ФРАКЦИОНИРУЮЩАЯ УСТАНОВКА С ОГНЕВЫМ ИСПАРИТЕЛЕМ

ФУСОИ-100. ИНСТРУКЦИЯ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ

Перечень выдаваемых документов.

1. Сертификат соответствия.
2. Разрешение на приминение.
3. Экспертиза пром безопасности.
4. Технический реламент.
5. Технический паспорт установки.

Содержание

1. Назначение установки
2. Характеристика сырья и продуктов его переработки.
3. Принцип работы установки.
4. Основная арматура, контрольно-измерительные приборы и приборы безопасности.
5. Ресурсоэнергообеспечение.
6. Охрана окружающей среды.

1. Назначение установки

Установка ФУСОИ-100предназначена для отделения от газоконденсата и товарной нефти (далее сырья) фракции легких углеводородов с концом кипения 180° - 360°С, которые используются в качестве прямогонного бензина, дизельного топлива, котельного топлива, жидкого мазута. Технологическая схема фракционирования включает в себя две модульные установки для нагрева и отделения легких углеводородов с одновременной их ректификацией и конденсацией, блок насосов, блок горизонтальных емкостей для нефтепродуктов, насосы охлаждающей воды или воздушные охладители, градильная установка. Технология фракционирования включает в себя процесс получения легких бензиновых фракций из сырья и получения на их основе товарного автомобильного бензина с добавлением присадок. После отбора легкого бензина, дизельного топлива, остаточная фракция -жидкий мазут может использоваться как печное топливо бытовое, промышленное и т. д.

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:

2.1.1. Содержание, % масс:  

Сероводород - отсутствует;

Меркаптаны - отсутствует;

Сера общая - не более 1;

Парафин - не более 9;

Вода - не более 0,15;

Хлористые соли - не более 20 мг/дм3

2.2.   Выход   продукции   в   процентном   отношении   в   зависимости   от исходного сырья: 

  Нефть  Газоконденсат 
Бензин прямогонный   до 20%  до 70%
Дизельное топливо  до 40%  до25%
Мазут  до 40%  0%

Выход фракций до 360  °С - не менее 45 %.

Остаток после отделения светлых фракций до 360 °С соответствует   мазуту марки М100 по ГОСТ 10585-75.

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

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

За основу сырьевой базы принят газовый конденсат Уренгойского месторождения, нефтегазоконденсатная смесь Черноерковского месторождения Краснодарского края, Гудермесского месторождения Чеченской республики, Абаданского месторождения (Иран).

2.3. Физико-химические свойства углеводородного сырья.

Показатели Газовый конденсат Нефтегазоконденсатная смесь Нефть
1.Плотность при 20°С, кг/м3 739 764 880
2.Молекулярная масса 121 161 210
3.Вязкость кинематическая при20°С мм/с 20°С,мм/с 0,96 1,5 5,5
4.Фракционный состав по ГОСТ2177-82, °С      
НК 35 34 35
10% 64 82 99
50% 129 184 341
90% 291 359/85 359/53
КК 341 - -
Температура застывания, °С + 3 -5 -10
Температура вспышки, °С 17 22 29
Кислотность, мг КОН/ 100мл 0,45 1,6 0,5
Содержание, %масс:      
Серы 0,05 0,14 0,60
смол селикагелевых 0,21 0,57 1,24
Асфальтенов 0,05 отс 1,0
Парафинов 0,9 5,6 5,0
Мехпримесей Отс отс Отс
Воды 0,04 отс 0,3
солей, мг/л 7,5 5,0 100

2.4. Фракционный состав углеводородного сырья. 

Пределы Выход фракций
выкипания Газовый конденсат Нефтегазоконденсатная смесь Нефть
фракция, °С % масс. фракций % масс фракций % масс. Фракций
НК 32°С   30°С   33°С  
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
60   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 - - -

2.5.     Физико-химическая     характеристика     продуктов     переработки  углеводородного сырья.

2.5.1. Характеристика качества прямогонных бензиновых фракций. 

