Производство мини нпз

Если заходит речь о производствах, чаще всего думают, что это: тысячи сотрудников, множество машин, множество технологических линий, гектары с огромными помещениями. Высокая доходность оптимизированного производства обусловлена не его мощностью, а современным и высокоэффективным оборудованием с быстрой окупаемостью. Большинство наших фабрик так организованы, однако эти заводы являются низкорентабельными. Новые фабрики приходят на замену производствам устаревшего обрзца.

Производство мини нпз

Мы предлагаем услуги по проектированию и строительству мини нпз.

Проблема сбыта, подготовки и переработки нефти на малодебитных месторождениях решается очень медленно, да и вряд ли крупные компании пойдут на допуск владельцев небольших объемов нефти к ее подготовке, приему в товарные парки и дальнейшей прокачке по трубе. Вместе с тем, обеспечение отдаленных регионов качественными нефтепродуктами до настоящего времени решается в основном путем их дорогостоящего сезонного завоза. Поэтому наличие сырья в этих районах, и потребность в готовых нефтепродуктах является веским аргументом в пользу строительства и эксплуатации мини НПЗ. Мини НПЗ не находят широкого применения потому, что проекты, которые предлагаются для строительства или устаревшие и выдающие некачественную продукцию, но имеющие приемлемую цену, или производящие неплохие нефтепродукты, но имеющие очень высокую цену и довольно большие мощности, которые не всегда можно загрузить имеющимся сырьем. Ни то, ни другое не является стимулом для развития малотоннажной переработки нефти.

Стратегией энергетического развития России на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства РФ от 28.08.2003г. № 1234-р (раздел VI-2), предполагается строительство новых высокоэффективных нефтеперерабатывающих заводов средней мощности в районах концентрированного потребления нефтепродуктов, а в удаленных северных и восточных районах – малых НПЗ с полным циклом переработки нефти.

В Украине под эгидой ГП НИИНП «МАСМА» разрабатывается программа производства на мини НПЗ альтернативных видов топлива (содержание компонентов из возобновляемых источников сырья не менее 30%).

Для мини-НПЗ невозможно использовать уменьшенные копии проектов, используемые на крупных нефтеперерабатывающих предприятиях как для атмосферной так и для вакуумной перегонки. Более того, если проекты атмосферных установок существуют, то установок малой производительности для вакуумной переработки просто нет. Поэтому все мини-НПЗ имеют только атмосферную перегонку нефти, при которой глубина переработки довольно низкая, а попытки увеличить глубину за счет повышения температуры переработки резко снижают качество дизельного топлива. Так же большой проблемой для мини НПЗ является подготовка нефти. Ведь наличие солей и мехпримесей очень быстро выводит из строя оборудование и негативно влияет как на сам производственный процесс, так и на качество нефтепродуктов.

Разработанная нами технология позволяет эффективно решать все перечисленные проблемы.

#image.jpgМини НПЗ, которые мы строим, позволяют не только готовить нефть, но и имеют возможность ступенчато (50 тонн в сутки) изменять производительность атмосферного блока переработки, включает вакуумный блок, который позволяет увеличить глубину переработки на 10-12% не ухудшая качество дизельного топлива.

Высокоэффективная схема подготовки и переработки сырья позволяет использовать наши заводы непосредственно на месторождениях, а высокая глубина переработки дает высокую рентабельность, что снижает сроки окупаемости.

Нами построены и успешно работают заводы в г. Саки, г. Николаев, г. Кагарлык, г. Ладыжин.

Принципиально процесс превращения нефти, газового конденсата и их смеси в конечные продукты на предлагаемом нами комплексе представляет собой следующую схему (показанное на фото оборудование установлено на заводе ООО «Горизонт ОЙЛ» г. Ладыжин):

Из резервуарного парка #image.jpg сырье подается насосами в установку обезвоживания и обессоливания нефти (если сырье не подготовлено),#image.jpg если сырье подготовлено, оно подается непосредственно на печи огневого нагрева. После нагрева сырье подается на атмосферные колонны, где происходит его фракционирование.#image.jpgПолученные при атмосферной перегонке сырья прямогонный бензин и дизельное топливо поступают в резервуарный парк, а мазут поступает в компенсационный резервуар, откуда подается на печь для догрева и поступает в вакуумную колонну.#image.jpg

При переработке мазута на вакуумной установке получается гудрон и вакуумный газойль.

В наших установках предусмотрена подготовка сырья, что позволяет применять их непосредственно на месторождениях. Атмосферная перегонка сырья осуществляется в атмосферных колоннах, каждая из которых имеет производительность 50 тонн в сутки, что позволяет построить комплекс нужной производительности или перерабатывать объемы в зависимости от потребности.

Следующий этап переработки происходит на вакуумной колонне, которая технологически включена в схему и позволяет перерабатывать мазут или параллельно с атмосферной переработкой или автономно.

