Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ уровня экологической опасности и оценка риска нефтеперерабатывающих производств (на примере Московского НПЗ).
1.1. Анализ уровня экологической опасности НПЗ.
1.1.1. Аналитический обзор экологической опасности (аварий, взрывов,
пожаров) на объектах нефтеперерабатывающей и нефтехимической промыщленности. 17
1.1.2. Анализ энергетического потенциала и оценка уровня опасности. 23
1.1.3. Моделирование аварийных ситуаций и оценка (прогнозирование) параметров зон загазованности . 24
1.1.4. Разработка автоматизированного комплекса пожаровзрывозащиты. 33
1.1.5. Моделирование оптимального размещения датчиков газоанализаторов. 35
1.2. Анализ и оценка риска нефтеперерабатывающего производства.
1.2.1. Оценка риска и вероятности аварийных ситуаций на установке ЭЛОУ АВТ-6. 41
1.2.2. Оценка риска и вероятности аварийных ситуаций на
газораспределительной станции. 46
1.2.3. Расчет волн сжатия и выявления зон разрущения производственных зданий при утечке взрывоопасных газов. 49
1.3. Компьютерные тренажерные комплексы для обучения операторов в целях снижения аварийности и экологическйй напряженности нефтеперерааатывающих производств.
1.3.1. Общая методология моделирования. 54
1.3.2. Тренажерный комплекс на базе установки АВТ-6. 57
Выводы 58
Глава II. Экологический мониторинг окружающей среды . 60
2.1. Контроль водного бассейна. 60
2.1.1. Водоснабжение и водопотребление. 63
2.1.2. Динамика изменения содержания нефтепродуктов в сточных водах. 68
2.1.3. Динамика изменения содержания и методы очистки сернисто-щелочных стоков и технологического конденсата. 69
2.1.4. Очистные сооружения завода и контроль процесса очистки сточных вод. 73
2.2. Контроль воздушного бассейна. 76 Стр.
2.2.1. Структура источников загрязнения и аналитический контроль: иоксид серы и сероводород ; 80
оксиды азота; 93
оксид углерода; 96
углеводороды; 98
твердые вещества; 108
прочие загрязнители атмосферного воздуха. 110
2.2.2. Автоматизированная система экологического мониторинга воздушного 111
бассейна.
2.2.3. Повышение эффективности работы факельной системы. 111
Выводы 122
Глава III. Совершенствование технологических процессов и оборудования с целью повышения уровня экологической безопасности производства. 127
3.1. Интенсификация атмосферно-вакуумной перегонки нефти. 127
3.1.1. Интенсификация работы установки ЭЛОУ-2. 127
3.1.2. Интенсификация работы установки АВТ-3: 129
реконструкция колонн; 129
разработка экологически чистой вакуумосоздающей системы на основе
жидкостно-газовых струйных аппаратов. 134
3.1.3. Интенсификация работы установки ЭЛОУ-АВТ-6: 139
реконструкция колонны К-1; 140
реконструкция колонны К-2; 144
реконструкция колонны К-10. 146
Выводы 149
3.2. Совершенствование технологии каталитического крекинга нефтяного сырья.
3.2.1. Интенсификация каталитического крекинга в присутствии кислорода и с предварительным окислением сырья:
каталитический крекинг в присутствии кислорода; 154
крекинг вакуумных газойлей с предварительной модификацией кислородом 158
крекинг вакуумного газойля с добавками окисленного вакуумного газойля; 160
механизм действия кислородсодержащих добавок - модификаторов; 162
опытно-промышленная апробация процесса с кислородсодержащими добавками. 163 Стр.
