давления, что снижает энергозатраты и количество

металлоемкого оборудования и повышает гибкость технологического процесса.

Двухступенчатая инжекторная система компримирования потока газообразного

растворителя низкого давления позволяет организовать абсорбционную очистку

растворителя от сероводорода, который образуется при регенерации растворителя

из асфальтового раствора за счет высокотемпературного нагрева потока в печи и

концентрируется в растворителе.

Принципиальная технологическая схема такой установки представлена на

рисунке 2.84.

В результате реализации данной технологии из состава обычной установки

деасфальтизации исключаются два испарителя, поршневой двухступенчатый

компрессор.

202

III

VII

VIII

1 - емкость свежего сырья; 2, 10, 11, 17, 19, 28 - насосы; 3 - смеситель;

4 - экстракционная колонна; 5, 12, 13, 29 - теплообменники; 6 - печь;

7, 15 - испарители; 8, 16 - каплеотбойники; 9, 18 - отпарные колонны;

14 - сверхкритический сепаратор; 20 - конденсатор смешения; 21, 24 - струйные

компрессоры; 22, 25, 26 - холодильники; 23 - колонна аминовой очистки газа;

27 - емкость сжиженного растворителя;

I - гудрон; II - водяной пар; III - рецикл; IV - вода; V - свежий МДЭА; VI - пропан;

VII - асфальт; VIII - деасфальтизат; IX - насыщенный МДЭА на регенерацию

Рисунок 2.84 - Технологическая схема установки деасфальтизации гудрона со

сверхкритическим узлом регенерации растворителя

Для случая пропановой деасфальтизации новая схема дает около 40%

экономии энергоресурсов по сравнению с обычной схемой.

2.22 Установки селективной очистки масляного сырья растворителями

Под масляным сырьем понимают масляные вакуумные фракции и

деасфальтизат. Селективная очистка масляного сырья предназначена для

удаления с помощью растворителей из очищаемого сырья полициклических

ароматических углеводородов, смолисто-асфальтовых веществ и гетероатомных

соединений с целью повышения индекса вязкости, стабильности к окислению и

снижения коксуемости полученного рафината. Побочным продуктом селективной

очистки является экстракт, используемый как компонент котельных топлив или как

ценное сырье для производства кокса, битумов, технического углерода,

резинотехнических изделий (пластификатор каучуков и резин) и других целей.

Основными промышленными растворителями селективной очистки

являются фенол, фурфурол и N-метилпирролидон.

Очистка масляного сырья избирательными растворителями включает

экстракцию компонентов сырья растворителем с образованием двух фаз в

аппаратах непрерывного действия; непрерывную регенерацию растворителя из

рафинатного и экстрактного растворов, осуществляемую нагревом рафинатного и

экстрактного растворов, отгонкой растворителя из растворов, обезвоживанием

растворителя.

203

2.22.1 Селективная очистка масляного сырья фенолом

Фенол хорошо растворяет ароматические углеводороды с короткими

боковыми цепями, полициклические соединения, и смолы, молекулы которых

обогащены ароматическими циклами. Азотсодержащие соединения полностью

переходят в экстракт. В зависимости от качества сырья и условий очистки

содержание серы в результате очистки фенолом снижается на 30-50%.

В заводской практике растворяющую способность фенола уменьшают

добавлением к нему воды, однако при этом снижается его избирательность. С

увеличением обводненности фенола повышается выход рафинатов, но

ухудшается их качество.

Технологическая схема установки селективной очистки масляного сырья

фенолом представлена на рисунке 2.85.

VIII

VII

VIII

III

IV из 22

IV в 2

1, 6, 7, 23 - насосы; 2, 3, 4, 8, 9, 11, 24, 25, 26, 29 - теплообменники; 5 - абсорбер;

10 - экстракционная колонна; 12, 14, 27 - емкости; 13, 28 - конденсаторы

воздушного охлаждения; 15, 20 - печи; 16 - рафинатная испарительная колонна;

17 - рафинатная отпарная колонна; 18 - кипятильник; 19 - сушильная колонна;

21-испарительная колонна; 22 - отпарная колонна;

I - сырье; II - сухой фенол; III - рафинат; IV - экстракт; V- рафинатный раствор;

VI - экстрактный раствор; VII - пары сухого фенола; VIII - смесь паров фенола и

воды; IX - пары азеотропной смеси фенола и воды; X - фенольная вода; XI - водяной

пар

Рисунок 2.85 - Принципиальная технологическая схема установки селективной

очистки масляного сырья фенолом

204

Двухблочная установка селективной очистки фенолом

Особенностью двухблочной укрупненной установки является наличие двух

самостоятельных блоков экстракции и регенерации фенола из рафинатного

раствора, позволяющих одновременно перерабатывать сырье двух видов

(дистиллятное и остаточное или два разных дистиллята). Блок регенерации

фенола из экстрактных растворов - общий. Экстрактные растворы снизу обеих

экстракционных колонн поступают на прием одного насоса, которым смесь

подается в блок регенерации. Для абсорбции фенола из паров азеотропной смеси

установлен двухступенчатый абсорбер. Абсорбентом в первой ступени является

остаточное сырье, а во второй - часть получаемого на установке экстракта.

Рециркулирующий экстракт возвращается из абсорбера в блок регенерации.

Азеотропная смесь контактирует в абсорбере с остаточным сырьем.

Двухступенчатые установки селективной очистки фенолом

Наряду с одноступенчатой очисткой на нефтеперерабатывающих заводах

применяют очистку масляного сырья фенолом в две ступени с целью получения:

рафината, по свойствам не отличающегося от рафината одноступенчатой очистки;

высокоароматизированного рафината и экстракта, используемых в качестве

мягчителя шинных резин и наполнителя каучуков. Согласно принципиальной схеме

процесса двухступенчатой фенольной очистки, ароматизированный продукт (экстракт

I) получают при неглубокой очистке сырья в первой ступени экстракции. Рафинат

первой ступени очистки обрабатывают свежей порцией растворителя во второй

экстракционной колонне, в результате чего получают рафинат и вторичный экстракт

(экстракт II). Качество сырья и получаемых продуктов двухступенчатой очистки

фенолом деасфальтизата смеси сернистых нефтей представлено в таблице 2.58.

Таблица

2.58

- Качество сырья и получаемых продуктов двухступенчатой

очистки фенолом деасфальтизата смеси сернистых нефтей

Экстракт

Показатель

Деасфальтизат

Рафинат

Выход, % масс. на сырье

100

Плотность

0,914

0,889

0,995

0,931

Вязкость при 100 ^оС, мм²/с

23,3

18,8

85,6

22,4

Показатель преломления,

1,4991

1,482

1,5525

1,4959

Коксуемость, % масс.

1,24

0,47

1,22

Содержание серы, % масс.

1,19

0,78

3,18

2,57

Экстракт, полученный в результате неглубокой очистки фенолом

деасфальтизата в первой ступени, не содержит нафтеновых углеводородов;

содержание полициклических ароматических углеводородов составляет 81,6%,

смол - 11%. В экстракте второй ступени содержится значительное количество

нафтеновых углеводородов (26,5%) и сравнительно мало смол (5,9%). Рафинат по

групповому химическому составу не отличается от рафината одноступенчатой

очистки того же сырья, но выход его ниже.

205

2.22.2 Селективная очистка масляного сырья фурфуролом

Технологическая схема селективной очистки масляного сырья фурфуролом

представлена на рисунке 2.86. На нефтеперерабатывающих заводах действуют как

однопоточные, так и укрупненные комбинированные (двухпоточные) установки.

Мощность однопоточных установок по сырью - 1000-1500 т/сут; укрупненных

комбинированных установок - до 3000 т/сут. В качестве экстракционных аппаратов

используют экстракционные колонны и роторно-дисковые контакторы.

В отличие от однопоточной, укрупненная комбинированная установка имеет

по две секции деаэрации и экстракции, две секции регенерации фурфурола из

рафинатных растворов (что позволяет очищать сырье одного или одновременно

двух видов) и одну секцию регенерации растворителя из экстрактных растворов.

Двухпоточные установки по сравнению с однопоточными более экономичны по

себестоимости продукции, повышенной производительности труда и т. д. К

недостаткам укрупненных комбинированных установок следует отнести получение

экстракта широкого фракционного состава в случае очистки дистиллятного сырья

на одном блоке установки, а остаточного сырья - на другом, что усложняет

утилизацию экстракта.

III

1, 5, 10, 16, 18, 20, 22, 23, 28, 31, 33, 38 - насосы; 2, 7, 8, 9, 11,13, 14, 21, 32 -

колонны; 6 - контактор; 3 - пароподогреватель; 4, 12, 15, 17, 19, 29, 30, 35, 36 -

холодильники; 16, 34, 37 - емкости; 24, 27 - печи; 25, 26 - теплообменники;

I - сырье; II - фурфурол; III - рафинат; IV - экстракт; V - водяной пар; VI - вода

Рисунок 2.86 - Технологическая схема установки селективной очистки

фурфуролом

Для нейтрализации кислот, содержащихся в свежем фурфуроле, а также

образующихся в процессе работы, на установке предусмотрен узел защелачивания

фурфурола раствором Na2CО3.

206

2.22.3 Селективная очистка масляного сырья N-метилпиролидоном

Основные преимущества N-метилпирролидона по сравнению с другими

растворителями: высокая растворяющая способность по сравнению с фурфуролом

и фенолом; низкая токсичность; высокая селективность; более высокая стойкость к

окислению и термостойкость.

Главный недостаток N-метилпирролидона - способность окисляться под

воздействием кислорода с образованием продуктов окисления, вызывающих не

только разложение растворителя, но и коррозию оборудования. С целью

предотвращения процесса окисления растворителя на установке селективной очистки

масел N-метилпирролидоном предусмотрены следующие технологические

мероприятия: хранение N-метилпирролидона под азотной подушкой для

предотвращения контакта растворителя с кислородом в воздухе; деаэрирование сырья

перед экстракцией; нейтрализация циркулирующего растворителя с целью удаления

продуктов окисления и органических кислот, поступающих вместе с сырьем;

применение в оборудовании легированных металлов, менее подверженных

воздействию и коррозии.

Технологическая схема установки селективной очистки масел N-

метилпирролидоном приведена на рисунке 2.87, а основные показатели процесса -

в таблице 2.59.

III

1 - деаэратор; 2 - экстрактор; 3 - вакуумная испарительная колонна рафината;

4 - вакуумная отпарная колонна рафината; 5, 6, 7 - испарительные колонны

экстракта; 8 - вакуумная испарительная колонна экстракта; 9 - вакуумная

отпарная колонна экстракта; 10 - колонна осушки N-метилпирролидона; 11, 12 -

печи; 13, 17, 18, 19, 20 - холодильники; 14, 15, 16, 21, 24 - теплообменники; 22,

23 - емкости;

I - сырье; II - растворитель; III - рафинат; IV - экстракт; V - водяной пар; VI - вода

Рисунок 2.87 - Технологическая схема очистки масел N-метилпирролидоном

207

Таблица

2.59

- Показатели процесса очистки масляного сырья N-

метилпирролидоном

Масляный дистиллят

Наименование показателей

Деасфальтизат

420-500 °С

Характеристика сырья

Плотность d420, кг/м³

910

917

Вязкость при 100 °С, мм²/с

9,5

22,0

Коксуемость, % масс.

0,25

Содержание серы, % масс.

2,02

1,96

Условия очистки

Отношение N-метилпирролидона к

(1,4-1,9):1

(1,4-2,6):1

сырью, масс.:

Температура, °С

54-66

72-76

вверху колонны

49-60

67-73

внизу колонны

1,3-1,4

0,9-,95

Характеристика рафината

Выход, % масc. на сырье

58,5

55,9

Плотность d420, кг/м³

875

885

Вязкость при 100 °С, мм²/с

6,5

19,5

Коксуемость, % масс.

0,32

Содержание серы, % масс.

0,95

1,20

2.23 Установки сольвентной депарафинизации

Процессы депарафинизации предназначены для получения масел с

требуемыми температурой застывания и низкотемпературными свойствами путем

удаления из рафинатов наиболее высокоплавких (в основном парафиновых)

углеводородов.

Применяются

процессы

обычной

низкотемпературной

депарафинизации - для получения масел с температурой застывания от -10 до

-15 °С и глубокой (низкотемпературной) депарафинизации путем кристаллизации -

для получения масел с температурой застывания -30 °С и ниже, карбамидной

депарафинизации, адсорбционного разделения сырья на высоко- и

низкозастывающие компоненты, микробиологическим воздействием, а также

гидродепарафинизации. Депарафинизации кристаллизацией подвергаются

рафинаты селективной очистки дистиллятных и остаточных масляных фракций.