Возможно также включение установки смешения для доведения полученного прямогонного бензина (октановое число 50-60) до товарной продукции путем добавления высокооктановых добавок или производство альтернативного топлива с применением биоэтанола.

* примечание: выход светлых нефтепродуктов и мазута зависит от фракционного состава нефти и определяется в каждом конкретном случае лабораторным способом.

Мини-НПЗ располагается на площадке, имеющей водоснабжение и электроснабжение. Для удобства работы желателен резервуарный парк, позволяющий хранить десятидневный запас сырья, а также готовую продукцию (в зависимости от потребности). Технологическое оборудование изготавливается и доставляется на площадку, где производится его установка и обвязка трубопроводами. При необходимости мы имеем возможность оборудовать резервуарный парк.

Площадка для размещения НПЗ должна находиться на расстоянии не менее 1000 м от жилого массива. Прочие требования определяются на проектной стадии и аналогичны требованиям, предъявляемым к складам ГСМ.

Ориентировочная площадь, занимаемая непосредственно установкой производительностью 30 тыс. т/год составляет 200 кв.м. Размеры площадки для нефтеперерабатывающего комплекса в целом с его инфраструктурой составляют примерно 0,5 га.

Все эти параметры определяются на стадии подготовки проекта.

В проекте предусмотрен дистанционный контроль параметров переработки, аварийная сигнализация критических параметров, автоматическая аварийная защита оборудования.

Все средства контроля и автоматики производства стран СНГ и имеют сертификаты соответствия и разрешения на применение во взрывоопасных установках.

Управление установкой ведется из операторной, расположенной вне взрывоопасной зоны.

Для электроснабжения применяется промышленная трехфазная сеть. Для нагрева сырья используется топливо, вырабатываемое на самой установке. Предусматривается аварийная система энергоснабжения – дизельгенератор, поскольку нефтеперерабатывающие предприятия должны иметь два независимых источника энергоснабжения.

Аналитический контроль процесса осуществляется стандартными методами анализов по ГОСТ, на обычном лабораторном оборудовании с обычными методами отбора нефтепродуктов.

Источник: http://mini-npz.com.ua/

Производство мини нпз

- насосная оборотной воды;

- помещение для операторной;

Установка ФУС - 30 состоит из рамы, на которой монтируются:

1.Кубовая емкость, с установленной на ней колпачковой ректификационной колонной с дефлегматором.

2.Сборник бензина с установленными на нем вертикально двумя теплообменниками для конденсации паров бензина. Трубные пространства соединяются последовательно, межтрубные параллельно.

3.Два горизонтально расположенных теплообменника служащих для предварительного подогрева исходного сырья.

№ Название Составной Части Параметры

1 Кубовая ёмкость Наружный диаметр 1020 мм

Длина 3930 мм

Масса 1520 кг

2 Сборник бензина Наружный диаметр 1020 мм

Ширина 5000 мм

Высота 6285 мм

Масса 8600 кг

Производительность по сырью 10-12 тыс. т/год

4. ПРИНЦИП РАБОТЫ УСТАНОВКИ

Исходное сырье - нефть или газовый конденсат - из сырьевой емкости насосом под давлением 0.1 - 0.3 МПа и расходом 1.2 - 1.4 м. куб/час подается в трубное пространство теплообменника, где подогревается до 60–80 С печным топливом с температурой 150 -160 С, подаваемым из кубовой емкости.

Далее подогретое до t 60-80 С сырье подается в ректификационную колонну с колпачковыми тарелками. Ректификационная колонна монтируется на горизонтальной кубовой емкости, в которой смонтирован теплообменный элемент для окончательного подогрева сырья в кубе колонны. Подогрев осуществляется также блочной горелкой жидкотопливной мощностью 0,5 Мг/Вт. Ректификационная колонна состоит из тарелок колпачкового типа. В верхней части ректификационной колонны встроен порциональный дефлегматор. Охлаждение и конденсация паров бензина в дефлегматоре осуществляется производственной водой подаваемой в дефлегматор. Регулирование температуры верха колонны осуществляется путем изменения количества подаваемой воды в дефлегматор. Верх ректификационной колонны через шламовую трубу соединен с последовательно-расположенным теплообменником конденсатором, установленными вертикально на сборнике бензина. В теплообменнике конденсаторе пары бензина охлаждаются, конденсируются и стекают в сборник бензина, откуда в последствии производится откачка бензиновой фракции в бензиновую емкость. Оставшаяся тяжелая фракция - стабилизированный кубовый остаток - откачивается из кубовой емкости насосом, через двухсекционный теплообменник в котором производится его охлаждение водой до температуры 60-70 С, в емкость печного топлива.

Сброс подтоварной воды из бензиновой емкости, а также сброс дождевых стоков с площадки технологических емкостей производится в подземную емкость, с последующим вывозом автоцистернами.