3.2.2. Исследование каталитических систем. 165
крекинг парафино-нафтенового сырья; 166
крекинг вакуумного дистиллята. 1 3.2.3. Влияние состава сырья. 169
3.2.4. Влияние предварительного нагрева сырья. 170
3.2.5. Модернизация установки Г-43-107. 174
3.2.6. Промышленная апробация процесса на установке Г-43-107. 179
Выводы. 180
3.3. Исследование и разработки технологий переработки нефтяных остатков. 183
3.3.1. Висбрекинг тяжелых ннфтяных оотатков: 183
висбрекинг гудронов различных типов; 184
исследование висбрекинга мазута; 186
исследование висбрекинга на пилотных установках. Разработка рекомендаций по реконструкции установок термокрекинга под процесс висбрекинга; 187
промышленное внедрение технологического процесса; 196
гидровисбрекинг - перспективный процесс для создания экологически чистой технологии глубокой переработки нефти; 198
процесс термодеасфальтизации-деметаллизации тяжелых нефтяных остатков. 198
Выводы. 200
3.3.2. Процессы получения битумов: 203
получение окисленных битумов из гудрона; 204
получение окисленных битумов из мазута; 210
активация процессов получения битума. 213
Выводы. 220
3.3.3. Производство композиционных материалов ннаснове тяжелых фракций нефтепереработки : 221
кровельная гидроизоляционная строительная мастика типа "Витален"; 221
антикоррозионные мастики; 230
битумные вяжущие для дорожного строительства. 235 Выводы. 245
3.3.4. Получение мезогенных некое вля яглерод-углеродных ккмпозиций: 246 Стр.
получение пеков с большим временем пребывания в жидкокристаллическом состоянии; 248
изучение физико-химических свойств пеков; 254
карбонизация пеков и получение углерод-углеродных композиций. 268 Выводы. 271
3.3.5. Производство кокса. 272
совершенствование технологии производства кокса игольчатой структуры; 273
совершенствование технологии и интенсификация работы установок
замедленного коксования; 275
совершенствование технологии прокаливания нефтяного кокса в печи с вращающимся подом. 278
Выводы. 280
3.3.6. Производство полипропилена (ПП). 281
полупериодический процесс получения ПП; 282
непрерывный процесс полимеризации; 284
модифицирование ПП и разработка композиционных материалов специального назначения: 2 - морозостойкий ПП; 287
- электропроводящий и теплопроводящий ПП. 296
- композиционные материалы на основе ферритов (магнитопласты). 300 Выводы. 314 3.4. Снижение экологической напряженности предприятия путем
эффективного использования энергоресурсо.. 317
3.4.1. Повышение эффективности работы топливно-энергетических систем: 319
Модернизация системы подготовки топлив к сжиганию. 320
Модернизация горелочных устройств: 322
Реконструкция форсунок печей. 323
Утилизация тепла отходящих дымовых газов. 324
Реконструкция блока утилизации установки каталитического крекинга.
Очистка внутренних поверхностей водотрубных котлов-утилизаторов.
3 3.4.2. Повышение эффективности работы системы пароснабжения. 326
3.4.3. Сокращение выбросов вредных веществ при реконструкции котельных. 329
3.4.4. Повышение эффективности работы электроэнергетического комплекса. 330 Выводы. 333 Стр.
Глава IV. Исследование, разработка и организация производства топлив с улучшенными экологическими характеристиками . 335
4.1. Производство автобензино.. 336
4.1.1. Интенсификация процессов каталитического риформинга. 336
4.1.2. Производство метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ). 349
4.1.3. Гетерогенно-каталитический процесс демеркаптанизации бутан бутиленовых фракций (ББФ). 351
4.1.4. Переработка низкомолекулярного олефинсодержащего сырья в бензин и его компоненты (олигомеризация). 356
4.1.5. Исследования рецептуры и организация производства товарных бензинов с улучшенными экологическими характеристиками. 360
4.1.6. Исследования присадок для улучшения экологических характеристик бензинов. 363
4.2. Производство дизельных топлив. 367
4.2.1. Каталитическая гидроочистка дизельных фракций. 369
4.2.2. Исследования рецептуры компонентов и организации производства
дизельных топлив с улучшенными экологическими характеристиками. 371
4.3. Поиск новых видов присадок с целью получения моторных топлив с улучшенными экологическими характеристиками. 3 81
4.4. Оценка эколого-экономической эффективности производстаа топлив с улучшенными экологическими характеристиками. 389
Выводы. 390
Глава V. Усовершенствование системы управления предприятия и экологической безопасности нефтеперерабатывающего производства . 395
5.1. Усовершенствование автоматизированной системы управления производством НПЗ. 403
5.2. Усовершенствование автоматизированной системы управления технологическими процессами, НПЗ. 416
5.3. Система управления качеством окружающей среды и экологической безопасностью нефтеперерабатывающего производства. 423
Выводы. 433
Общие выводы. 435
Литература.