Рафинаты селективной очистки дистиллятных масляных фракций содержат в

основном твердые высокомолекулярные алканы с нормальной или

слаборазветвленной цепью атомов углерода. Эти углеводороды выпадают при

охлаждении в виде крупных кристаллов правильной формы. Твердый продукт,

выделяемый на установках депарафинизации дистиллятных масляных фракций,

называется гачем.

Наиболее распространен процесс депарафинизации с использованием

полярных растворителей

- низкомолекулярных кетонов, в частности

208

метилэтилкетона и ацетона; иногда применяют метилизобутилкетон или

сжиженный пропан.

2.23.1 Низкотемпературная депарафинизация рафината селективной

очистки в кетон-толуольном растворе

В промышленности наиболее широкое применение нашли процессы

депарафинизации в растворе низкомолекулярных кетонов (метилэтилкетона (МЭК)

или ацетона) в смеси с бензолом и толуолом, а в последнее время - только с

толуолом. Этот процесс проводят по двух-трехступенчатой схеме с отмывкой гача

на второй ступени фильтрования при более высокой температуре. Такая схема

дает возможность повысить выход депарафинированного масла и скорость

фильтрования суспензии, снизить содержание масла в гаче или петролатуме по

сравнению с одноступенчатым процессом.

Технологическая схема установки двухступенчатой низкотемпературной

депарафинизации в кетон-толуольном растворе приведена на рисунке

2.88.

Установка состоит из двух технологических стадий:

1) кристаллизации и

фильтрования; 2) регенерации растворителя из растворов депарафинированного

масла и гача (петролатума).

На большинстве установок депарафинизации и обезмасливания в качестве

хладоагента применяют аммиак, а в последнее время - пропан, циркулирующий по

замкнутой системе холодильной установки.

В зависимости от качества исходного сырья и требуемой глубины

депарафинизации выход депарафинированного масла составляет обычно 65-

85% масс. на рафинат. Ниже в таблице 2.60 приведен справочно типичный

материальный баланс двухступенчатой низкотемпературной депарафинизации

рафинатов в растворе метилэтилкетон-толуол для западно-сибирских нефтей.

209

III

VII

VIII

а - отделение кристаллизации и фильтрования:

1, 16, 19, 21, 22 - насосы; 2 - пароподогреватель; 3 - холодильник; 4, 5, 12, 13,

14 - кристаллизаторы; 6, 8, 17, 18, 20, 23 - емкости; 7, 9 - фильтры;

10, 11, 15 - теплообменники,

б - отделение регенерации растворителя:

1, 5, 10, 15, 17, 21, 27, 31, 34, 40 - холодильники; 2, 8, 14, 23, 25, 37, 38, 44 -

насосы; 3, 9, 43 - емкости; 4, 7, 11, 13, 16, 24, 28, 36, 41 - колонны; 6, 12, 22, 26, 29,

35, 39, 42 - пароподогреватели; 18, 19, 20, 30, 32, 33 - теплообменники;

I - сырье; II - влажный растворитель; III - обезвоженный растворитель; IV -

раствор депарафинированного масла; V - раствор гача или петролатума; VI -

аммиак; VII - депарафинированное масло; VIII - гач или петролатум; IX - вода;

X - водяной пар

Рисунок 2.88 - Технологическая схема установки низкотемпературной

депарафинизации рафинатов в кетон-толуольном растворе

210

Таблица

2.60

- Типичный материальный баланс двухступенчатой

низкотемпературной депарафинизации рафинатов в растворе метилэтилкетон-

толуол для западно-сибирских нефтей

Дистиллятный

Остаточный

Показатель

рафинат

% масс. от сырья

Взято

Сырье

100

Растворитель

- на разбавление

300

400

- на промывку осадка

100

Всего

500

600

Получено

Раствор депарафинированного масла

- масло

- растворитель

320

411

Раствор гача (петролатума)

- гач(петролатум)

- растворитель

Всего

500

600

Данные о качестве сырья и продуктов депарафинизации представлены в

таблице 2.61.

Таблица 2.61 - Данные о качестве сырья и продуктов депарафинизации

Депара-

Мало-

Средне-

Высоко-

финиро-

Показатель

вязкий

ванное

рафинат

масло

Вязкость при

7,6

8,5

9,8

11,6

19,3

21,5

100 °С, мм²/с

Плотность при 20

881

885

890

898

915

920

°С, кг/м³

Температура

-16

-18

застывания, °С

Глубокая депарафинизация применяется при производстве низкозастывающих

маловязких масел, таких, как авиационное (МС-8), трансформаторное, арктическое,

конденсаторное и др. Этот процесс проводят в растворе кетон-толуол при

температурах конечного охлаждения и фильтрования суспензий от -62 до -64 °С.

Такая низкая температура охлаждения не может быть достигнута за счет испарения

сжиженного аммиака, поэтому в процессе глубокой депарафинизации на конечной

стадии охлаждения в качестве хладагента используют сжиженный этилен. Глубокой

211

депарафинизации подвергаются только рафинаты низкокипящих масляных фракций,

твердые углеводороды которых состоят в основном из н-алканов, образующих

крупные кристаллы, что позволяет при фильтровании с достаточной полнотой

отделять твердую фазу от жидкой и получать масла с температурами застывания от -

45 до -55 °С.

В результате этого процесса показатели качества депарафинированного

масла изменяются более резко, чем при обычной депарафинизации.

Технологическая схема процесса глубокой депарафинизации аналогична схеме

депарафинизации в кетон-ароматическом растворителе, за исключением того, что

после регенеративных и аммиачных (или пропановых) кристаллизаторов

предусмотрено охлаждение до требуемой температуры в этановых

кристаллизаторах.

Глубокую

депарафинизацию

обычно

проводят

двухступенчатым фильтрованием, а иногда и с трехступенчатым, последовательно

повышая температуру.

Принципиальная

схема

установки

депарафинизации

масел

использованием кристаллизатора пульсационного смешения (КСП) и печного

нагрева сырья перед регенерацией представлена на рисунке 2.89.

Рисунок 2.89 - Принципиальная технологическая схема установки

депарафинизации масел с использованием кристаллизатора пульсационного

смешения

Схема пульсационного кристаллизатора представлена на рисунке

2.90.

Кристаллизатор представляет собой вертикальную колонну 1, соединенную с

212

пульскамерой 2 (полой цилиндрической емкостью) трубопроводом 3. Аппарат

оснащен перегородками 4 с перетоками 6 и перегородками 5 с соплами 7,

чередование которых образует секции. Сопла 7 выполнены в виде разрезанных по

образующей патрубков, примыкающих к стенке корпуса. В месте расположения

сопел, к корпусу приварены штуцеры подачи хладагента 8. Корпус 1 оснащен

штуцерами ввода сырья 10 и вывода суспензии 11.

1 - корпус кристаллизатора; 2 - пульсационная камера; 3 - трубопровод;

4, 5 - перегородки; 6 - перетоки; 7 - сопла; 8 - штуцеры входа хладагента;

10 - штуцер входа сырья; 11 - штуцер выхода суспензии; 12 - пульсатор;

I - сырье; II - хладагент; III - суспензия; IV - импульсы инертного газа

Рисунок 2.90 - Схема кристаллизатора пульсационного смешения

Сырье 1 (рафинат), разогретое до температуры, превышающей температуру

насыщения парафином, подается насосом в штуцер

10. Аппарат заполнен

жидкостью до уровня штуцера выхода суспензии 11. Специальное устройство -

пульсатор 12 - соединен с ресивером сжатого инертного газа и емкостью выхлопа,

в которой поддерживается атмосферное давление (ресивер и емкость выхлопа на

рисунке не показаны), и пульсационной камерой 2. С заданной частотой и

продолжительностью пульсатор 12 поочередно соединяет полость пульскамеры 2

с ресивером сжатого инертного газа и емкостью выхлопа, создавая в пульскамере

пневматические импульсы IV (пульсацию). Уровень и размах колебаний жидкости в

пульскамере 2 регулируется настройкой соответствующего режима пульсации -

давления

ресивере,

частоты

пульсации,

соотношения

между

продолжительностью импульса и выхлопа. При этом размах колебаний жидкости в

пульскамере и частота пульсации обеспечивают заданную интенсивность

213

перемешивания в аппарате. Перепад уровней в пульскамере и аппарате (уровни

показаны на рисунке 2.90 штрих-пунктирными линиями), определяющий отметку

установки пульскамеры, рассчитывается, исходя из максимально возможного

давления в системе инертного газа и гидродинамических характеристик системы

пульскамера - аппарат.

Во время импульса движение вытесняемой из пульскамеры жидкости

сопровождается перетоком сырьевой смеси вверх по колонне. При этом

высокоскоростное течение в соплах 7 обеспечивает интенсивное перемешивание

хладагента II, поступающего в штуцеры 8, в верхних частях секций. При выхлопе

газа из пульскамеры происходит переток сырьевой смеси (за счет перепада

уровней в колонне и пульскамере) в обратном направлении - вниз по колонне. В

течение этого периода поток в соплах перемешивает хладагент II в нижних частях

секций.

Конфигурация и расположение перетоков 6 и геометрические параметры

секций обеспечивают создание стабильных контуров циркуляции жидкости в

секциях. Сырьевой поток, движение которого вверх от секции к секции обусловлено

непрерывной подачей в аппарат сырья и хладагента, охлаждается по мере

разбавления; образующаяся суспензия III перетекает (во время импульса) через

штуцер 11 в приемную емкость, откуда насосом подается в испарительные

скребковые кристаллизаторы для доохлаждения до температуры фильтрования.

Температура суспензии на выходе из кристаллизатора составляет 0 - минус 5 ^оС в

зависимости от кратности разбавления сырья хладагентом, начальной

температуры сырья и температуры хладагента. В свою очередь, эти параметры

зависят от вида сырья, применяемого растворителя и определяются при

разработке технологии процесса в целом.

Для создания импульсов инертного газа в пульскамере, кристаллизатор

оснащается пульсационной системой (рисунок 2.91), основным элементом которой

является пульсатор. Мембранный пульсатор предназначен для преобразования

непрерывного потока сжатого газа в импульсы с заданной частотой и

соотношением продолжительности импульса и выхлопа.

214

1 - генератор сигналов управления электронный; 2, 3 - пневмораспределители с

электроприводом; 4 - мембранный пульсатор; 5 - регулятор давления сжатого

воздуха (редуктор пневматический);

I - сжатый воздух системы КИП и А; II - сжатый воздух заданного давления; III,

IV - управляющие импульсы сжатого воздуха; V,VI - выхлоп сжатого воздуха из

пневмораспределителей; VII - сжатый инертный газ из системы питания;

VIII - сжатый инертный газ заданного давления; IX - импульсы инертного газа (в

пульскамеру); Х - выхлоп инертного газа в линию дыхания

Рисунок 2.91 - Принципиальная схема включения мембранного пульсатора

Пульсационная система включает: 1 - электронный генератор сигналов

управления; 2, 3 - пневмораспределители с электроприводом; 4 - мембранный

пульсатор; 5 - регулятор давления сжатого воздуха (редуктор пневматический).

Пульсационная система задает режим работы пульсатора, при котором

обеспечиваются периодическая подача сжатого газа в пульсационную камеру

аппарата и его сброс в линию выхлопа.

В электронном генераторе сигналов управления

1 задается время

включенного состояния электромагнитных пневмораспределителей

3, что

определяет частоту и продолжительность управляющих пневматических сигналов,

действующих на исполнительные механизмы пульсатора

- эластичные

мембраны, перекрывающие группы сопел пульсатора в заданной

последовательности. Тем самым определяется последовательность поочередного

соединения линии, ведущей в пульскамеру, с линией сжатого газа и выхлопным

трубопроводом, и, как следствие, частота пульсации жидкости в пульскамере и

соотношение продолжительности импульса и выхлопа. Размах колебаний жидкости

в пульскамере зависит от давления инертного газа, поступающего в пульсатор, и

гидравлических характеристик системы пульскамера - кристаллизатор.

215

Сжатый воздух под давлением 150-250 кПа для управления пульсатором

поступает к регулятору 5 от системы питания КИП и А. Давление воздуха задается

на 30-40 кПа выше давления инертного газа в линии VIII.

