Техническое описание и инструкция по эксплуатации (стр. 1 )

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ

“РУС-ИНВЕСТ”

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ И ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ

установки для очистки, переработки, восстановлению

качества и улучшению экологических параметров углеводородного сырья

г. Москва 2006

СОДЕРЖАНИЕ

ТЕХНИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ

1. Назначение и область применения.

2. Характеристика сырья и продуктов его переработки.

3. Товарный баланс установки.

4. Технологическая схема.

5. Автоматизация, регулирование процесса.

6. Ресурс и энергообеспечение.

7. Охрана окружающей среды.

8. Сводные технико-экономические показатели.

9. Рекомендации по размещению оборудования.

10. Маркировка.

ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ

1. Общие указания.

2. Указания мер безопасности.

3. Подготовка к работе и работа установки.

4. Проверка технического состояния.

5. Характерные неисправности и методы их устранения.

1. НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Процесс переработки нефти в моторное и котельное топлива в настоящем проекте основан на технологии ректификации углеводородного сырья при атмосферном давлении. Эта технология разработана в конце XIX века и широко применяется до сегодняшнего дня.

Развитие нефтеперерабатывающей промышленности как в нашей стране, так и за рубежом, идет по пути увеличения мощности ректификационных установок, доходящей до 6 - 8 млн. тонн сырья в год. Такой подход обусловлен снижением себестоимости единицы продукции с увеличением производительности.

В то же время за рубежом строятся и небольшие нефтеперерабатывающие установки (далее НПУ) мощностьютыс. тонн сырья в год.

Хотя себестоимость продукции малогабаритной НПУ выше, имеется ряд преимуществ:

- значительно меньшие сроки строительно-монтажных работ;

- меньшие объемы инвестиций и сроки окупаемости;

- меньшие потери от аварий и вынужденных простоев;

- незначительная экологическая нагрузка региона;

- простота транспортной развязки.

В нашей стране малогабаритные НПУ широкого распространения не имеют из-за дороговизны зарубежного оборудования и отсутствия серийного отечественного.

Малогабаритные установки позволяют организовать производство моторных топлив в месте добычи углеводородного сырья или в месте базирования потребителей нефтепродуктов. Установки могут быть использованы на нефтедобывающих платформах, а также на предприятиях Крайнего Севера или других труднодоступных районов, имеющих углеводородные ресурсы и вынужденных завозить нефтепродукты из других регионов.

При расчете установки в основу были положены следующие критерии:

-оптимизация технологического процесса с целью снижения энергопотребления при эксплуатации и уменьшения удельных капитальных вложений на тонну перерабатываемого сырья;

-модульность конструкции, обеспечивающая удобство транспортировки и минимум монтажных работ на месте;

-простота в управлении и обслуживании;

-экологическая безопасность, как основа замкнутого технологического процесса;

-максимальная автономность работы установки;

-возможность гибкой коррекции технологических параметров;

-соблюдение требований техники безопасности, пожарной безопасности, экологии и рационального использования сырья.

Модульная установка состоит из собственно перерабатывающей установки и вспомогательных блоков. Установка собирается на подготовленной площадке из транспортных единиц-блоков, укомплектованных соответствующим технологическим оборудованием. Набор блоков зависит от условий, возможностей и требований Заказчика и обычно включает в себя следующие единицы:

-блок колонного оборудования;

-блок теплообменного оборудования;

-блок насосов и замера;

-межблочные трубопроводы;

-блок компаундирования;

-производственно-вспомогательный блок (операторная, электрощитовая, лаборатория и др.);

-дизель-генератор.

Все блоки поставляются в состоянии максимальной готовности к монтажу и требуют проведения работ только по теплоизоляции и соединению между собой трубопроводов и кабелей. Стоимость комплекта оборудования зависит от состава установки и может изменяться. На изготовление и поставку установки требуется 3 месяца.

Настоящее техническое описание и инструкция по эксплуатации предназначается для изучения конструкции и правил эксплуатации установки.

Техническое описание содержит общие сведения о назначении и устройстве установки, также описание конструкции и принципа действия ее составных частей.

Инструкция по эксплуатации содержит указания по техники безопасности, по подготовке к работе и выполнению рабочих операций, по транспортировке, техническому обслуживанию и хранению установки.

2. ХАРАКТЕРИСТИКА СЫРЬЯ И ПРОДУКТОВ ЕГО ПЕРЕРАБОТКИ

2.1 Требования к сырью

Для обеспечения нормальной работы установки и выхода качественных нефтепродуктов, нефть или газовый конденсат, поступающие на установку, должны отвечать следующим требованиям.

1. Содержание, % масс.: сероводород - отсутствует;

меркаптаны - отсутствуют;

сера общая - не более 1,5;

парафин - не более 9;

вода - не более 0,3;

хлористые соли - не более 100мг/дм3.