- Моделирование аварийных ситуаций и оценка (прогнозирование) параметров зон загазованности
- Динамика изменения содержания нефтепродуктов в сточных водах.
- Структура источников загрязнения и аналитический контроль: иоксид серы и сероводород
- Производство композиционных материалов ннаснове тяжелых фракций нефтепереработки
Моделирование аварийных ситуаций и оценка (прогнозирование) параметров зон загазованности
Анализ уровня экологическйй опасности НПЗ 1.1.1. Аналитический обзор экологической опасности (аварий, взрывов и пожаров) на объектах нефтеперерабатывающей и ннфтехимической промышленности. В последние годы все большее беспокойство специалистов и общественности вызывают проблемы безопасного развития техносферы [1]. Среди них особое место занимают вопросы обеспечения безопасности в нефтеперерабатывающей промышленности. В основе внимания лежат вполне объективные, производственные причины.
Для современных нефтеперерабатывающих объектов характерна концентрация потенциальных опасностей. Ежегодно в мире на нефтеперерабатывающих предприятиях происходит 1500 аварий, материальный ущерб которых в среднем составляет свыше 100 млн. долларов в год, причем аварийность имеет тенденцию к росту [1-13].
Масштаб аварий на предприятиях рассматриваемой отрасли обусловлен: интенсификацией, связанной с ростом технологических параметров (температуры, давления, энергонасыщенности, содержания опасных веществ), проявляющейся в постоянном возрастании мощности единичных объектов (блоков, аппаратов, установок и т.д.); комплексной переработкой сырья, ведущей к концентрации на единой площадке различных производств и опасностей разной природы, увеличению размеров промышленных комплексов; обновлением технологий, обостряющим противоречия между темпом научно технического прогресса, темпом приведения в соответствие с встающими задачами по управлению новой техникой и экологическим обеспечением производств.
Основными опасностями промышленной территории объектов нефтепереработки являются загазованность, пожары и взрывы [3,4]. По статистике пожары составляют 58,5% от общего числа аварий, загазованность - 17,9%, взрывы - 15,1%, прочие аварийные ситуации - 8,5% [4]. Причем, пожары и взрывы на открытых технологических установках возникают в основном в ситуации, которая характеризуется следующими факторами: неконтролируемым выбросом горючих сред в атмосферу; загазованностью территории и образованием взрывоопасного облака топливовоздушной смеси (TBC); наличием источников зажигания. Опасность загазованности промышленной территории нефтеперерабатывающих объектов связана с образованием полей (зон) концентраций предельных углеводородов, превышающих установленные предельно допустимые значения и достигающих нижнего концентрационного предела распространения пламени (НКПР) как при возможной аварии, так и при нормальном (регламентном) режиме работы технологического оборудования [14-18].
На Московском НПЗ, по данным инвентаризации [19,20], имеется 299 организованных и неорганизованных стационарных источников выброса (резервуары, цистерны сливо-наливных эстакад, поверхности испарения очистных сооружений, неплотности запорной арматуры, фланцевых соединений аппаратного двора технологических установок и др.), из которых ежесуточно в атмосферу завода может выделяться около 110 тонн углеводородных примесей [20]. Выборочная экспресс-оценка воздушной среды на содержание углеводородного поллютанта не может достаточно объективно оценить опасность воздушной среды объекта исследования. В этой связи представляется целесообразным проведение экспериментальных исследований включающих полномасштабную комплексную оценку загазованности всей промышленной территории НПЗ с охватом измерениями максимально возможного полигона точек отбора проб воздуха. Наличие подробных данных позволит разработать катзты содержания углеводородного поллютанта в воздухе объекта, исследования установить пределы изменения концентрации загрязнителя определить зоны промтерритории наружных установок и обосновать точки отбора при проведении экологического мониторинга
Исследования загазованности промышленной территории НПЗ, образования и рассеяния облаков топливо-воздушных смесей при аварийном истечении или крупном выбросе углеводородного топлива представляет большие трудности ввиду значительной опасности и дороговизны полномасштабных экспериментов [12].