2.23.2 Депарафинизация в растворе пропана

При депарафинизации в растворе сжиженного пропана существуют два

варианта охлаждения раствора сырья: с хладагентом, обычно используемым на

последней стадии охлаждения - аммиаком, и за счет испарения из раствора самого

пропана, которое осуществляется в вертикальных или горизонтальных аппаратах,

действующих попеременно. Скорость охлаждения растворов в них регулируется

скоростью снижения давления. Следовательно, в данных аппаратах испарение

пропана зависит от отсоса его паров, для чего на установках этого типа

предусмотрены компрессоры. Необходимую кратность пропана к сырью

поддерживают, непрерывно добавляя пропан по мере его испарения или добавляя

охлажденный пропан в конечной стадии охлаждения.

Основным достоинством этого процесса являются его простота и

экономичность, так как пропан одновременно является и растворителем, и

хладагентом. Кроме того, пары пропана используют и для отдувки осадка на

фильтре. Это позволяет исключить из схемы линию инертного газа. При

депарафинизации пропаном вследствие малой вязкости раствора при низких

температурах скорость охлаждения значительно выше, чем при использовании

кетонов. В процессе охлаждения, особенно остаточного сырья, совместная

кристаллизация твердых углеводородов и смолистых веществ приводит к

образованию крупных дендритных кристаллов, что обеспечивает высокую скорость

фильтрования - до 600-1000 кг/(м²·ч) по сырью из расчета на полную поверхность

фильтра.

При депарафинизации дистиллятного сырья скорость фильтрования

снижается в

10-15 раз из-за образования мелкокристаллической структуры

твердых углеводородов. Повысить эффективность процесса в этом случае можно

введением некоторых присадок, приводящих к образованию более крупных

кристаллов. Вследствие высокой растворяющей способности пропана кратность

его к сырью небольшая - от 0,8:1 до 2:1 (об.). В то же время высокая растворимость

твердых углеводородов в пропане требует при депарафинизации низких

температур охлаждения для достаточно полного выделения кристаллизующихся

компонентов.

Принципиальная технологическая схема установки депарафинизации в

растворе пропана приведена на рисунке 2.92.

Примерный материальный баланс депарафинизации остаточного рафината

пропаном представлен справочно в таблице 2.62.

216

1 - сборник жидкого пропана; 2 - смеситель; 3 - паровой подогреватель;

4, 8 - холодильники; 5-7- теплообменники; 9 - промежуточная емкость для

раствора сырья; 10, 11 -пропановые кристаллизаторы самоохлаждения

периодического действия, работающие попеременно; 12 - каплеотбойники;

13 - приемник суспензии петролатума; 14 - барабанный фильтр, работающий под

давлением; 15-емкость для охлажденного пропана; 16 - приемник суспензии

петролатума; 17 - приемник пропана от промывки осадка на фильтрах;

18 - приемник раствора депарафинированного масла: 19 - компрессор;

20-22 - насосы;

I - сырье; II - пропан; III - раствор сырья; IV - охлажденный раствор сырья;

V - суспензия петролатума; VI-раствор депарафинированного масла на

регенерацию растворителя; VII - раствор от промывки осадка на фильтрах;

VIII - охлажденный пропан на разбавление лепешки петролатума и на промывку

лепешки на фильтрах, на разбавление охлажденного раствора, на добавку к

сырьевому раствору для компенсации убыли его при самоохлаждении;

IX - суспензия петролатума после фильтра; X -раствор петролатума на

регенерацию растворителя; XI - пары пропана на компрессию; XII - вода;

XIII - водяной пар

Рисунок 2.92 - Принципиальная технологическая схема установки

депарафинизации в растворе пропана

217

Таблица 2.62 - Типичный материальный баланс депарафинизации остаточного

рафината пропаном

Состав растворов,

Показатель

% масс. от сырья

% масс.

Взято

Сырье

100

Пропан:

175

на разбавление

на промывку осадка

на разжижение осадка

Всего

400

Получено

Раствор депарафинизаторного

масла:

74-76

Масло

211

Пропан

Итого

285

100

Раствор петралатума:

26-24

22,5

петралатум

77,5

пропан

Итого

115

Всего

400

100

2.23.3

Обезмасливание

гача

кетон-толуольным

раствором,

применяемое для производства парафина

Процесс обезмасливания гача и петролатума предназначен для получения

парафинов и церезинов. Обезмасливание можно проводить двумя методами:

депарафинизацией без применения растворителей, которая осуществляется

фильтр-прессованием с последующим потением полученного гача, или

депарафинизацией гача в избирательных растворителях.

Установка обезмасливания гача или петролатума избирательными

растворителями

При производстве парафинов и церезинов применяется обезмасливание

методом кристаллизации из растворов с избирательными растворителями,

который позволяет выделять низкоплавкие парафины из низкокипящих масляных и

дизельных дистиллятов без предварительной их очистки, а также обезмасливать

гачи и петролатумы, полученные при депарафинизации дистиллятных и

остаточных рафинатов. При этом выделяются твердые парафины с температурой

плавления

45-65 °С и содержанием масла

2,3-0,5% масс. и церезины с

температурой плавления 80 °С и выше, содержащие до 1% масс. масла. Этот

процесс принципиально не отличается от депарафинизации рафинатов с

применением растворителей и проводится на таком же оборудовании.

218

Наибольшее распространение в промышленности получил процесс

обезмасливания в растворе кетон-ароматического растворителя, который по

сравнению с депарафинизацией характеризуется более высокими температурами

конечного охлаждения и фильтрования (от -10 до 25°С), большими кратностью

растворителя к сырью и содержанием кетона в смеси с ароматическим

компонентом (до

65-75% об.; при использовании метилэтилкетона).

Эффективность этого процесса зависит от тех же факторов, которые влияют на

процесс депарафинизации. Процесс обезмасливания можно проводить в одну и

несколько ступеней. При одноступенчатом обезмасливании сырье смешивается с

растворителем, нагревается в паровом подогревателе до полного растворения, а

затем постепенно охлаждается в кристаллизаторах до требуемой температуры.

Суспензия твердых углеводородов поступает в вакуумные барабанные фильтры,

где обезмасленный гач отделяется от раствора. Образующийся парафиновый

осадок промывается холодным растворителем, отдувается от фильтровальной

ткани инертным газом, срезается ножом и по наклонной плоскости опускается в

желоб со шнековым транспортером. Отсюда смесь направляется в приемник, а

затем - в секцию регенерации растворителя. Фильтрат от обезмасливания также

поступает в секцию регенерации растворителя. При одноступенчатом процессе не

удается получить парафин и церезин с низким содержанием масла, поэтому на

большинстве заводов обезмасливание проводят по двухступенчатой схеме по гачу

(петролатуму). Это позволяет получать глубокообезмасленные парафины с

высокой температурой плавления при больших скоростях фильтрования по

сравнению с одноступенчатой схемой.

На рисунке

2.93

дана принципиальная технологическая схема

кристаллизационного и фильтровального отделений двухступенчатой установки

обезмасливания гача.

Схема процесса регенерации растворителя при обезмасливании

принципиально не отличается от схемы этого процесса для депарафинизации. В

таблице 2.63 приведен справочно примерный материальный баланс процесса

двухступенчатого обезмасливания.

219

1 - подогреватель; 2 - холодильник; 3 - регенеративный кристаллизатор;

4 - аммиачный кристаллизатор; 5, 7, 9 - теплообменники; 6, 8 - регенеративные

кристаллизаторы для охлаждения растворителя; 10 - аммиачный холодильник;

11 - приемник суспензии для фильтра I ступени; 12 - фильтр I ступени;

13 - сборник раствора фильтрата I ступени; 14 - сборник суспензий

парафина I ступени; 15 - приемник суспензии для фильтров II ступени;

16 - фильтр II ступени; 17 - сборник раствора фильтрата II ступени;

18 - сборник суспензии парафина II ступени;

I - сырье; II - растворитель; III - раствор сырья; IV -суспензия твердых

углеводoродов; V - раствор фильтрата I ступени; VI - суспензия твердых

углеводородов; VII - раствор фильтрата II ступени; VIII - суспензия парафина

II ступени; IX - раствор фильтрата I ступени на регенерацию растворителя; X -

раствор парафина на регенерацию растворителя

Рисунок 2.93 - Принципиальная технологическая схема кристаллизационного и

фильтровального отделений установки обезмасливания в кетон-ароматическом

растворителе

Таблица

2.63 - Типичный материальный баланс процесса двухступенчатого

обезмасливания гача и петролатума

Фракции гача

Показатель

Петролатум

350-420 ºС

420-500 ºС

Взято

Сырье

100

Растворитель

600*

800*

900*

Всего

700

900

1000

Получено

Парафин-сырец

Растворитель

150

240

270

Итого

206

285

305

220

Окончание таблицы 2.63

Фракции гача

Показатель

Петролатум

350-420 ºС

420-500 ºС

Раствор фильтрата от обезмасливания:

фильтрат

растворитель

450

560

630

Итого

494

615

695

Всего

700

900

1000

* Включая расход растворителя на промывку осадка и его разжижения

2.24 Установки адсорбционной очистки базовых масел

2.24.1 Технологии непрерывной адсорбционной очистки масляного

сырья

Непрерывную очистку (доочистку) в движущемся слое адсорбента применяют

для разных целей: доочистки масел от малых количеств полярных нежелательных

веществ как завершающий процесс в поточной схеме масляного производства;

глубокой очистки дистиллятного и остаточного сырья взамен селективной очистки; для

получения масел узкого углеводородного состава - нафтеновых, ароматических и т. п.

В случае высокой вязкости сырье разбавляется растворителем (как правило,

бензином). При глубокой очистке можно получать белые масла. Соотношение

адсорбент/сырье для высоковязкого сырья значительно выше (в 5-8 раз), чем для

маловязкого. На промышленных установках непрерывной адсорбционной очистки

получают трансформаторные, гидравлические и некоторые технологические масла

(наполнители каучуков и мягчители для резин). Изменением расхода адсорбента

можно регулировать качественные и количественные показатели адсорбции. В случае

адсорбционной очистки остаточного сырья, как правило, используется

предварительная неглубокая деасфальтизация. Депарафинированное масло

адсорбционной очистки отличается более высоким выходом и лучшими показателями

физико-химических свойств. Для непрерывной адсорбционной очистки с движущимся

слоем адсорбента применяются синтетические алюмосиликатные адсорбенты -

мелкосферический и молотый.

Сырьем установки непрерывной адсорбционной очистки являются

маловязкие масляные дистилляты и деасфальтизаты, а продукцией - рафинаты I

и II. Рафинат I представляет собой очищенный продукт, а рафинат II

десорбированный с поверхности адсорбента обессмоленный ароматизированный

концентрат (ароматизированное масло). Из рафината I получают масла различной

вязкости (трансформаторные, специальные электроизоляционные), из рафината II

- наполнители каучука и мягчители резиновых смесей. Органические соединения и

смолистые вещества, остающиеся на адсорбенте, выжигаются при регенерации.

Технологическая схема процесса непрерывной адсорбционной очистки с

окислительной регенерацией адсорбента приведена на рисунке 2.94.

221

VIII

VII

III

VII

1, 13, 16, 19, 25, 27, 30 - насосы; 2, 3 - бункеры-сепараторы; 4 - регенератор;

5 - адсорбер; 6 - десорбер; 7, 10, 22, 23 - холодильники; 8 - сушилка адсорбента;

9, 18, 21, 29 - подогреватели; 11, 17 - колонны для отгона растворителя от

рафината I; 12, 14, 21 - кипятильники; 15, 24 - емкости; 20, 28 - колонны для

отгона растворителя от рафината II; 26, 31 - фильтры;

I - сырье; II - адсорбент; III - рафинат I; IV - рафинат II; V - воздух; VI - вода;

VII - водяной пар; VIII - дымовые газы

Рисунок 2.94 - Технологическая схема установки непрерывной адсорбционной

очистки масляного сырья

Технологический режим процесса зависит от природы и концентрации в

сырье адсорбируемых веществ; состава и свойств адсорбента. В таблице 2.64

приведены показатели технологического режима при очистке дистиллята,

предназначенного для получения трансформаторного масла.

Таблица

2.64 - Показатели технологического режима для процесса очистки

дистиллята при получении трансформаторного масла

Показатель

Значение

Температура в основных аппаратах,^оС

адсорбер

35-40

десорбер

70-90

сушилка

130-150

регенератор

620-650

Скорость восходящего потока в адсорбере, м/ч

1,5-2,5

Кратность адсорбент: сырье (по массе)

(0,5-1,0) : 1

Разбавление растворитель: сырье (по объему)

(0,5-1,0) : 1

Давление процесса, МПа

0,10-0,14

222

Типичный материальный баланс процесса непрерывной адсорбционной

очистки различного масляного сырья приведен справочно в таблице 2.65.