2. Выход фракций до 350 ОС - не менее 45 % на нефти.

3. Остаток после отделения светлых фракций до 350 ОС должен быть не хуже, чем мазут марки 100 по ГОСТ .

4. Прочие параметры должны соответствовать требованиям ГОСТ 9965-76 на нефть, поставляемую на нефтеперерабатывающие предприятия и предназначенную для переработки.

5. Состав сырья, поступающего на установку, должен быть стабилизирован (т. е. удалены легкие фракции до С4 включительно).

В связи с тем, что основным назначением установки является производство моторных топлив, наличие смол и асфальтенов в сырье не регламентируется.

За основу сырьевой базы проекта принят газовый конденсат Уренгойского месторождения, нефтегазоконденсатная смесь Николаевского месторождения Краснодарского края и нефть Карабулакского месторождения Ингушетии.

2.2 Физико-химические свойства углеводородного сырья

Таблица 2.2.1

Показатели	Газовый конденсат	Нефтегазоконденсатная смесь	Нефть
1. Плотность при 20ОС, кг/м3	740	765	840
2. Молекулярная масса	120	160	208
3. Вязкость кинематическая при 20ОС, мм/с	0,96	1,4	5,5
4. Фракционный состав по ГОСТ2177-82,ОС
НК	35	33	36
10%	65	81	100
50%	130	185	340
90%	290	360/84	360/54
КК	342	-	-
Температура застывания, ОС	-48	-6	+11
Температура вспышки, ОС	-36	-30	-30
Кислотность, мг КОН/100мл	0,45	1,6	0,5
Содержание, %масс:
серы	0,05	0,05	0,14
смол селикагелевых	0,2	0,56	1,25
асфальтенов	0,05	отс	1,0
парафинов	0,9	5,7	5,0
мехпримесей	отс	отс	отс
воды	0,04	отс	0,3
солей, мг/л	1,6	5,0	100

Фракционный состав углеводородного сырья

(Разгонка на аппарате АРН-2)

Таблица 2.2.2

Пределы	Выход фракций
выкипания	Газовый конденсат	Нефтегазоконд. смесь	Нефть
фракция, ОС	% масс.	фракций	% масс.	фракций	% масс.	фракций
НК	32ОС		30ОС		33ОС
НК-60	5,16	5,16	11,13	11,13	1,28	1,28
60-70	3,97	9,13	5,61	16,74	1,95	3,23
70-80	4,15	13,28	3,54	21,28	3,15	6,38
80-90	7,07	20,35	3,34	23,62	0,99	7,37
90-100	8,40	28,75	6,16	29,78	1,04	8,41
100-110	8,33	37,08	2,23	32,01	1,49	9,90
110-120	6,35	43,43	3,55	35,56	2,65	12,35
120-130	5,55	48,98	2,20	37,76	1,74	14,29
130-140	5,20	54,18	2,66	40,42	1,82	16,11
140-150	4,35	58,53	1,76	42,18	1,45	17,56
150-160	4,90	63,43	3,38	45,76	1,66	19,22
160-170	4,28	67,71	2,38	48,14	1,86	21,68
170-180	3,06	70,77	2,18	50,32	1,45	22,53
180-190	2,47	73,24	0,35	50,67	1,82	24,35
190-200	2,47	75,71	1,49	52,16	1,45	25,80
200-210	1,73	77,44	3,15	55,31	0,70	26,50
210-220	0,76	78,20	3,45	58,76	0,87	27,37
220-230	2,6	80,80	2,88	61,64	1,16	28,53
230-240	2,13	82,93	2,77	64,41	1,45	29,98
240-250	2,01	84,94	2,50	66,91	1,53	31,51
250-260	2,38	87,32	2,85	69,76	2,53	34,04
260-270	0,59	87,91	0,61	70,37	2,69	36,73
270-280	0,65	88,56	0,63	71,00	1,04	37,77
280-290	0,58	89,14	0,64	71,64	2,11	39,88
290-300	0,79	89,93	1,75	73,39	2,15	42,03
300-310	0,87	90,80	2,55	75,94	2,53	44,56
310-320	0,84	91,64	1,07	77,01	2,61	47,17
320-330	0,99	92,63	2,51	79,52	1,08	48,25
330-340	0,39	93,02	0,85	80,37	1,53	49,78
340-350	0,74	93,76	1,93	82,30	2,53	52,31
350-360	0,77	94,53	1,70	84,00	1,29	53,60
360		5,47		16,00		46,40
Остаток	2,90	97,43		14,00		46,40
Выход		97,43		98,00		100
Потери	2,57	-	2,00	-	-	-

2.3 Физико-химическая характеристика