Для изучения и прогнозирования рассеяния вредных и взрывоопасных (в т.ч. облаков TВС) применяется математическое моделирование. Этому вопросу посвящена обширная литература [2,12,21-31,32-43]. Однако, весьма ограниченное число моделей можно использовать для расчетов полей аварийной загазованности промышленной территории нефтеперерабатывающих объектов в связи со спецификой производства, используемых в технологии веществ, рельефа местности и метеоусловий. Поэтому для конкретного потенциально опасного предприятия необходим анализ и выбор расчетных моделей, позволяющих учитывать специфику возможной аварии, местные метеоусловия, рельеф поверхности и проведение по ним вычислительных экспериментов для строгой оценки параметров зон загазованности и их опасности как для самого объекта исследования, так и для ближайших жилых микрорайонов и соседних промышленных объектов.
Вопросам контроля и защиты промышленной территории НПЗ от аварийной загазованности стали уделять внимание сравнительно недавно [44-46]. Согласно требованиям норм [47] промышленная территория открытых технологических установок оснащается автоматическими газоанализаторами-сигнализаторами, спектр производства которых во всем мире достаточно широк [44-46, 48-50]. Общими недостатками систем противоаварийной защиты, содержащих в своей основе такие приборы, являются: малоканальность отдельного газоанализатора и, в связи с этим, неоправданное количество вторичных приборов; малая информативность; невозможность прогнозирования опасности аварийной загазованности; отсутствие самодиагностики; неудобство в техническом обслуживании; отсутствие контроля исправности и срабатывания систем защиты; отсутствие фиксации аварийных режимов (дата, время, место, причина и т.д.) в случае загазованности или неисправности.
Отмеченные недостатки в значительной степени ликвидируются при проектировании и внедрении на объектах нефтепереработки автоматизированных комплексов взрывопожарозащиты (АК ВПЗ).
Зарубежные фирмы выпускают системы подобного типа, например, системы «CAFETY REVIEW» (фирма RIKEN KEIKICO., LTD.. JAPAN) и «SAFER» (фирма SAFER Emergency Systems Inc., Col., USA)[3,51-54]. Однако, эти системы не используют возможности прогнозирования опасности аварийной загазованности и возможности управления средствами защиты (водяные и паровые завесы).
Накоплен значительный опыт по проектированию, монтажу и эксплуатации автоматизированных систем управления технологическими процессами противопожарной защиты (АСУТП ПЗ) [55-59], автоматизированных систем контроля загрязнения воздуха (АС КЗВ) [60-65], которые следует использовать при разработке общесистемных решений и описании организационного и технического обеспечений АК ВПЗ.
Открытым остается вопрос о рациональном размещении датчиков контроля аварийной загазованности, входящих в комплекс технических средств АК ВПЗ на промтерритории наружных установок НПЗ.
Известны работы [66,67] в области оптимального размещения ресурсов пожарной охраны (пожарных извещателей, пожарных частей), основанных в первом случае на методах комбинаторной геометрии, во втором - на методах линейного программирования. Практическому применению данных моделей для рационального размещения датчиков газоанализаторов на промышленной территории открытых установок НПЗ препятствуют отсутствие возможности учета расположения (дислокации) взрывопожароопасцого технологического оборудования, а также направления и скорости господствующего ветрового потока. Действующий нормативный документ [47], регламентирующий порядок установки сигнализаторов-газоанализаторов, также не учитывает данных факторов.
Поэтому представлялось целесообразным разработать математическую модель и алгоритмы рационального размещения датчиков контроля аварийной загазованности, реализовав их в виде вычислительной программы для ПЭВМ типа IBM РС AT, и с ее помощью построить схемы их расстановок на промышленной территории всех потенциально опасных технологических установок Московского НПЗ.
В связи с вышеизложенным необходимы комплексное, экспериментальное и теоретическое исследование загазованности воздушной среды промышленной территории НПЗ при регламентном и аварийном режимах функционирования технологического оборудования и разработка на базе этих исследований автоматизированного комплекса взрывопожарозащиты, что в значительной степени позволит снизить уровень экологической напряженности предприятия.
Динамика изменения содержания нефтепродуктов в сточных водах.
Принципиальная схема системы очистки сточных вод от углеводородов установки ЭЛОУ-АВТ-6: 1 - колодец промливневой капали зации; 2 - фильтр-отстойник для сточных вод; 3 - вакуум-приемник; 4 - насос; 5 - разделительная емкость с активатором. Потоки: I - сточные воды установки; II - сырая нефть на установку; III - нефтепродукт; IV - очищенная вода; V -оборотная вода.