Таблица

2.65

- Типичный материальный баланс процесса непрерывной

адсорбционной очистки различного масляного сырья

Остаточное

Дистиллятное

Показатель

Деасфальтизат

Дистиллят

депарафинированное

масло

Взято

Сырье

100,0

Итого:

100,0

Получено

Рафинат I

59,3

72,7

91,7

92,0

Рафинат II

24,4

16,8

3,8

4,0

Смолы

15,8

10,0

4,0

3,5

(на выжиг)

Потери

0,5

Итого:

100,0

2.24.2 Технология контактной доочистки базовых масел

В процессе контактной доочистки сырьем служат депарафинированные

масла, а целевой продукцией - доочищенные базовые масла, побочным продуктом

- отгон. Ниже проводятся характеристики дистиллятного (I) и остаточного (II)

базового масел до и после очистки. Принципиальная схема установки контактной

доочистки масел дана на рисунке 2.95.

Маловязкие масла доочищают на установке контактной очистки по

укороченной схеме. В этом случае поступающее на установку масло подается

через паровой подогреватель в смеситель 3, где смешивается с отбеливающей

глиной II. Суспензия глины в масле подается на фильтры

15 и

19, а

отфильтрованное масло - в приемник 20. Технологические показатели процесса

контактной доочистки представлены в таблице 2.66.

223

1, 4 - поршневые насосы; 2 - подогреватель; 3 - холодный смеситель;

5 - теплообменник; 6 - печь; 7 - контактная колонна; 8, 11, 14, 18 - центробежные

насосы; 9, 16 - конденсаторы-холодильники; 10, 17, 20 - приемники;

12 - конденсатор смешения; 13 - горячий смеситель; 15 -дисковый фильтр;

19 - барабанный вакуум - фильтр;

I - сырье; II - свежий адсорбент; III - отработанный адсорбент; IV - очищенное

масло; V - водяной пар; VI - вода

Рисунок 2.95 - Принципиальная технологическая схема установки контактной

доочистки масел

Таблица 2.66 - Показатели технологического режима для процесса контактной

доочистки

Показатель

Значение

Температура, °С

суспензии в холодном смесителе на выходе

70-80

из печи фильтрования

70-170

Давление в фильтрах, МПа

0,4

Расход адсорбента, % масс.

5-10

Длительность контактирования с

адсорбентом, мин

Типичный материальный баланс доочистки дистиллятных и остаточных

масел приведен справочно в таблице 2.67.

Таблица

2.67 - Типичный материальный баланс доочистки дистиллятных и

остаточных масел

Показатель

Дистиллятное масло

Остаточное масло

Взято

Масло

100

Сухая глина

Растворитель

Итого:

107

112

224

Окончание таблицы 2.67

Показатель

Дистиллятное масло

Остаточное масло

Получено

Очищенное масло

91,5

Отмытое масло

3,8

7,8

Отгон

1,0

0,2

Растворитель

2,0

Вода

0,5

1,0

Глина в отвал

4,7

9,5

Итого

107

112

Выход масла при контактной очистке в основном определяется потерями с

отработанным адсорбентом и в значительно меньшей степени

- с легкими

фракциями, образовавшимися при разложении очищаемого масла и выходящими

из контактной колонны. Общее количество отгона составляет 0,5-1% масс. на

доочищенное масло.

К серьезным недостаткам контактной доочистки по сравнению с другими

процессами очистки, используемыми в масляном производстве, относятся:

- большое количество образующегося отработанного адсорбента с высоким

содержанием масла (30-40%), представляющее существенную экологическую

опасность;

- разложение части желательных компонентов очищаемого сырья при

высокой температуре в присутствии алюмосиликатных адсорбентов.

2.24.3 Кислотная и щелочная очистка масел

Щелочная очистка

Очистку масляных фракций раствором щелочи применяют для удаления

кислородсодержащих (нафтеновых кислот, фенолов) соединений, а также для

нейтрализации серной кислоты и продуктов ее взаимодействия с углеводородами

(сульфокислот, эфиров серной кислоты), остающихся после сернокислотной

очистки.

При очистке масляных дистиллятов пользуются слабым раствором

гидроксида натрия (1-3% масс.), процесс ведут при повышенной температуре во

избежание образования эмульсии, разрушение которой весьма затруднительно.

Образованию эмульсии способствуют образующиеся соли нафтеновых кислот и

сульфокислот.

Принципиальная схема установки очистки масляного сырья раствором

щелочи представлена на рисунке 2.96.

225

1 - колонна; 2 - теплообменник; 3 - печь; 4, 6 - смесители; 5, 7 - отстойники; 8,

5 - холодильники; 10-13 - насосы.

I - неочищенной масло; II - раствор щелочи; III - выщелоченное масло; IV -

щелочные отходы; V -промывная вода; VI - воздух

Рисунок 2.96 - Принципиальная технологическая схема установки

выщелачивания масляных дистиллятов под давлением

Очистка серной кислотой

Очистку масляных фракций серной кислотой проводят для удаления из них

непредельных, серо-, азотсодержащих и асфальто-смолистых соединений,

которые обусловливают малую стабильность топлив при хранении, нестабильность

цвета и ухудшают некоторые эксплуатационные свойства.

Для получения высококачественных масел кислотную обработку необходимо

проводить при возможно более низких температурах. Очистку масляных

дистиллятов вязкостью 18-25 мм²/с при 50 °С проводят при 55-80 °С, дистиллятов

вязкостью 3-5 мм²/с при 50 °С - при 30-35 °С. Остаточные продукты (гудроны и

полугудроны) очищают серной кислотой при 60-70 °С. В некоторых случаях при

очистке полугудронов в условиях высоких температур качество очищенного масла

ухудшается, поэтому температуру очистки приходится понижать. Оптимальную

температуру очистки каждой фракции выбирают на основании опытных данных.

При снижении концентрации кислоты уменьшается ее растворяющая и

полимеризующая способность, при повышении ее концентрации увеличивается

образование сульфокислот, которые переходят в кислый гудрон. Для очистки

применяют 92-96 %-ную кислоту. Для получения бесцветных масел (медицинских,

парфюмерных) применяют дымящую серную кислоту.

Кислый гудрон содержит от 25 до 65-70% Н2SO4 в зависимости от условий

очистки и качества обрабатываемого дистиллята. Кислые гудроны, содержащие 60-

70% H2SO4, можно применять для предварительной очистки других масляных фракций.

226

Степень удаления из масла асфальто-смолистых веществ возрастает с

увеличением расхода кислоты. Требуемый расход определяют экспериментально: для

очистки трансформаторных дистиллятов он составляет 6-15% масс.; для очистки

гудронов и полугудронов - 12-25% масс. Расход дымящей серной кислоты для

получения бесцветных масел составляет 50-60% масс. на исходный дистиллят.

Серная кислота взаимодействует с составными частями дистиллятов не только

при перемешивании, но и при отстаивании кислого гудрона. Длительность отстаивания

его частиц, находящихся после перемешивания во взвешенном состоянии в масле,

зависит от размера этих частиц. Осаждению частиц кислого гудрона способствуют

осадители (6-9 %-ный раствор едкого натра, раствор жидкого стекла и др.); их

добавляют по окончании перемешивания масла с кислотой. Отстаивание кислого

гудрона при использовании осадителей для дистиллятных масел продолжается от 2

до 8 ч, после чего кислый гудрон удаляют из мешалки; при очистке вязких остаточных

масел отстаивание более длительно - до 20 ч.

Основным аппаратом для сернокислотной очистки является вертикальная

цилиндрическая мешалка с коническим дном, снабженным горловиной с задвижкой

для выпуска кислого гудрона (рисунок 2.97). Мешалка снабжена крышкой с трубой для

отвода сернистого газа, образующегося в процессе очистки, и смотровым люком для

отбора проб масла. Корпус мешалки покрыт изоляцией. Под конусом мешалки

устанавливают ковш с железным желобом, в который для разбавления кислого гудрона

подают горячий мазут. Из ковша смесь откачивают на регенерацию.

I - масляное сырье; II - кислота; III - кислое масло; IV - кислый гудрон с мазутом;

V - мазут; VI - воздух

Рисунок 2.97 - Схема сернокислотной мешалки

Очистка масляного сырья в кислотной мешалке протекает следующим

образом. Очищаемое сырье закачивают в мешалку через теплообменник и

перемешивают его струей воздуха. При этом в масло подают первую порцию

227

кислоты для подсушки. Перемешивание ведут в течение 0,5-1 ч в зависимости от

емкости мешалки. По окончании перемешивания образовавшийся кислый гудрон

отстаивают в течение 1,5-2 ч и выводят его из мешалки. Затем в мешалку при

бурном перемешивании воздухом (50-70 мин) заливают следующую порцию

кислоты. За 10-15 мин до окончания перемешивания интенсивность его снижают и

в мешалку подают раствор осадителя. После этого, прекратив перемешивание,

кислому гудрону дают отстояться в течение нескольких часов, а затем его спускают.

Кислое масло отстаивают в мешалке еще 6-8 ч, а затем переводят в отстойники с

обогревательными змеевиками. В них масло отстаивается от

8 до

24 ч и поступает на щелочную или контактную очистку. При порционной очистке

масла кислотой после введения каждой новой порции содержимое мешалки

перемешивают, после чего следуют отстаивание и спуск кислого гудрона.

Для получения высококачественных белых масел нафтенового

компрессорного масла, а также парафина для пищевой и промышленности

проводят очистку сырья олеумом. При получении белых масел сульфирующий

агент - серный ангидрид - либо растворен в серной кислоте (очистка олеумом),

либо смешан с газом-носителем (очистка газом). Очистка газом имеет следующие

преимущества перед очисткой олеумом: уменьшение количества кислого гудрона,

увеличение количества маслорастворимых сульфонатов, которые можно

использовать в качестве моющих присадок и ингибиторов коррозии.

На установке непрерывного действия (рисунок 2.98) для получения белого

масла с использованием серного ангидрида сырье до поступления в реактор 2

смешивается с циркулирующим кислым маслом. Очищаемое масло и газ-носитель

серного ангидрида вводятся в верхнюю часть реактора. Затем смесь поступает в

сепаратор непрерывного действия

3. Кислое масло снизу сепаратора

направляется через отстойник

1 в систему нейтрализации. По выходе из

сепаратора 3 газ-носитель нагнетается газодувкой 4 через холодильник 5 в

испаритель 6, где он вновь насыщается серным ангидридом.

1 - отстойник; 2 - реактор; 3 - сепаратор; 4 - газодувка; 5 - холодильник; 6 -

испаритель серного ангидрида;

I - сырье; II - жидкий SO3; III - кислое масло; IV - кислый гудрон; V - линия связи с

кислотным скруббером дыхательной системы

Рисунок 2.98 - Принципиальная схема установки непрерывного действия для

очистки сырья серным ангидридом

228

В промышленной практике находит применение процесс кислотно-щелочной

очистки с разделением фаз в электрическом поле. На установке кислотно-

щелочной очистки (рисунок 2.99) сырье насосом 12 через холодильник 1 подается

к смесительному насосу 13, куда поступает также 96-98% серная кислота. Смесь

направляется в реактор-мешалку 2, где выдерживается для завершения реакции

8-10 мин, а затем под напором около 0,3 МПа - в электроразделитель 3 для

отделения кислого гудрона. Кислое масло с верха электроразделителя поступает в

смеситель 4; сюда же подается раствор щелочи для нейтрализации продуктов

реакции и остатка свободной серной кислоты. С нижней части электроразделителя

уходит кислый гудрон. Смесь масла с раствором щелочи разделяется в отстойнике

5, с низа которого отводятся щелочные отходы. Защелоченное и промытое

подщелоченной водой в смесителе 6 масло поступает в отстойник 7. С верха

отстойника защелоченное масло направляется в смеситель 8, где промывается

очищенной водой, затем поступает в отстойник 9. После отстаивания в отстойнике

9 масло смешивается еще с одной порцией воды в смесителе 10. Вода отделяется

от масла практически полностью и дренируется в электроразделителе 11. С верха

электроразделителя уходит очищенное масло IX.

