Отчет по практике в ЮГУ

Региональная структура переработки

В региональной структуре отрасли первое место по объему первичной переработки нефти занимает Приволжский федеральный округ. На него приходится 36,4% первичной переработки нефти в России. В 2019 году данный показатель вырос на 0,6 млн тонн и составил 101,7 млн тонн.

Наиболее крупные заводы в округе принадлежат компании ЛУКОЙЛ. Это «Нижегороднефтеоргсинтез» и «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» мощностью 17 млн тонн и 13,1 млн тонн, соответственно. Значительные мощности в округе сосредоточены в Башкирской группе предприятий, а также на НПЗ Самарской области (Новокуйбышевском, Куйбышевском и Сызранском). В регионе также расположены наиболее технологичные заводы с глубиной переработки около 99% (Марийский, ТАНЕКО). Всего в Приволжском федеральном округе функционирует 14 крупных НПЗ.

Второй регион по объему первичной переработки нефти – Южный федеральный округ, территориально наиболее приближенный к экспортным рынкам нефтепродуктов через порты на Черном и Каспийском морях. В 2019 году объем переработки нефти в округе снизился на 0,5 млн тонн и составил 45,5 млн тонн, или 16,3% от общероссийского показателя. В Южном ФО сосредоточено восемь крупных НПЗ. Наиболее крупный из них – Волгоградский НПЗ компании ЛУКОЙЛ с установленной мощностью 15,7 млн тонн сырья в год.

Центральный ФО – третий по масштабам первичной переработки (14,6%). В округе расположены три крупных НПЗ, суммарный объем переработки которых составил 40,9 млн тонн, что на 0,8 млн тонн меньше, чем в предыдущем году. Снижение показателей связано с проведением капитального ремонта технологических установок.

Четвертый регион – Сибирский федеральный округ (14%). В 2019 году объем первичной переработки там сократился на 0,9 млн тонн, до 39,2 млн тонн. Наибольший вклад в снижение данного показателя внес Ачинский НПЗ (–0,7 млн тонн). Всего в округе расположено четыре крупных НПЗ, в том числе крупнейший в России Омский НПЗ.

В Северо-Западном ФО перерабатывается 9,9% российской нефти. В 2019 году объем переработки вырос на 0,7 млн тонн и составил 27,7 млн тонн. В округе находится один из крупнейших российских НПЗ – «Киришинефтеоргсинтез» с объемом первичной переработки сырья более 18 млн тонн в год. Всего в округе работает три крупных НПЗ.

2 НАЗНАЧЕНИЕ ПРОЦЕССА. ФИЗИКО – ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЦЕССА

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержаться сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменение ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используется ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству получаемых продуктов и полупродуктов. Ко вторичным методам относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов.

На современных НПЗ основным первичным процессом служит разделение нефти на фракции, т.е. ее перегонка. Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку. Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке жидкость (нефть ) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы – остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Это важное его достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потока пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей.

Перегонка с ректификацией – наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах – ректификационных колоннах – путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло – и массообмен, обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами: пар несколько обогащается низкокипящими, а жидкость – высококипящими компонентами. При достаточно длительном контакте и высокой эффективности контактного устройства пар и жидкость, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут достичь состояния равновесия, то есть температуры потоков станут одинаковыми, и при этом их составы будут связаны с уравнениями равновесия. Такой контакт жидкости и пар, завершающийся достижением фазового равновесия, принято называть равновесной ступенью, или теоретической тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), модно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

3 ВЕДЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ УСТАНОВКЕ

Описание технологического процесса УПН 1,2

Технологический процесс установок подготовки нефти УПН 1,2 осуществляется по следующей схеме:

Нефть с установок предварительного сброса воды Вачимского, Тундринского, Северо-Юрьевского, Западно-Солкинского, Солкинского, Комарьинского, Новобыстринского месторождений поступает на узел распределения потоков УПН 1,2. Нефть Быстринского месторождения поступает отдельным потоком на УПСВ «Б». Входные коллектора Быстринского месторождения разделены от потоков других месторождений посредством установки заглушек. Установка заглушек зарегистрирована в «Журнале регистрации установок и снятия заглушек». Обслуживающий персонал выполняет периодический осмотр целостности заглушек, результаты осмотра фиксируются в «Журнале обход и осмотра заглушек и пломб».