Сточная вода с территории всей установки собирается в коллекторе и поступает в колодец промливневой канализации, оборудованный гидрозатвором и указателем уровня. Из колодца по трубопроводу под вакуумом сточная вода направляется последовательно в фильтр отстойник, вакуум-приемник и затем на прием центробежного насоса Н-48/1,2, откуда под давлением подается в емкость Е-18а для разделения углеводородов и воды. Снизу Е-18а чистая вода через регулятор давления прямого действия поступает по трубопроводу на подпитку второй системы оборотного водоснабжения, а сверху Е-18а нефтепродукт через клапан-регулятор уровня раздела фаз в емкости направляется в линию сырой нефти на установку.
Емкость Е-18а представляет собой емкость-отстойник, разделенный на две части негерметичной перегородкой. Вход загрязненной воды в емкость оборудован предварительным активатором, который способствует коагуляции дисперсной фазы нефтепродукта в воде. Увеличенные в размерах нестабильные частицы нефтепродуктов в дальнейшем укрепляются и переходят в слой углеводородов под действием сил гравитации в статическом объеме отстойника. В качестве коагулянта используют гранулы полипропилена.
Внедрение такой системы очистки на МНПЗ позволило: снизить содержание нефтепродуктов в сточных водах установки ЭЛОУ-АВТ-6 до 50 мг/л; использовать очищенную воду для подпитки второй системы оборотного водоснабжения, снизив расход свежей воды на 30-40 м /ч; уменьшить испарения и потери нефтепродуктов на нефтеловушке завода на 200 кг/ч, собрать нефтепродукт и направить на переработку на самой установке в количестве 1,5 т/ч.
Основное количество углеводородов на водоблоке 2-й системы поступало от барометрического конденсатора вакуумсоздающей системы установки АВТ-3, где оборотная охлаждающая вода в прямом контакте смешивалась с парами углеводородов и газов разложения, отводимых с верха колонны ВК-1. Выбросы в среднем составляли около 1000 кг/ч и являлись сильным источником загрязнения атмосферы. На установке АВТ-3 проведена реконструкция вакуумного блока, которая направлена на снижение количества вредных выбросов в атмосферу от 2-ой системы оборотного водоснабжения (рис.2.6.).
Реконструкция вакуумного блока включала переоборудование установки с заменой в барометрическом конденсаторе охлаждающей воды на углеводородную фракцию с одновременной заменой водяного пара, подаваемого в низ колонны ВК-1, на углеводородный испаряющий агент. При реконструкции вакуумного блока проведены следующие мероприятия: выполнена переобвязка технологическими трубопроводами барометрического ящика БК-1 с одновременной заменой в нем контактных устройств; смонтированы дополнительно циркуляционные насосы Н-40, 41 и аппарат воздушного охлаждения ХВ-8 для системы циркулирующего охлаждающего нефтепродукта, в также выполнена их обвязка технологическими трубопроводами; реконструирован змеевик пароперегревателя печи П-3 под испарение и перегрев верхней вакуумной фракции.
Реконструкция вакуумного блока позволила: уловить вредные выбросы паров легких углеводородов в герметической системе охлаждающей углеводородной фракцией, при этом газы разложения направлены на сжигание в печи П-3, оснащенные специальными горелками; снизить содержание углеводородов в оборотной воде с 1500 до 20 мг/л при одновременном снижении ее расхода в среднем с 800 до 300 м3/ч; резко уменьшить количество нефтепродуктов в нефтеловушке водоблока 2-й системы, улучшить качество очистки оборотной воды.
Таким образом, выполнение мероприятий по системам водоснабжения и стоков, которые являются существенными источниками загрязнений, привело к улучшению водопользования, снижению загрязненности стоков.
Динамика изменения содержания нефтепродуктов в сточных водах. Основным технологическим показателем качества сточных вод, сбрасываемых установками завода, является содержание в них нефтепродуктов.
Контроль за содержанием нефтепродуктов в сточной воде установок и цехов завода позволяет, наряду с другими факторами, оценить правильность ведения технологического процесса, своевременно выявлять нарушения технологии производства, находить такие повреждения, как пропуски конденсационно-холодильного оборудования и т.д.
Отбор и хранение проб проводятся по ГОСТ 17.1.4.01-80, частота отбора проб - 2 раза в сутки (методики анализа сточных вод приведены в Приложении 1 Глава II).