1 - холодильник; 2 - реактор-мешалка; 3, 11 - электроразделители;

4, 6, 8, 10 - смесители; 5, 7, 9 - отстойники соответственно щелочи,

подщелоченной воды и воды; 12 - сырьевой насос; 13 - смесительный насос;

I - сырье; II - серная кислота; III - раствор щелочи; IV - подщелоченная вода;

V - вода; VI - кислый гудрон; VII - щелочные отходы; VIII - отработанная

подщелоченная вода; IX - очищенное масло

Рисунок 2.99 - Принципиальная схема установки сернокислотной очисти с

применением электрического поля

Технологические показатели процесса очистки трансформаторного

дистиллята и легкоплавкого парафина-сырца серной кислотой с применением

электроразделителей представлены в таблице 2.68.

Таблица

2.68

- Технологические показатели процесса очистки

трансформаторного дистиллята и легкоплавкого парафина-сырца серной кислотой

с применением электроразделителей

Трансформаторный

Легкоплавкий

Показатель

дистиллят

парафин-сырец

Температура сырья, °С

30-35

50-60

Расход кислоты, % масс.

8-9

Концентрация кислоты, % масс.

96-98

229

Окончание таблицы 2.68

Трансформаторный

Легкоплавкий

Показатель

дистиллят

парафин-сырец

Напряжение в электроразделителе, кВ:

кислотном

15-18

10-19

водном

15-17

15-25

Расход щелочи на нейтрализацию

0,6

0,3

(в пересчете на сухую), % масс.

Концентрация раствора щелочи, % масс.

4-5

3-5

Выход очищенного продукта, % масс.

2.25 Теплоснабжение нефтеперерабатывающего завода

2.25.1 Теплоснабжение (котельная)

Котельные предназначены для обеспечения паром или горячей водой

объектов НПЗ. В зависимости от назначения различают следующие котельные

установки: отопительные - для обеспечения теплом систем отопления, вентиляции

и горячего водоснабжения, отопительно-производственные - для обеспечения

теплом систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и

технологического водоснабжения, производственные

- для технологического

водоснабжения.

В отопительной котельной установке воздух, необходимый для горения,

подается в топку дутьевыми вентиляторами. Дымовые газы удаляются из котла в

атмосферу за счет естественной тяги через трубу. На перекрытии котельного

здания установлен деаэратор. Вода, нагретая в котле, подается потребителю, где

отдает часть тепла и с пониженной температурой снова возвращается в котел для

последующего подогрева. Схема котельной установки с водогрейными котлами

представлена на рисунке 2.100.

Продукцией отопительной котельной установки является горячая вода. На

паровой котельной установке жидкое и газообразное котельное топливо

смешиваются в горелке с воздухом из воздухоподогревателя и сгорают в топке.

Воздух, необходимый для горения топлива, забирается вентилятором из верхней

зоны помещения котельной, подается в воздухоподогреватель для подогрева за

счет дымовых газов. Тепло, выделившееся при сгорании топлива, передается воде

через поверхность нагрева котла излучением в топке и конвекцией от нагретых

газообразных продуктов сгорания в газоходах котла. Образовавшийся в экранных

трубах котла насыщенный пар собирается в барабане, откуда, пройдя

сепарационные устройства, направляется через коллектор в пароперегреватель,

где перегревается до заданной температуры, а затем идет к потребителю.

Конденсат отработанного пара, вернувшись от потребителя, направляется в

деаэратор, который служит для удаления воздуха из воды. Туда же направляется

химически очищенная вода. В состав деаэратора входят: деаэрационная колонна,

деаэраторные баки; охладитель выпара. После деаэрации вся питательная вода

230

подается питательными насосами в водяной экономайзер, где за счет тепла

уходящих газов вода подогревается и поступает в барабан, откуда затем

направляется в систему экранных труб, где и происходит процесс

парообразования. Уходящие из топки нагретые газы проходят последовательно

между трубами пароперегревателя, водяного экономайзера и внутри труб

воздухоперегревателя, отдавая тепло на перегрев пара. Подогрев питательную

воду и воздух, дымовые газы охлаждаются и дымососом удаляются через трубу в

атмосферу.

1 - дымовая труба; 2 - котел; 3 - деаэратор; 4 - питательный насос; 5 - дутьевые

вентиляторы; 6 - горелки

Рисунок 2.100 - Схема котельной установки с водогрейными котлами

Схема паровой котельной установки представлена на рисунке 2.101.

231

1 - насос; 2 - топка; 3 - пароперегреватель; 4 - паровой котел; 5 - экономайзер;

6 - воздухоперегреватель; 7 - дымовая труба

Рисунок 2.101 - Схема паровой котельной установки

Продукцией паровой котельной установки является пар (обычно высокого

или среднего давления). Для получения пара низкого давления используются

редукционно-охладительные установки или котлы низкого давления (рисунок

2.102).

1 - задвижка; 2 - клапан дроссельный; 3 - охладитель пара; 4 - клапан

импульсный; 5 - ГПК; 6, 9 - клапаны запорные; 7 - клапан обратный; 8 - клапан

регулирующий; 10 - форсунка механического распыла воды

Рисунок 2.102 - Схема редукционно-охладительной установки

232

2.25.2 Топливоснабжение

На технологических установках НПЗ используют трубчатые печи, тепловая

мощность которых колеблется от единиц до сотен МВт. Для обеспечения их

бесперебойной работы на заводах сооружают системы снабжения топливом. В

качестве топлива применяют газ, получаемый в качестве побочного продукта в

основном производстве, и мазут, который на НПЗ получают при переработке

нефти. На некоторых НПЗ в качестве топлива используют также природный и

попутный газы, поступающие из внешних источников по магистральным

газопроводам и отводам.

Для обеспечения потребителей жидким топливом на НПЗ создают

специальное топливное хозяйство, включающее резервуары, насосы и

коммуникации. Объем резервуаров должен обеспечивать запас топлива, исходя из

суточной потребности всех заводских печей. Целесообразно предусматривать в

топливном хозяйстве не менее трех стальных вертикальных резервуаров, один из

которых служит для приема избыточного топлива от потребителей, второй - для

раздачи, а третий - для отстоя между этими двумя операциями.

Во избежание выброса продукта из резервуаров температура хранения

мазута не должна превышать 80-90 °С. Поскольку для обеспечения требуемой

вязкости мазут марки 100 должен поступать к форсункам печей подогретым до

температуры

110-120 °С, на технологических установках предусмотрены

подогреватели мазута. Принципиальная схема снабжения НПЗ жидким топливом

представлена на рисунке 2.103.

Р-1, 2 - резервуары топочного мазута, Т-1, 2 - подогреватели мазута,

H-1, 2 - насосы мазута, Ф-1, 4 - фильтры, 1, 2 - установки потребителя мазута;

I - мазут со стороны для подпитки топливного хозяйства; II - мазут из топливного

хозяйства потребителям; III- мазут от потребителей в топливное хозяйство;

IV- пар; V - конденсат; VI - мазут к горелкам

Рисунок 2.103 - Принципиальная схема снабжения нефтеперерабатывающего

завода жидким топливом

Углеводородные газы, полученные на технологических установках,

направляют на газораспределительные пункты (ГРП). При проектировании

топливных систем особое внимание уделяется стабилизации давления в них. Опыт

233

эксплуатации показал, что зачастую давление в сетях топливного газа повышается

и предприятия вынуждены сбрасывать избыток топливного газа на факел. Для

стабилизации давления в топливной сети могут быть предусмотрены следующие

варианты:

- сброс избытка топливного газа на заводскую ТЭЦ;

- поддержание постоянного давления путем сбрасывания избытка

топливного газа через регулятор давления в топливо, поступающее на две-три

установки (на этих установках следует предусмотреть смесительную емкость, в

которую, кроме сбрасываемого газа, подают через регулятор давления природный

газ, прямогонный газ или испаренный сжиженный газ);

- система автоматического перехода печей с жидкого топлива на

газообразное и обратно.

Схема газораспределительного пункта представлена на рисунке 2.104.

Т-1 - испаритель жидких газов; К-1, К-2 - адсорберы для очистки газов;

А-1 - расширитель водородсодержащего газа;

I - сухой газ риформинга; II - газ гидроочистки; III - газ термического крекинга;

IV - возвратный газ с факельного хозяйства; V - водородсодержащий газ

риформинга; VI - газ на установку сероочистки; VII - газ с установки сероочистки;

VIII - жидкий газ; IX - неочищенный отопительный газ к потребителям;

X - газ для лаборатории; XI - газ для потребителей административной зоны;

ХИ - сброс на факел

Рисунок 2.104 - Схема газораспределительного пункта

234

2.26 Системы охлаждения

2.26.1 Системы очистки охлаждающей воды и дозирования реагентов

оборотной воды

Технологические процессы на НПЗ проводятся при повышенных

температурах. Все тепло, подводимое в результате сжигания топлива, потребления

пара или выжигания кокса, должно отводиться с помощью той или иной системы

охлаждения, одной из которых является система водяного охлаждения. Остальные

системы реализуются посредством охлаждения воздухом или теплообмена с

другими потоками.

На переработку 1 т нефти расходуется 30-60 м³ воды, а при комплексной

переработке нефти и газа с изготовлением синтетических продуктов этот расход

достигает 90-120 м³.

Основное количество воды расходуется на охлаждение нефтепродуктов,

технологических аппаратов и машин. Вода при этом нагревается до 45 °С, не

загрязняется, и лишь при неисправности аппаратуры, неплотности фланцевых

соединений и т. д. в воду может попадать некоторое количество нефтепродуктов.

Отработавшая охлаждающая вода относится к группе условно чистых вод; после

охлаждения она должна быть полностью использована для оборотного

водоснабжения. Очистка оборотной воды производится на локальных установках.

Системы оборотного водоснабжения подразделяют на открытые, где вода

охлаждается путем

контакта с

воздухом

градирнях, брызгальных

бассейнах или прудах-охладителях, и закрытые, где оборотная вода не

имеет непосредственного контакта с атмосферным воздухом и охлаждается

в аппаратах воздушного охлаждения и других системах. Применяют также системы

оборотного водоснабжения, представляющие собой комбинацию закрытых и

открытых.

Для того чтобы локализовать распространение просочившихся в оборотную

воду веществ и тем самым предотвратить загрязнение и коррозионное разрушение

всей холодильной аппаратуры на НПЗ, проектируются обособленные системы

оборотного водоснабжения.

На предприятиях должны предусматриваться следующие системы

оборотного водоснабжения:

- первая система водоснабжения

- для аппаратов, охлаждающих или

конденсирующих продукты, которые при нормальном или аварийном состоянии при

атмосферном давлении находятся в жидком состоянии;

- вторая система водоснабжения

- для аппаратов, охлаждающих или

конденсирующих продукты, которые при нормальном или аварийном состоянии при

атмосферном давлении находятся в газообразном состоянии;

- вторая «а» система водоснабжения - для конденсаторов паровых турбин

установок ЛК-6у, выделяется в самостоятельный оборотный цикл;

235

- третья система водоснабжения - для аппаратов, в которых возможно

загрязнение охлаждающей воды парафином и жирными кислотами;

- отдельные специальные оборотные циклы для производств со

специфическими веществами, которые могут загрязнять оборотную воду (серная

кислота, олеум и др.), или для производств, требующих оборотную воду

определенного качества в соответствии с регламентом на проектирование

отдельных технологических процессов.

Блок оборотного водоснабжения состоит из: насосной, водоохладителей-

градирен, нефтеотделителей (для первой и второй систем оборотного

водоснабжения), установки по обработке воды для предотвращения коррозии,

карбонатных отложений и биологических обрастаний холодильной аппаратуры и

трубопроводов (для первой и второй систем оборотного водоснабжения).

Использование реагентов для обработки оборотных систем охлаждения

позволяет решить проблемы, которые неизбежно возникают при работе

практически любой оборотной системы, - коррозия оборудования, отложение

накипи как на теплообменных поверхностях, так и в трубопроводах, биологическое

загрязнение системы. Основные типы реагентов для оборотных систем:

- комплексные ингибиторы коррозии и накипеобразования для открытых и

закрытых систем;

- биоциды;

- промывочные реагенты.

Рабочие дозы реагентов подбираются в зависимости от химического состава

воды (или опытным путем) и составляют 30-120 г/м³. Рабочие температуры, при

которых реагенты сохраняют эффективность, - до 90 °С.

2.26.2 Охлаждающие устройства (градирни, башни)

Градирни используются для отведения тепла от воды потоком воздуха за

счет испарения части воды. Градирни для распределения потока воды по площади

градирни

над

оросителем

имеют

водораспределительную

систему.