На узле распределения потоков нефть с Вачимского, Северо-Юрьевского, Новобыстринского месторождений через задвижки №133а, 5, 500, 501 поступает на буферные емкости БЕ-1,2, объемом V=100 м³ каждая, где происходит дальнейшее разгазирование нефти.

Буферные емкости оборудованы приборами измерения уровня жидкости в аппарате, давления, предельно-допустимого уровня жидкости.

Контроль давления в буферных емкостях осуществляется техническими манометрами и датчиками давления Метран-43-ДИ-Вн.

Регулируется давление пневмоклапаном типа ВЗ, установленном на общей линии выхода газа из буферных емкостей. Регулирование может производиться в ручном и автоматическом режимах. Пределы регулирования давления в БЕ-1,2 Р= 0,20 — 0,80 МПа.

Уровень жидкости в буферных емкостях контролируется датчиками уровня ДУУ2-06.

Регулируется уровень жидкости пневмоклапанами типа ВЗ, установленными на линиях выхода жидкости из каждой буферной емкости.

Пределы регулирования уровня жидкости Н =0,7-1,9 м.

Предельно-допустимый уровень жидкости в буферных емкостях контролируется датчиками уровня ДУУ 2-06.

Предупредительная сигнализация срабатывает по давлению при Pmin=0,2 МПа и Рмах=0,80 МПа, по уровню жидкости в аппарате при Hмin=0,7 м и Н мах=1,9 м.

Показания с датчиков уровня и давления выведены на вторичные приборы Гамма-7 и панели оператора «Panel Ware», установленные в МПУ-1.

Разгазированная в буферных емкостях нефть через задвижки № 516, 517 поступает на печи-нагреватели.

Нефть с Тундринского, Западно-Солкинского, Солкинского, Комарьинского месторождений через задвижки № 2а, 4а поступает на УПН 2, где через задвижки №203, 204 смешивается с нефтью после буферных емкостей.

Поступившая нефть равномерно распределяется по печам-нагревателям ПТБ-10 №1-4, где нагревается до температуры 50-70⁰ С.

Контроль за работой печи ПТБ-10 осуществляет комплекс управления печью ПТБ УПН автоматизированный «БН-Печь».

Комплекс предназначен для контроля и управления печами типа — печь трубная блочная ПТБ-10.

В состав комплекса входят:

• панель аппаратурная ПА1;
• графическая сенсорная панель оператора (СПО) Bernecker&Rainer Power Panel PP180 в составе ПА1;
• шкаф автоматического управления вентилятором (ШАУВ);
• программное обеспечение для верхнего уровня (АРМ).

ПА1, СПО установлены в шкафу аппаратном – в блоке управления печей (БУС).

ШАУВ установлен в блоке управления печей (БУС).

Комплекс управления печью ПТБ-10 УПН1,2 автоматизированный «БН-Печь» выполняет контроль следующих параметров:

• температуры нефти на входе в печь – термопреобразователь Метран-286-Ехia;
• наличие пламени в горелке – сигнализатор наличия пламени СНП-1;
• температуры нефти на выходе из печи – термопреобразователь Метран-286-Ехia;
• давление нефти на входе в печь — датчик давления Метран-100-Ех-ДИ;
• давление нефти на выходе печи — датчик давления Метран-100-Ех-ДИ;
• давление газа перед РДБК — датчик давления Метран-100-Ех-ДИ;
• давление газа на горелки — датчик давления Метран-100-Ех-ДИ;
• давление воздуха на горелки – Метран-100-Ех-ДИ;
• расхода нефти на выходе печи – блок обработки данных «VEGA-03»;
• наличие напряжения в схеме электропитания шкафа аппаратного – преобразователь напряжения ОМЬ-3.14;
• состояния вентилятора;
• загазованности в ГРП печи – датчиками загазованности сигнализатора СТМ- 10;
• температуры дымовых газов — термопреобразователь Метран-281-Ехia;
• пожар печи – датчиками ИП103-1В совместно с приемно-контрольным прибором С2000-4.

Расход нефти через печи ПТБ-10 контролируется преобразователями расхода турбинными типа PNF, установленными на трубопроводе входа нефти в печь. Показания расходомеров выведены на блоки обработки данных «VEGA-03», установленные на стойках УСА-2ТК в БУС печи.