Результаты среднемесячных анализов по содержанию нефтепродуктов в сточных водах от различных установок за период 1995-1996 г. представлены на диаграммах рис.2.7. Обработка результатов анализов проводилась по методу наименьших квадратов.
Из представленных диаграмм прослеживается общая тенденция к снижению содержания нефтепродуктов в сточных водах установок завода. Эта тенденция несомненно имеет положительный экологический и экономический эффект. Положительный экологический эффект связан с уменьшением сброса нефтепродуктов на очистные сооружения завода. Такое снижение способствует дальнейшей, более глубокой, очистке сточных вод. Аналитические данные по контролю за качеством сточных вод можно рассматривать как отслеживание и изменение (мониторинг) экологического состояния водного бассейна завода.
Структура источников загрязнения и аналитический контроль: иоксид серы и сероводород
Интенсификация работы установки ЭЛОУ-2. Интенсифиикция работы установки включала: исследование и выбор деэмульгаторов, модернизацию систем смешения и эффективное использование промывной воды.
Наличие хлоридов в поступающей на переработку нефти приводит к хлористоводородной коррозии оборудования и вследствие этого длительным простоям технологических установок, сокращает срок службы применяемых катализаторов, снижает качество получаемых продуктов [12].
В связи с укрупнением нефтеперерабатывающих установок и широким применением вторичных процессов все жестче становятся требования к содержанию хлоридов в нефти, поступающей на переработку. На современном этапе допустимым считается остаточное содержание солей не более 3 мг/л. В связи с этим ставится задача обеспечения глубокого обессоливания поступающей на переработку нефти с сокращением затрат и минимальным воздействием на окружающую среду.
Роль деэмульгатора при обессоливании нефти заключается в разрушении оболочек, окружающих глобулы пластовой воды и предотвращении их образования вокруг глобул подаваемой на ЭЛОУ промывной воды щ. В качестве деэмульгаторов используют поверхностно-активные вещества, главным образом, неионогенные. Расход деэмульгатора на ЭЛОУ зависит от природы нефти, степени ее подготовки на промыслах и технологических режимов обессоливания: числа ступеней, температуры, количества промывной воды и интенсивности смешения с нефтью.
Проведены исследования различных типов деэмульгаторов: В-3431, Д-3431, В-3359, Д-4455-2, В-2830, В-3245, Д-3431 при разных расходах (от 3 до 10 г/т). По степени обессоливания (смесей западно-сибирской и ухтинской нефтей с содержанием соли 100-150 мг/л) наиболее оптимальным является деэмульгатор типа Д-3431 (98,5%).
Для достижения глубокого обессоливания требуется применение в каждой ступени 4-Ю % воды на нефть. При этом количество сбрасываемых соленых стоков, требующих дорогостоящей биологической очистки, составляет 10-20 %. Количество промывной воды, требуемое для глубокого обессоливания нефтей до остаточного содержания солей 1-3 мг/л, во многом определяется содержанием солей в поступающей на ЭЛОУ нефти. ) Перечень используемых в работе физико-химических методов контроля качества нефти и нефтепродуктов приведены в Приложении 1 (Глава ці).
Полнота удаления солей из нефти зависит также от степени смешения ее с промывной водой и деэмульгатором. Требуется довольно интенсивное перемешивание промывной воды с нефтью, но то же время слишком интенсивное перемешивание может привести к образованию плохо разрушаемой эмульсии. Следовательно, для обеспечения оптимальной степени смешения необходим регулируемый смеситель.
Смешение промывной воды с нефтью осуществляется в коммуникациях установки за счет местных перепадов давления и турбулентного движения потоков. При расходе воды ( 2 % об. на нефть) первая ступень обеспечивает обессоливание в среднем 79,8 %, вторая ступень - 58 % и третья - 50 %.Содержание в сбрасываемой с установки дренажной воде нефтепродуктов составляет 217 мг/л ( при разбросе от 50 мг/л до 1300 мг/л).
Проведенные исследования показали недостаточную эффективность обессоливания установки, что связано с отсутствием эффективного смещения промывной воды с нефтью, особенно, во второй и третьей ступенях, при большом ее общем расходе в целом по установке (отсутствие повторного использования воды). В связи с этим разработана технологическая схема по повторному использованию промывной воды (рис .3.1).