Водораспределитель может быть в виде системы труб с разбрызгивающими

соплами или в виде лотков с вставленными на дно насадки. Часть воды при

прохождении через градирню испаряется. Все механические примеси,

содержащиеся в воде, задерживаются в ней, так что их концентрация постоянно

растет. Во избежание этого и для предотвращения их осаждения на охлаждаемых

поверхностях часть оборотной воды необходимо выводить из цикла. Кроме того,

имеют место дополнительные водопотери при выносе капель воды из градирни

ветром, которые называются потерями на выдувание или уносом ветром.

Диапазон снижения температуры в градирне составляет 14-17 °С. В зимнее

время снижение температуры в градирне может составлять от 3 °С. Температура

воды на входе в охлаждающий агрегат определяется условиями окружающей

среды и, как правило, находится в интервале 24-30 °С, а температура на выходе

(которая зависит от типа и качества воды) - в интервале 40-46 °С.

236

Градирни в зависимости от способа охлаждения подразделяются на мокрые

градирни и мокросухие комбинированные градирни.

Мокрые градирни получили широкое распространение в России (рисунок

2.105). Принцип охлаждения заключается в распылении охлаждающей воды,

поднятой на определенную высоту, и продувке образующихся струй воздухом.

Распыленная вода собирается в бассейне и подается насосом обратно в

конденсатор. Охлаждение воды в мокрых градирнях достигается в основном за счет

испарения воды и конвективного теплообмена.

Рисунок 2.105 - Мокрые градирни

2.27 Водоснабжение

2.27.1 Установка подготовки воды из водозабора

Система водоснабжения представляет собой комплекс сооружений,

необходимых для обеспечения водой потребителей в необходимом количестве,

требуемого качества. Вода используется на НПЗ для производственных,

хозяйственно-бытовых (включая питьевые) нужд, а также для пожаротушения.

Требования к качеству воды в зависимости от направления ее применения

приведены в таблице 2.69 Перед ее использованием вода подвергается очистке

путем коагуляции, хлорирования, озонирования, нейтрализации, подщелачивания,

фосфатирования и др.

237

Таблица 2.69 - Требования к качеству воды, потребляемой на НПЗ

Циркуляционная

Биохими-

Едини-

(оборотная) вода

чески

Све-

Вода для

ца

очищен-

Питье-

Загрязнения

жая

пожаро-

измере

ные стоки

вая вода

вода

тушения

ния

система

системы

Взвешенные вещества

мг/дм³

Взвешенные веществ

мг/дм³

100

а в паводок

Сульфаты

мг/дм³

130

500

250

Хлориды

мг/дм³

300

150

Общее содержание

солей

мг/дм³

500

2000

1000

(прокаленный остаток)

Временная жесткость

мг-

2,5

экв/л

Постоянная

мг-

3,3

жесткость

экв/л

БПК полное

мгO2/д

м³

Содержание нефтепр

мг/дм³

одуктов

Эфироизвлекаемые

мг/дм³

3-5

вещества

Активная реакция рН

ед. рН

7-8,5

Качество воды источника должно быть близко к требуемому качеству воды,

что позволит не предусматривать дорогостоящих водоочистных сооружений.

Исходя из требований к качеству воды предусматривают в практике

нефтеперерабатывающих предприятий водоснабжение их из нескольких

источников сразу, например, из поверхностных водных объектов для

производственных целей и из подземных источников для хозяйственно-питьевых

целей.

В зависимости от качества воды источника водоснабжения и назначения

системы водоснабжения следует предусматривать различную методы

водоочистки.

Для удаления взвешенных и гумусовых веществ применяют методы

отстаивания в отстойниках и осветлителях любого типа, а также фильтрование в

напорных и открытых песчаных фильтрах с предварительной коагуляцией при

высоком содержании гумусовых веществ. Для уничтожения органических веществ,

планктона и бактериального загрязнения необходимо использовать хлорирование

и озонирование, для поддержания рН

- подкисление, подщелачивание и

фосфатирование; для поддержания допустимого содержания фтора

238

фторирование при недостатке и сернокислотную обработку при избытке; для

обезжелезивания

- аэрацию, коагуляцию, подщелачивание, обработку

перманганатом калия и катионирование; для умягчения - известково-содовое

умягчение, ионный обмен; для обессоливания - ионный обмен, электролиз,

дистилляцию.

Независимо от источника водоснабжения вода, используемая для

хозяйственно-бытовых целей, должна проходить водоподготовку для соблюдения

требований СанПиН 2.1.3684-21 «Санитарно-эпидемиологические требования к

содержанию территорий городских и сельских поселений, к водным объектам,

питьевой воде и питьевому водоснабжению, атмосферному воздуху, почвам,

жилым помещениям, эксплуатации производственных, общественных помещений,

организации и проведению санитарно-противоэпидемических (профилактических)

мероприятий», включая обеззараживание.

2.28 Канализация и очистные сооружения

2.28.1 Технологии очистки сточных вод

Производственные сточные воды НПЗ образуются на всех технологических

установках, а состав загрязняющих веществ зависит от особенностей

технологического процесса.

Помимо производственных сточных вод, образуются поверхностные сточные

воды, к которым относят дождевые, талые и поливомоечные воды.

На НПЗ используют раздельные системы канализации для хозяйственно-

бытовых, производственных и поверхностных сточных вод.

Состав сточных вод нефтеперерабатывающих предприятий (НПЗ) включает

в себя следующие загрязняющие вещества: нефтепродукты, масла, фенол,

карбамид, ароматические углеводороды, аммонийный азот, парафин, сульфаты,

сульфиды, щелочь, жирные кислоты ПАВ и др. Характеристика сточных вод

типового НПЗ представлена в таблице 2.70.

Таблица 2.70 - Характеристика производственных сточных вод типового НПЗ

Концентрация веществ, мг/л

Виды сточных вод

Взвешенные

Сухой

Фенол

Нефтепродукты

Сульфиды

вещества

остаток

Нефтесодержащие

100-300

1000-8000

700-1500

нейтральные

Солесодержащие

30000-

10-20

300-800

1000-10000

(стоки ЭЛОУ)

40000

Сернисто-

6000-

30000-

300

8000-14000

щелочные

12000

50000

Кислые

2500

239

На нефтеперерабатывающих заводах предусматриваются две основные

системы производственной канализации:

- для

отведения

очистки

нефтесодержащих

нейтральных

производственных и поверхностных сточных вод.

- для отведения и очистки производственных сточных вод, содержащих

нефть, нефтепродукты и нефтяные эмульсии, соли, реагенты и другие

органические и неорганические вещества.

Для очистки сточных вод НПЗ в зависимости от загрязненности и требований

к качеству очищаемой воды используют схему очистки, включающую в себя три

основные стадии очистки:

- механическую очистку от грубодисперсных примесей;

- физико-химическую очистку;

- биологическую очистку от органических примесей.

Механическая очистка является одним из основных и самым

распространенным методом обработки сточных вод на НПЗ. Она применяется для

выделения нерастворенных примесей. Механическую очистку осуществляют в

песколовках, отстойниках, гидроциклонах, центрифугах, флотаторах и фильтрах.

Эмульгирированные нефтепродукты и взвешенные вещества удаляют

фильтрацией на кварцевом песке, дробленом антраците и т. д. Воздушная

флотация обеспечивает удаление из сточных вод эмульгированных веществ и

коллоидных частиц размером менее 150 мкм. Механическая очистка позволяет

выделить до 95% твердых частиц из производственно-поверхностных стоков.

Типовая схема механической очистки производственно-поверхностных сточных

вод стоков представлена на рисунке 2.106.

Рисунок 2.106 - Схема механической очистки производственно-поверхностных

сточных вод

Физико-химические методы применяют для очистки нефтесодержащих

сточных вод от коллоидных и растворенных загрязнений, количество которых в

воде после сооружений механической очистки остается практически неизменным.

240

Наиболее часто применяются такие физико-химические методы, как коагуляция,

электрокоагуляция, флокуляция и сорбция. Адсорбция широко применяется для

удаления из сточных вод органических веществ, трудно поддающихся

бактериальной

атаке.

Активированный

уголь

является

наиболее

распространенным промышленным адсорбентом, позволяющим удалить

различные загрязняющие вещества, в том числе хлоруглеводороды, красители,

фенолы, нитропроизводные и т. д.

Биохимическая очистка является одним из основных методов обработки

сточных вод НПЗ как перед сбросом в водоем, так и перед повторным

использованием в системах оборотного водоснабжения. Биохимические методы

основываются на естественных процессах жизнедеятельности гетеротрофных

микроорганизмов. Микроорганизмы способны перерабатывать углеводороды

разных классов простого и сложного строения. При биологической очистке

растворенные органические вещества в процессе жизнедеятельности

микроорганизмов подвергаются биологическому распаду в присутствии кислорода

(аэробный процесс) или же в отсутствие кислорода (анаэробный). Аэробный способ

очистки вод на НПЗ является самым распространенным. Для очистки используются

аэротенки, в которые поступает кислород. Аэротенк работает вместе с вторичным

осветлителем, происходит процесс окисления микроорганизмами органических

веществ, для которого созданы благоприятные условия в биореакторе (рисунок

2.107, 2.108).

Рисунок 2.107 - Принципиальная схема биологической очистки сточных вод НПЗ

241

Рисунок 2.108 - Схема установки биологической очистки сточных вод с

доочисткой на сорбционном фильтре

2.28.2 Канализационные насосные

Канализационные насосные станции (КНС) сооружают в тех случаях, когда

рельеф местности не позволяет отводить различные виды сточных вод самотеком

к месту их очистки или сброса. Применение КНС позволяет избежать большого

заглубления самотечных коллекторов.

По роду перекачиваемой жидкости КНС делятся на четыре группы:

- для перекачивания бытовых сточных вод;

- для перекачивания производственных сточных вод;

- для перекачивания поверхностных сточных вод;

- для перекачивания осадков.

Рассмотренные виды насосных станций классифицируют следующим

образом:

- по расположению приемного резервуара и помещения решеток

относительно машинного зала - станции с раздельным расположением резервуара

и совмещенные;

- по расположению насосных агрегатов относительно поверхности земли -

станции незаглубленные (до 4 м), полузаглубленные (до 7 м) и шахтного типа;

- в соответствии с формой здания в плане - станции круглой и прямоугольной

формы;

- в зависимости от типа установленных насосных агрегатов - станции с

горизонтальными, вертикальными или осевыми насосами;

- по системе управления агрегатами - станции с ручным управлением,

полуавтоматизированные, автоматизированные с местным диспетчерским пунктом

и автоматизированные с телеуправлением (управление насосными агрегатами

осуществляется с помощью средств телемеханики).

242

Канализационные насосные станции, как правило, сооружают в самых низких

точках территории канализуемого объекта.

В современной практике на площадках НПЗ широкое распространение

получили канализационные насосные станции комплектной поставки. На рисунке

2.109 представлена общая схема устройства «КНС» с погружными насосами.

Сточные воды попадают в нижнюю часть насосной станции КНС по

подводящему трубопроводу. На дне нижней части системы размещено насосное

оборудование (погружные насосы). В процессе работы насосной станции все

задвижки, находящиеся на трубопроводах, находятся в «открытом» положении.

Каждый трубопровод оснащен обратным клапаном. Он не дает возможности

сточной воде попадать обратно в насос. Отсутствие неприятных запахов

гарантирует герметичный закрывающийся люк. Он находится в верхней части

канализационной насосной станции. Помимо этого, верхняя часть КНС снабжена

вентиляционным патрубком, через который происходит воздухообмен. КНС

управляется посредством поплавковых датчиков. При их срабатывании

включаются световые сигналы, которые находятся на пульте автоматического

управления.

Рисунок 2.109 - Общая схема устройства канализационной насосной станции с

погружными насосами

Основные способы обращения со сточными водами, соответствующие НДТ,

описаны в справочниках ИТС 8-2015 «Очистка сточных вод при производстве

продукции (товаров), выполнении работ и оказании услуг на крупных

предприятиях» и ИТС 47-2017 «Системы обработки (обращения) со сточными

водами и отходящими газами в химической промышленности».

243

2.29 Факельные установки

Факельные установки предназначены для утилизации горючих паров или

газов и для сброса и последующего сжигания углеводородов, получаемых при

нарушении технологического режима.

Факельные установки делятся на общезаводские, в которых сжигают близкие

по составу газовые выбросы (например, углеводороды) с различных производств

предприятия, и специальные (в составе отдельных технологических установок или

производств). Существует два основных вида конструкции факельных установок -

это факельные установки закрытого и открытого типа.

Открытая факельная система, как правило, подразумевает прямолинейный

проход газа через факельный ствол, установленный вертикально и имеющий

высоту не менее 4 метров.