Показатели Газовый конденсат Нефтегазоконденсатная смесь Нефть Бензин А-76 по ГОСТ 2084-77
1. Октановое число (моторный метод), не менее 65 58 56 76
2. Плотность при 20°С, кг/м3 716 720 736 не нормир.
3. Упругость насыщенных паров, мм.рт.ст. 204 368 210 500/700
4. Фракционный состав по ГОСТ 2177-82, °С        
НК, не ниже 50 37 48 35
10% не выше 65 61 69 70/55
50% не выше 89 98 106 115/100
90% не выше 136 143 146 180/160
КК не выше 154 163 169 195/185
Выход, % об. 98 98 98 98
5. Содержание:        
серы, % масс, не выше 0,002 0,003 0,06 0,1
фактических смол мг/100 мл, не выше 0,25 отс. 7,2 8/10
кислотность, мг КОН /100 мл бензина, не выше отс. 0,17 0,8 1,3
6. Испытание на медной пластине выд. выд. <выд. выд.

Из приведенных выше данных следует, что качественные показатели прямогонных бензиновых фракций, за исключением октанового числа, удовлетворяют требованиям ГОСТ 2077-84 на бензин автомобильный. Для доведения октанового числа бензина до А-95 по моторному методу требуется предусмотреть его компаундирование с присадками (супероктан, ксилидин) и высокооктановыми компонентами на блоке компаундирования (в состав установки не входит).

2.5.2. Характеристика качества фракции дизельного топлива. 

Показатели Газовый конденсат Нефтегазоконденсатная смесь Нефть Дизтопливо по ГОСТ 305-82
1. Цетановое число, не менее 45 56 51 46
2. Плотность при 20 °С, кг/м3, не выше 795 816 840 860/840
3. Вязкость кинематическая при 20 °С, мм/с 1,6 3,3 5,0 3,0-6,0 1,8-5,0
4. Фракционный    состав    по ГОСТ 2177-82, °С        
10% 151 195 213 не норм.
50% не выше 188 251 275 280
90% не выше 294 330 354 360
5. Температура:    помутнения, °С, не выше -41 -5 -5 -5/-25
застывания, не выше -49 -17 -12 -10/-35
вспышки, не ниже 39 62 85 62/40
б. Содержание,   %   масс,   не выше        
серы 0,004 0,15 0,16 0,5
меркаптанов Отс. отс. отс. 0,01
зольность Отс. отс. отс. 0,01
мехпримесей Отс. отс. отс. отс.
воды Отс. отс. отс. отс.
7. Кислотность, мг КОН/100мл, не выше 2,3 1,3 1,3 5,0
8. Фактических смол, мг/100мл, не выше 1,0 5,0 22,0 40

При использовании в качестве сырья газового конденсата наблюдаете некоторое отклонение показателей качества фракции дизельного топлива о требований ГОСТ - кинематическая вязкость и температура вспышки. Но та как основными целевыми фракциями являются бензиновая и фракци дизельного топлива, их качественные характеристики можно регулироват режимом работы ректификационного аппарата.

Необходимо отметить, что существует возможность широко и мягк варьировать качественные показатели целевых фракций за счет изменени параметров процесса ректификации двухмодульной конструкции, дл достижения их соответствия требованиям ГОСТ. Кроме этого, корректировк тех или иных параметров топлив возможна применением различных присадок.

Необходимость изменения каких-либо показателей качества отдельны фракций определяется после исследования работы установки на конкретно! сырье, в каждом случае отдельно.

3. Принцип работы установки 

С места работы оператора при помощи пульта управления включается сырьевой насос, которым подается исходное сырье из сырьевой емкости по трубопроводу в нагреватель углеводородов (Куб.ем.бен.). По мерному стеклу, расположенному на нагревателе, определяется первоначально необходимый объем для заполнения нагревателя, после чего подача сырья насосом отключается. Включается нагреватель, при помощи которого  сырье первоначально подогревается до 180 градусов по Цельсию. Начинается первоначальный этап испарения легких фракций бензина, которые, расширяясь устремляется вверх по ректификационной колонне (К.Р.бен.) через колпачковые тарелки и затем через шлемовую трубу  опускаются в водяной охладитель бензина (охл,бен.), где, конденсируясь и охлаждаясь до 40 градусов, поступают в сборник накопитель бензина в виде светлой фракции бензина, где и находится до заполнения этого резервуара. Накопленный бензин затем при помощи включенного насоса для бензина по команде с пульта управления (2) откачивается в основной резервуарный парк - БЕНЗИН.