При изготовление установки использовались листы и корпусные трубы стали: СТ-3 ГОСТ 380-88. Секции теплообменников изготовлены из труб СТ-20 ТУ 14-3-460-75. Сварка производилась электродами УОНИИ-13/55 ГОСТ 9467-75.

Установка соответствует всем требованиям санитарных норм, предъявляемых к данному оборудованию. Основной источник вредных выбросов в атмосферу – жидкотопливная блочная горелка. Максимальная количество вредных выбросов в атмосферу для установки производительностью по сырью 10 тыс. т/год при работе на жидком топливе составляет (кг/г): углеводороды – 364, окись углерода – 35, окись азота – 112, двуокись азота – 5, пыль неорганическая – 0,7.

По степени воздействия на организм человека (токсичность) вредные выбросы относятся к малоопасным (4 и 3 класс опасности), кроме двуокиси азота (2 класс опасности), количество которого незначительно.

5.МЕРОПРИЯТИЯ ПО ТЕХНИКЕ БЕЗОПАСНОСТИ И ПРОТИВОПОЖАРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ

Установка стабилизации конденсата является взрывоопасным и пожароопасным производством.

Газоконденсат содержит углеводороды парафинового ряда от С5 до СП, нафтеновые и ароматические углеводороды, образующие с воздухом взрывоопасные и горючие смеси, все они относятся к 2,3 и 4 классу опасности по ГОСТ 12.1.005-88.

Установка стабилизации конденсата отнесена по взрывопожарной опасности к категории "А"; (ОНТП 24-86 МВД СССР).

По требованиям ПУЭ-85 "Правила устройства электроустановок"; наружные площадки установки стабилизации конденсата связанные с использованием и переработкой легковоспламеняющихся и горючих емкостей, отнесены к классу В-1г.

Группа производственных процессов по СНИП 2.09.04-87 по санитарной характеристике соответствует 2г. В соответствии с методикой "Общие принципы количественной оценки взрывоопасности технологических объектов», изложенной в Приложении №1 к "Общим правилам взрывоопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических, нефтеперерабатывающих производств" 1988 г. выполнен расчет энергетического потенциала устанавливаемых блоков и определена категория взрывоопасности технологических блоков. В результате категория взрывоопасности всех блоков установки стабилизации конденсата определена как III, относительный энергетический потенциал взрывоопасности блоков - 27.

6. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ АППАРАТОВ УСТАНОВКИ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ СВАРНЫХ ШВОВ.

6.1. Все аппараты установки не относятся к котлонадзорным изделиям, для надежной оценки герметичности аппаратов на основе их практической прочности испытательное давление принято равным 0.3 МПа.

6.2 Продолжительность гидравлического испытания -10 минут. Испытания проводятся до покраски и наложения теплоизоляции.

6.3. Гидравлические испытания производятся при положительной температуре окружающего воздуха. Разница температур металла и окружающего воздуха не должна вызывать выделения влаги на поверхности аппарата.

6.4 Повышение давления при гидравлическом испытании должно происходить плавно, без гидравлических ударов.

6.5. При неудовлетворительных результатах испытания, обнаруженные дефекты должны быть устранены, а испытание повторено.

6.6. Аппарат считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено:

1. падения давления по манометру;

7.5. Трубопроводы связать проволокой в пучки.

7.6. Комплектность поставки определяется конструкторской документацией.

8. ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖУ И ЭКСПЛУАТАЦИИ.

8.1. Хранение у заказчика поступившей на монтаж установки должно обеспечить передачу ее в монтаж без дополнительных работ по очистке, ревизии и ремонту. При передаче установки в монтаж, они подвергаются расконсервации, наружному осмотру. Проверяется комплектность поставки.

8.2. На подготовленную и выложенную дорожными плитами площадку укладывается рама установки. На раму устанавливается кубовая емкость, сборник бензина, теплообменник двухсекционный. На кубовую емкость монтируется колонна ректификационная в сборе с дефлегматором. На сборник бензина монтируется теплообменники - конденсатор в сборе. По верху установка, связывается шламовой трубой с теплообменником конденсатором. Обвязываются трубопроводами аппараты установки.

8.3. При монтаже установки необходимо ректификационную колонну с дефлегматором выставить по отвесу. Отклонение от вертикальности не более 10мм. Отвес закрепляется в верхней точке дефлегматора. Величина отклонения определяется на уровне фланца горловины кубовой емкости.

9. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕПЛОИЗОЛЯЦИИ.

Теплоизоляция выполнятся матами из минеральной ваты Р-125-1000-500 ГОСТ 9572-63

Покровный слой выполняется из оцинкованной ваты 5-ПН-НО-05-ГОСТ 14994-74 Ст.ЗкП-ОН-МТ-НРГОСТ 14918-80

Источник: http://interresurs.com.ua/index/mini_npz/0-188

16 декабря 2017 года

Часто читают...