Закрытые факельные системы (называемые также наземными факелами,

факелами для густонаселенных районов или «факелами термического

окисления») изготавливаются мобильными (на трейлерах), на треногах,

горизонтальными и редко - высотными. Горизонтальные факельные установки

предназначены для бездымной утилизации постоянных, аварийных и

периодических факельных сбросов.

В связи с тем, что нефтеперерабатывающие заводы часто расположены

недалеко от населенных пунктов или непосредственно в населенных пунктах, то на

НПЗ, как правило, применяются закрытые факелы.

Преимущества закрытых факельных систем:

- отсутствие дыма, пара, видимого пламени, запаха;

- низкий уровень шума;

- небольшие и контролируемые выбросы;

- отсутствие теплового шлейфа;

- простая система управления с легким доступом ко всем управляющим

органам;

- удобство обслуживания всех узлов с земли (например, дежурные горелки

могут быть сняты без остановки всей системы);

- отсутствие теплового излучения (нет необходимости сооружать

специальный тепловой экран);

- безопасное и надежное уничтожение любых жидких и газообразных

отходов.

Закрытая факельная система может быть оснащена системой утилизации

тепла: предварительный нагрев (через теплообменник) потока холодных отходов с

целью более эффективного их сжигания или котел для получения водяного пара.

244

2.30 Утилизация отходов

Отходы НПЗ обычно охватывают три категории материалов:

- шламы, как нефтяные (например, осадки из резервуаров), так и не

нефтяные (например, из очистных сооружений);

- другие отходы НПЗ, включающие различные жидкие, полужидкие или твердые

отходы (например, загрязненные почвы, отработанные катализаторы, нефтяные

отходы, зола мусоросжигательной установки, отработанная щелочь, отработанная

глина, отработанные химические вещества, кислый гудрон);

- отходы не нефтепереработки, например, бытовые, отходы строительства.

В таблице 2.71 представлена краткая информация об основных типах

твердых отходов, образуемых на НПЗ, и их источниках.

Таблица 2.71 - Основные твердые отходы НПЗ

Тип отходов

Категория

Источник

Осадки резервуаров, илы биоочистки,

шламы сепараторов, шламы очистки

Нефтешламы

сточных вод, загрязненные почвы; шлам,

Нефтесодержащие

образуемый при обессоливании

материалы

загрязненные почвы, остатки нефтяного

Твердые

разлива, остатки смол, фильтровальные

материалы

материалы, уплотнения, изоляция,

активированный уголь

Отработанные

Катализаторы установки FCC,

катализаторы

катализаторы гидрообессеривания

(за

/гидроочистки, катализатор установки

исключением

полимеризации, катализаторы глубокой

Не нефтяные

драгметаллов)

переработки нефтяных остатков

материалы

Смолы, шламы подпиточной воды котла,

влагопоглотители и абсорбенты,

Другие

нейтральный шлам с установки

материалы

алкилирования, отходы с

десульфуризации дымовых газов

Баки и резервуары

Металл, стекло, пластик, краска

Радиоактивные отходы

Катализаторы, отходы лаборатории

(если используются)

Налет свинцовых/несвинцовых труб,

Налет

коррозия

Металлический скрап, бетон, асфальт,

Строительный/городской

строительный грунт, асбест, минеральные

мусор

волокна, пластмасса/лесоматериал

Химреагенты лаборатории, щелочь, кислота,

Отработанные

присадки, углекислый натрий, растворители,

химические вещества

МЭА/ДЭА (моно-/диэтанол амин)

245

Окончание таблицы 2.71

Тип отходов

Категория

Источник

Отложения в баках/ технологических

Пирофорные отложения

установках

Смешанные отходы

Бытовые, растительные отходы

Смазочное масло, нефтяная эмульсия,

Отработанное масло

масла трансформатора, уловленный

нефтепродукт, моторное масло

Наибольшие проблемы возникают при переработке и утилизации

нефтешламов. Нефть, оставшаяся в шламе или других видах отходов, является

потерей продукта, и там, где это возможно, необходимо предпринимать усилия для

извлечения этой нефти.

2.30.1 Утилизация кислых гудронов

Основной источник образования кислого гудрона (КГ) - процессы очистки

масел олеумом. Накопление в прудах-отстойниках КГ приводит к возникновению

объектов накопленного экологического ущерба. Основная задача - ликвидация

таких накопителей. Работы по ликвидации должны быть разбиты на следующие

этапы:

- экскавация содержимого накопителя с учетом инородных включений и

большой эмиссии диоксида серы SO2;

- расчет конструкций и строительство оборудования для стабилизации и

отверждения кислого гудрона с учетом строгих геотехнических и химических

требований;

- проектирование и строительство установки для переработки кислой воды и

грунтовых вод;

- проектирование и строительство контролируемого пространства для

хранения отвержденного материала.

2.30.2 Установка отпарки кислых стоков

Кислая вода с различных установок НПЗ отпаривается на отпарной колонне

кислой воды и может повторно использоваться вместе с промывочной водой верха

установки первичной переработки нефти на установке обессоливания.

Одноступенчатая отпарка

Большинство установок отпарки кислой воды одноступенчатые, имеющие

одну отпарную колонну. Потоки кислой воды с технологических установок

собираются в сборнике кислой воды. Он функционирует как отстойник, где

происходит отделение углеводородного слоя. Из этого резервуара кислая вода

перекачивается через теплообменник в верхнюю часть отпарной колонны. Кислая

вода отпаривается паром противотоком, который подается или производится в

246

ребойлере. Рабочее давление в колонне варьируется от 0,5 до 1,2 бар (изб) в

зависимости от направления отходящих газов.

Кислые отходящие газы с установки отпарки кислой воды направляются на

установку по производству серы, в печь для сжигания отходов или на факел.

Двухступенчатая отпарка

Двухступенчатая установка очистки кислых стоков отличается от

одноступенчатой тем, что первая колонна работает при низком значении pH=6 и

при высоком давлении (9 бар), сероводород удаляется через верхнюю часть, а

аммиак и вода - через низ колонны (рисунок 2.110). Вторая колонна работает при

более высоком значении pH = 10, аммиак удаляется через верх и поток отпаренной

воды - через низ колонны. Организация процесса таким образом позволяет

достигать более низких значений концентрации сероводорода и аммиака в

отпаренной воде (таблица 2.72).

Рисунок 2.110 - Упрощенная технологическая схема установки отпарки кислой

воды

Отпаренная кислая вода может быть направлена на установку очистки

сточных вод, или, что является более предпочтительным, на технологические

установки для повторного использования после охлаждения, если это требуется.

Отпаренная кислая вода может использоваться как промывочная жидкость

обессоливателя, при условии, что уровень ее загрязнения не превышает нормы

(NH3 - менее 150 ppm и H2S - менее 20 ppm).

247

Таблица 2.72 - Показатели двухступенчатой отпарки кислых вод на НПЗ

Конечные стоки

Выход 2

Подача на первую

после очистки на

Параметры

колонны

колонну (мг/л)

установке очистки

(мг/л)

сточных вод (мг/л)

Химическое потребление

14400

599

кислорода

Углеводороды

1,1

Неорганический азот

1373

NH4-N

1372

Фенолы

182

141

0,1

Сульфиды

1323

0,5

При двухступенчатом процессе отпарки кислых вод может быть в целом

достигнуто удаление H2S и NH3 соответственно на 98 и 95% и остаточной

концентрацией в отпаренных водах в диапазоне соответственно 0,1-1,0 мг/л и

1-10 мг/л. Аммиак, образованный в результате двухступенчатого процесса отпарки,

может быть использован на НПЗ, а именно для сокращения выбросов NOx

(селективное некаталитическое восстановление либо селективное каталитическое

восстановление).

2.30.3 Объект размещения отходов

Размещение отходов нефтепереработки осуществляется на объектах

размещения отходов, являющихся сложными инженерными сооружениями, к

которым предъявляют повышенные требования экологической безопасности на

протяжении всего жизненного цикла, то есть к выбору площадки и конструкции,

строительству, эксплуатации, мониторингу и выводу из эксплуатации.

Объекты размещения отходов нефтеперерабатывающих заводов, особенно

старые, занимают значительные площади, являются постоянными источниками

загрязнения окружающей среды вследствие испарения нефтепродуктов и их

проникания в грунтовые воды.

2.31 Товарно-сырьевой парк

2.31.1 Резервуары хранения нефти и нефтепродуктов

Резервуары, используемые для хранения нефти и нефтепродуктов на НПЗ.

делят на вертикальные и горизонтальные. Вертикальные цилиндрические

резервуары имеют днище, стенку, крышу, эксплуатационное оборудование. В них

хранятся нефтепродукты при малой их оборачиваемости

(10-12 раз/год).

При большей оборачиваемости нефтепродуктов применяются резервуары с

плавающей крышей и понтоном. Вертикальные резервуары применяют

248

для хранения легковоспламеняющихся жидкостей (например, бензина)

при объемах до 20000 м³; для хранения горючих жидкостей - до 50000 м³. Объем

вертикальных цилиндрических резервуаров колеблется от

100 до 50000 м³ и

более.

В зависимости от объема и места расположения вертикальные резервуары

подразделяются на три класса:

- класс I - особо опасные резервуары: объемами 10000 м³ и более, а также

резервуары объемами

5000 м³ и более, расположенные непосредственно

по берегам рек, крупных водоемов и в черте городской застройки;

- класс

II -

резервуары

повышенной

опасности:

объемами

от 5000 до 10000 м³;

- класс III - опасные резервуары: объемами от 100 до 5000 м³.

Основные потери нефти и нефтепродуктов на предприятиях, связанных с

добычей, переработкой, транспортировкой и хранением нефти и нефтепродуктов,

складываются из потерь от испарения в резервуарах и утечек через неплотности

соединений оборудования. Основными видами потерь от испарения в резервуарах

являются «большие» и «малые» дыхания. «Большие дыхания» происходят при

заполнении резервуара нефтью или нефтепродуктами, в результате чего из

газового пространства вытесняется в атмосферу паровоздушная смесь. «Малые

дыхания» возникают за счет ежесуточных колебаний температуры и

барометрического давления наружного воздуха, а, следовательно, и колебания

давления в газовом пространстве резервуара.

Методы сокращения потерь нефтепродуктов можно разделить на четыре

группы:

- сокращение объема газового пространства. Это достигается в резервуарах

с плавающими крышами (рисунок 2.111) и понтонами (рисунок 2.112). Понтон

представляет собой полый диск. В таких резервуарах потери от испарения

сокращаются до 90%. В резервуарах с плавающей крышей почти полностью

отсутствует газовое пространство и, таким образом, предотвращаются потери от

больших и малых дыханий;

- хранение под избыточным давлением в резервуарах, рассчитанных на это;

- уменьшение амплитуды колебаний температуры газового пространства

резервуара (тепловая изоляция, охлаждение водой в летнее время и подземное

хранение);

- улавливание

паров,

уходящих

из

резервуара.

Наибольшее

распространение получила газоуравнительная система (рисунок

2.113),

представляющая собой сеть газопроводов, соединяющих через огневые

предохранители газовые пространства резервуаров между собой.

249

2.31.2 Системы слива и налива сырья и товарных продуктов

Для перевозки нефти используются железнодорожные цистерны различных

типов: четырех-, шести- и восьмиосные. Перевалка жидких продуктов

осуществляется с помощью специального оборудования - установок слива/налива.

На вновь строящихся НПЗ проектируют для приема нефти двухсторонние сливные

эстакады длиной 360 м, вдоль которых устанавливают состав после его расцепки

на две части. С целью более полного использования территории и уменьшения

капитальных

эксплуатационных

затрат

практикуется

оснащение

железнодорожных эстакад устройствами для слива нефти

и налива

нефтепродуктов - мазута или дизельного топлива. На рисунке 2.114 изображена

комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для слива нефти и

налива темных нефтепродуктов.

1 - наливной стояк; 2 - установка нижнего слива нефти; 3 - коллектор слива

нефти; 4 - коллекторы темных нефтепродуктов

Рисунок 2.114 - Комбинированная двухсторонняя железнодорожная эстакада для

слива нефти и налива темных нефтепродуктов

Цистерны для перевозки нефти оснащены нижними сливными патрубками, к

которым подводят и герметично присоединяют установку для нижнего слива

(налива), представляющую собой систему шарнирно сочлененных труб. Из сливной

установки нефть поступает в сливной трубопровод. В зимнее время для разогрева

нефти в цистернах предусматривают паровые гидромеханические подогреватели,

электрогрелки, погружные змеевиковые подогреватели, а также системы

циркуляционного разогрева, сущность работы которых заключается в том, что

холодный продукт, забираемый из цистерны, подогревается в специальном

теплообменнике и в горячем состоянии возвращается в цистерну. Учитывая

недостаточную эффективность вышеупомянутых способов непрямого разогрева, в

проектах следует также предусматривать подачу в цистерны острого пара.