При доведении расхода промывной воды на ЭЛОУ-2 до уровня расхода на ЭЛОУ-АВТ-6 количество образующихся солесодержащих стоков уменьщается с 518 до 148 тыс. м3/год с одновременным увеличением концентрации хлористых солей с 810 до 2730 мг/л и сокращением расхода промывной воды (на 1т нефти) с 14 до 4 %.
При степени обессоливания 96 % сокращение расхода воды составило 370 тыс. м3/год с увеличением концентрации солесодержащего раствора в 3,4 раза.
Интенсификация работы установки АВТ-3. Основными иаправлениями интенсификации работы установки АВТ-3 явились: реконструкция узла ввода сырья и замена ректификационных тарелок на более эффективные в колонне К-2; разработка и внедрение вакуумсоздающей системы на основе жидкостно-газовых струйных аппаратов; исключение подачи испаряющего агента в низ вакуумной колонны.
Реконструкция колонн. Реконструкция узла ввода сырья в атмосферную колонну К-2. Сущность модернизации узла ввода парожидкостной смеси нагретого нефтяного сырья в атмосферную колонну К-2 заключалась в том, что поток жидкой, неиспаривщейся в результате нагрева части сырья, текущей с кольцевым разделом фаз (паровой и жидкой) в трансферном трубопроводе, перед вводом в колонну подвергается интенсивному перемещиванию, а затем измельчается и в диспергированном состоянии вводится в зону питания колонны, где подвергается разделению на фракции.
Однако, режим течения жидкой фазы в трансферном трубопроводе и на входе сырья в колонну во многом определяет режим однократного испарения сырья, поэтому первым требованием к разрабатываемому устройству являлось совершенствование контакта жидкой и паровой фаз нагретого сырья в потоке. Это было достигнуто двумя последовательно установленными отражателями (рис. 3.3). Возвратные потоки жидкой фазы способствуют хорошему перемешиванию ее с паровой, увеличивая при этом контакт в эвопорационной части колонны и одновременно с этим уменьшая количество загрязняющих компонентов в паровой фазе, что способствует четкости разделения в концентрационной части колонны.
Производство композиционных материалов ннаснове тяжелых фракций нефтепереработки
На основании проведенных исследований установлено: выход бензина из легкой ухтинской нефти максимальный по сравнению с западно-сибирским дистиллятом и составляет 33,2% и 28,13%, соответственно; по качественным показателям крекинг-бензин, полученный из вакуумного дистиллята легкой ухтинской нефти, уступает бензину, полученному из западносибирской нефти дистиллята и из смесей нефтей; наибольшее газообразование наблюдается при крекировании вакуумного дистиллята легкой ухтинской нефти и составляет 18% мае; выход углеводородов СЗ-С4 при крекировании на ухтинском и западносибирском дистиллятах составляет 10,5% и 8,2% мае, соответственно; выход дизельной фракции для всех видов сырья находится в пределах 23,57-30,23% мае; причем, максимальный выход фракции получен при крекинге дистиллята западно-сибирской нефти; конверсия сырья для крекинга из легкой ухтинской, западно-сибирской нефтей и их смеси составляет 53,8%, 48,9% и 50,2% мае, соответственно; наибольшая селективность по бензину (39,2% мае) получена при крекировании дистиллята из легкой ухтинской нефти. .лияние предварительного нагрева сырья. Проведены ысследования яп влиянию температуры предварительного нагрева сырья (ТПНС) при крекинге гидроочищенного вакуумного газойля (в т.ч. с добавкой декантата).
При нагреве сырья от 250 до 350С происходит переход легкокипящих фракций (ЛКФ) сырья в газовую фазу с одновременной ориентацией коксообразующих веществ активными группами на поверхности раздела фаз. В результате такого ассоциирования образуются ССЕ, ядрами которых являются газовые пузыри, обволакиваемые оболочками из коксообразующих веществ. ССЕ хаотично распределяются в объеме дисперсионной среды, находящейся в состоянии истинного молекулярного раствора.
В зависимости от количества газовой фазы, концентрации коксообразующих и их активности формируются ССЕ определенной степени устойчивости (SCСЕ), которая представляет собой экстремальную функцию радиуса ССЕ (RCCЕ), выраженную кривой распределения Гаусса. В экстремальном состоянии (оптимальные величины радиусов ССЕ - RonTccE) степень устойчивости ССЕ максимальна (SMaKCCcE).
Анализ результатов испытаний показал, что при нагреве сырья до 300С при крекинге сырья с добавкой получены максимальные выхода бензина, пропилена и бутиленов, наибольшая конверсия и 04 при минимальном коксообразовании.
Решающую роль для регулирования структуры ССЕ с максимальной степенью устойчивости играет природа коксогенов. Коксогены условно разделены на два класса.
Первичные или природные коксогены (получаемые при атмосферной и вакуумной перегонках нефти и не претерпевающие структурных изменений) содержат большое количество функциональных групп и образуют класс активных коксогенов. К ним относятся коксогены, содержащиеся в концевых фракциях вакуумных газойлей, мазутах, гудронах, деасфальтизаторах, экстрактах и т.д.
Вторичные коксогены содержатся в тяжелых фракциях, получаемых при высокотемпературных и каталитических процессах (термокрекинг, каталитический крекинг, гидрокрекинг, гидроочистка, коксование и т. д.), и образуют класс неактивных коксогенов. Такие коксогены содержат меньше функциональных групп, которые распадаются при вторичной переработке и выделяются с более легкими фракциями или конденсируются в составе кокса. Таким образом, активность коксогена обуславливается его природой и зависит от характера и жесткости процесса, продуктом которого он является.
В определенных условиях ССЕ, радиусы которых образованы как активными, так и неактивными коксогенами, имеют одинаковое значение RonTccE , а ССЕ характеризуются наибольшей степенью устойчивости. Если в сырье одновременно присутствуют активные и неактивные коксогены, RH и d0o, ССЕ сырья будут пропорциональны активностям коксогенов и их концентрациям в сырье с сохранением результирующего ROOTCCE при определенных условиях.
Таким образом, варьируя концентрации коксогенов различных активностей в сырье путем целенаправленного введения в него добавок определенного характера (т.е. коксогенов с определенными активностями) в определенных количествах, можно формировать устойчивые ССЕ и регулировать их структуру. Эффект, создаваемый фазовым переходом, можно назвать диспергирующим по отношению к коксогенам, поскольку механизм этого процесса во многом аналогичен диспергирующему действию водяного пара, подаваемого на распыл сырья. Поэтому регулирование содержания ЛКФ в сырье крекинга можно назвать диспергированием. Эффективность такого диспергирования прямо пропорциональна устойчивости ССЕ и является экстремальной функцией количества образующихся ССЕ, т.е. характеризуется формированием определенного количества ССЕ с максимальной степенью устойчивости.
В общем виде задачу диспергирования можно сформулировать как создание оптимальных условий для образования наиболее устойчивых ССЕ сырья путем регулирования какого-либо одного из трех параметров (ЛКФ, ТПНС или а( х с;).
Под оптимальными условиями следует понимать такое значение ТПНС, при котором ЛКФ, испаряясь, образуют необходимый и достаточный (в зависимости от произведения а; х сО объем газовой фазы, требуемый для образования наиболее устойчивых ССЕ. Обработка экспериментальных данных и оценка активностей коксогенов в условных единицах позволила установить следующую закономерность: Т(х) х/ Zaixci (2), І=І где: Т(х) - ТПНС - функция фракционного состава сырья; х - доля ЛКФ, выкипающих при Т(х); Из выражения (2) следует, что изменение оптимального значения ТПНС можно осуществлять двумя путями: варьированием в сырье содержания ЛКФ и введением в сырье коксогенов определенной активности в необходимых количествах, например, рециркуляцией декантата или подкачкой других остаточных фракций.
Выражение (2) обосновывает технологический фактор формирования устойчивых ССЕ, позволяет определить оптимальную ТПНС и указывает пути ее регулирования. В зависимости от технологии процесса тот или иной показатель является первостепенным. Для интенсификации каталитического крекинга решающую роль играет минимизация ТПНС варьированием в сырье содержания ЛКФ и коксогенов.
Характеристики исследуемых сырья и добавки представлены в табл.3.21. Параметры технологического режима: температура на выходе из лифт-реактора -510С; расход водяного пара на распыл сырья - 7500 кг/ч; удельный расход водяного пара на отпарку закоксованного катализатора - 3,5 кг/кг; температура в кипящем слое регенератора - 664-670С.