Для сокращения выделений углеводородов в атмосферу при наливных

операциях железнодорожные и автомобильные эстакады оснащают системами

герметизации. В состав товарно-сырьевых цехов включают железнодорожные

эстакады тактового налива в комплекте с установкой рекуперации паров. Наливные

эстакады галерейного типа дооборудуют стояками с герметизирующими крышками

251

и вентиляторами для подачи газовоздушной смеси на установку рекуперации

паров, проектируют также сами установки рекуперации паров.

2.31.3 Технология пропарки и подготовки цистерн

Для подготовки цистерн для налива или с целью ремонта используются

промывочно-пропарочные станции (ППС). На ППС предусматривается проведение

следующих операций: удаление остатка светлых нефтепродуктов; пропарка котлов

цистерн с одновременным сливом остатков темных нефтепродуктов; промывка

горячей водой внутренних стенок котлов цистерн; удаление промывочных вод с

помощью вакуумных установок; дегазация котлов цистерн вентиляционной

установкой; обезвоживание слитых остатков темных нефтепродуктов; очистка

сточных вод.

Пропарка производится паром под давлением 0,5-0,6 МПа. Промывка котлов

цистерн производится горячей водой при температуре 70-90 °С и давлением 12-

16 МПа механическими моечными машинами.

Для промывки цистерн используется замкнутый цикл водопотребления. При

обработке цистерн на эстакадах промывочная вода вместе с нефтеостатками

сливается через нижний сливной прибор в лотки. Из лотков смесь воды с

нефтеостатками поступает в резервуары для обезвоживания. Затем отстоявшаяся

вода перекачивается в нефтеловушку, где происходит окончательная очистка

воды. Очищенная вода повторно подается на эстакады для промывки цистерн.

252

Раздел 3. Текущие уровни эмиссии в окружающую среду от

технологических объектов нефтеперерабатывающих предприятий

Раздел содержит фактические данные о текущих выбросах, отходах и

уровнях потребления материальных и энергетических ресурсов на действующих

установках, осуществляющих переработку нефти (таблицы 3.1-3.526). Данные по

загрязняющим веществам в сбросах технологических установок не представлены,

так как на большинстве нефтеперерабатывающих предприятиях Российской

Федерации не ведется необходимый аналитический контроль и отсутствуют

фактические данные по содержанию загрязняющих веществ в сточных водах

технологических объектов за исключением сточных вод очистных сооружений.

Представленная информация позволяет оценить уровень воздействий на

окружающую среду.

3.1 Электрообессоливающие установки для обессоливания и

обезвоживания нефти (ЭЛОУ)

Таблица

3.1 - Выбросы загрязняющих веществ от одноступенчатых установок

ЭЛОУ

Удельное значение, кг/т переработанного сырья (год)

Наименование

Минимальное

Максимальное

Среднее

загрязняющего вещества

Медиана

значение

Организованные источники выбросов

Бензин (нефтяной,

малосернистый в пересчете

0,00071

0,012

0,0068

0,0077

на углерод)

Серы диоксид

0,00035

0,00061

0,00046

0,00043

Неорганизованные источники выбросов

Бензин (нефтяной,

малосернистый в пересчете

0,035

0,052

0,046

0,049

на углерод)

Углеводороды предельные

0,029

0,053

0,037

0,034

C1-C5 (исключая метан)

Углеводороды предельные

0,011

0,020

0,014

0,012

C6-C10

Таблица

3.2

- Материальные ресурсы, потребляемые при эксплуатации

одноступенчатых установок ЭЛОУ

Наименова-

Удельное значение

ние

Минималь-Максималь-

Ед. изм.

Среднее

Меди-

материаль-

ное

значение

ана

ного ресурса

значение

Деэмульгатор

т/т переработанного сырья (год)

0,00026

0,0020

0,00063

0,00036

253

Таблица

3.3

- Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

одноступенчатых установок ЭЛОУ

Наименование

Удельное значение

энергетического

Ед. изм.

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

ресурса

значение

кВт·ч/т

Потребление

переработанного

0,48

504,19

242,98

239,94

электроэнергии

сырья (год)

Таблица

3.4

- Отходы, образующиеся при эксплуатации одноступенчатых

установок ЭЛОУ

Удельное значение, кг/т переработанного сырья (год)

Наименование отхода

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

значение

Шлам очистки емкостей и

трубопроводов от нефти и

0,0036

0,077

0,030

0,035

нефтепродуктов

Таблица 3.5 - Выбросы загрязняющих веществ от одноступенчатых установок

ЭЛОУ

Наименование

Удельное значение, кг/т переработанного сырья (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Азота диоксид

0,085

0,21

0,12

0,086

Азота оксид

0,014

0,032

0,019

0,014

Серы диоксид

0,015

0,69

0,29

0,27

Углеводороды

предельные C1-C5

0,012

1,91

0,28

0,0498

(исключая метан)

Углеводороды

0,0011

0,0071

0,0020

0,0076

предельные C6-C10

Углерода оксид

0,11

0,13

0,12

Неорганизованные источники выбросов

Углеводороды

0,00040

0,14

0,033

0,0042

предельные C12-C19

Углеводороды

предельные C1-C5

0,018

0,995

0,28

0,034

(исключая метан)

Углеводороды

0,0021

0,37

0,087

0,011

предельные C6-C10

254

Таблица

3.6

- Материальные ресурсы, потребляемые при эксплуатации

двухступенчатых установок ЭЛОУ

Наимено-

Удельное значение

вание

Мини-

Макси-

материаль-

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ного

значение

ресурса

Деэмуль-

т/т переработанного сырья (год)

0,00035

0,00198

0,00043

0,00080

гатор

Гидроксид

т/т переработанного сырья (год)

0,0025

0,019

0,0068

0,0059

натрия

Поглотитель

т/т переработанного сырья (год)

0,00000073

0,0000077

0,0000041

0,0000040

кислорода

Таблица

3.7

- Энергетические

ресурсы, потребляемые при эксплуатации

двухступенчатых установок ЭЛОУ

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

энергетического

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

м³/т

Оборотная вода

переработанного

0,120

1,28

1,05

1,19

сырья (год)

Гкал/т

Потребление пара

переработанного

0,0016

14,20

1,81

0,02

сырья (год)

т.у.т./т

Потребление

переработанного

0,016

0,017

топлива (всего)

сырья (год)

т.у.т./т

Потребление

переработанного

0,006

0,010

0,009

топлива (газового)

сырья (год)

т.у.т./т

Потребление

переработанного

0,0067

0,0090

0,0080

0,0079

топлива (жидкого)

сырья (год)

кВт·ч/т

Потребление

переработанного

0,016

156,71

192,31

1,39

электроэнергии

сырья (год)

м³/т

Свежая вода

переработанного

0,033

161,49

63,79

37,34

сырья (год)

м³/т

Теплофикационная

переработанного

0,00024

0,040

0,013

0,00046

вода

сырья (год)

255

Таблица

3.8

- Отходы, образующиеся при эксплуатации двухступенчатых

установок ЭЛОУ

Удельное значение, кг/т переработанного сырья (год)

Наименование отхода

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

значение

Шлам очистки трубопроводов и

емкостей от нефти и

0,00068

7,67

2,17

0,040

нефтепродуктов

Таблица 3.9 - Выбросы загрязняющих веществ от трехступенчатых установок

ЭЛОУ

Наименование

Удельное значение, кг/т переработанного сырья (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Углеводороды

предельные C1-C5

0,0000053

0,0047

0,0008

0,000067

(исключая метан)

Углеводороды

0,000096

0,0089

0,0029

0,00010

предельные C6-C10

Неорганизованные источники выбросов

Углеводороды

предельные C1-C5

0,0083

0,291

0,091

0,059

(исключая метан)

Углеводороды

0,0015

0,16

0,068

0,066

предельные C6-C10

Таблица

3.10

- Материальные ресурсы, потребляемые при эксплуатации

трехступенчатых установок ЭЛОУ

Удельное значение

Наименование

Среднее

материальног

Ед. изм.

Минимально

Максимально

Медиан

значени

о ресурса

е значение

кг/т

Деэмульгатор

переработанног

0,0010

0,0011

0,0010

о сырья (год)

256

Таблица

3.11

- Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

трехступенчатых установок ЭЛОУ

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

энергетического

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

Оборотная вода

м³/т

переработанного

0,10

0,15

0,13

0,15

сырья (год)

Потребление

Гкал/т

пара

переработанного

0,0023

0,032

0,012

0,004

сырья (год)

Потребление

кВт·ч/т

электроэнергии

переработанного

0,97

2,29

1,24

1,17

сырья (год)

Свежая вода

м³/т

переработанного

0,0046

0,078

0,042

0,051

сырья (год)

Таблица

3.12

- Отходы, образующиеся при эксплуатации трехступенчатых

установок ЭЛОУ

Удельное значение, кг/т переработанного сырья (год)

Наименование отхода

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

значение

Шлам очистки емкостей и

трубопроводов от нефти и

0,0046

0,0048

0,0047

нефтепродуктов

257

3.2 Установки атмосферной перегонки нефтяного сырья (нефти,

газового конденсата, их смесей)

Таблица

3.13 - Выбросы загрязняющих веществ от установок атмосферной

перегонки

нефти (газового конденсата) без отбензинивающей колонны с

применением предварительного испарителя нефти

Наименование

Удельное значение, кг/т переработанного сырья (год)

загрязняющего

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

вещества

значение

Организованные источники выбросов

Азота диоксид

0,00503

0,048

0,019

0,020

Азота оксид

0,00076

0,0019

0,0011

0,00084

Серы диоксид

0,00013

0,088

0,031

0,036

Углеводороды

предельные C1-C5

0,0000069

0,0099

0,0034

0,0040

(исключая метан)

Углерода оксид

0,0034

0,018

0,0079

0,0073

Неорганизованные источники выбросов

Метан

0,0027

Углеводороды

0,0025

0,075

0,027

0,031

предельные C1-C5

(исключая метан)

Таблица

3.14

- Материальные ресурсы, потребляемые при эксплуатации

атмосферных трубчатых установок по перегонки нефти (газового конденсата) без

отбензинивающей колонны с применением предварительного испарения нефти

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

материального

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значе-ние

значение

значе-ние

т/т переработан-

Деэмульгатор

0,0000023

0,0000035

0,0000028

ного сырья (год)

т/т переработан-

Ингибитор

0,00000093

0,0000020

0,0000015

0,0000017

ного сырья (год)

Каустическая

т/т переработан-

0,0000022

сода

ного сырья (год)

Гидроксид

т/т переработан-

0,0000012

0,0000028

0,0000023

0,0000024

натрия

ного сырья (год)

258

Таблица

3.15

- Энергетические ресурсы, потребляемые при эксплуатации

атмосферных трубчатых установок по перегонки нефти (газового конденсата) без

отбензинивающей колонны с применением предварительного испарения нефти

Удельное значение

Наименование

Мини-

Макси-

энергетического

Ед. изм.

Среднее

мальное

Медиана

ресурса

значение

м³/т

Оборотная вода

переработанного

0,0041

1,79

0,81

0,75

сырья (год)

м³/т

Охлаждающая

переработанного

0,0010

0,0056

0,0020

0,0014

вода

сырья (год)

Гкал/т

Потребление

переработанного

0,0018

0,0022

0,0020

пара

сырья (год)

т.у.т./т

Потребление

переработанного

0,016

0,017

топлива (всего)

сырья (год)

Потребление

т.у.т./т

топлива

переработанного

0,010

0,028

0,021

0,020

(газового)

сырья (год)

кВт·ч/т

Потребление

переработанного

5,39

7,48

6,31

электроэнергии

сырья (год)

Таблица

3.16

- Отходы, образующиеся при эксплуатации атмосферных

трубчатых

установок по перегонки нефти (газового конденсата) без

отбензинивающей колонны с применением предварительного испарения нефти

Удельное значение, кг/т переработанного сырья (год)

Наименование отхода

Минимальное

Максимальное

Среднее

Медиана

значение

Шлам очистки емкостей и

трубопроводов от нефти и

0,0047

0,0052

0,0049

0,0047

нефтепродуктов

259

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ (ИТС 30-2021) - часть 4