При прекращении испарения паров бензина в Куб.ем.бен. остается обезбензиненное сырье, прогретое до 160 - 180 градусов. Открывается вентильная задвижка и данная смесь самотеком поступает в теплообменник бензина (Т.Б) .

При помощи насоса по трубопроводам обезбензиненное сырье подается в нагреватель углеводородов (Куб.ем.диз.)  и заполняется до верхней точки по мерному стеклу. С пульта управления включается в работу жидкостная горелка Г2 и сырье подогревается до необходимой температуры. Прогретые углеводороды  до 360 градусов проходят процесс ректификации при давлении 0.5 атмосфер в тарельчато колпачковой колонне( К.Р.диз.)  и ,пройдя шлемовую трубу  Ш 2 ,   опускаются    для    охлаждения    в водяной охладитель дизеля (Охл.диз.). Конденсируясь  в  охладителе,  пары,  оседая,  поступают  в сборник-накопитель дизеля,  затем по мере заполнения насосом откачивается в основной резервуарный парк - ДИЗЕЛЬ.

Образующийся  в  процессе  перегонки  на  остатке  в  нагревательной емкости (Куб.ем.д.) мазут самотеком при температуре 360 градусов поступает в теплообменник дизеля (ТД).

При первоначальном прогреве обоих нагревателей  до заданных температур и начала работы обеих ректификационных колонн, при помощи вентильных задвижек регулируется поточная беспрерывная подача исходного сырья в Куб.ем. б., подача обезбензиненного сырья в Куб.ем.д., слив мазута в  Охл.д., последующая откачка насосами в основной   резервуарный парк - МАЗУТ.

Из бассейна подается по трубопроводам при помощи насосов   охлаждающая вода в Охл.д. и Охл.б., которая возвращается в этот же бассейн.   В контакт с нефтепродуктами вода не вступает и может использоваться для подогрева парка нефтепродуктов, бытовых помещений и т.

Весь процесс перегонки контролируется с места оператора, указатели температур и давления расположены с просматриваемой зоны. Установка снабжена аварийными датчиками, автоматическими самозащищенными горелками зарубежного производства. Установка данной конструкции выполнена так, чтобы оператор при минимальном опыте работы мог самостоятельно контролировать качество продукции в основном по мерному стеклу выходящих светлых фракций. При обнаружении потемнения готовой продукции в предварительном накопительном баке бензина или дизельного топлива, можно устранить выход некачественной продукции путем перекачки в первоначальное поступление, без риска попадания в парк готовых нефтепродуктов.

Получение качественного продукта бензина, дизельного топлива котельного топлива или мазута зависит от параметров исходного сырья.

4. Основная арматура, контрольно-измерительные приборы и приборы безопасности

№ п/п Наименование Кол-во (шт.) Давление, температура МПа,°С Мате­риал Место установки
1 Измеритель-регулятор ТРМ 202 1     Шкаф КИПиА
2 Манометр электроконтактный ДМ-2010 СгУ2 1 2,5 металл/ стекло трубопровод входа сырья
3 Манометр электроконтактный ДМ-2005 СгУЗ 1 1,0 металл/ стекло трубопровод выхода сырья
4 Термоэлектрический преобразователь ТС 045-1 ООП. 2 -50...+500 металл/ полим. трубопроводы сырья

Арматура  до насосной станции, приборы и шкафы КИПиА  входят в стоимость.

Обкладка  огнеупорным  кирпичом,  теплоизоляция  производится  на  месте монтажа.

5. Ресурсоэнергообеспечение 

Снабжение сырьем

При размещении установки на нефтяном или газовом промысле поступление сырья может быть организовано из емкостей промысла после первичной подготовки сырья к переработке. Если поступающее сырье не требует предварительной подготовки, его забор может осуществляться прямо из скважины.

Электроснабжение

Для снабжения установки электроэнергией от внешнего (Вашего) источника прокладывается электрические кабели до распределительного щита или трансформаторной подстанции. Напряжение для силовых электроприемников -380 В., для освещения - 220В. Потребляемая мощность зависит от мощности установки.

Категория электроснабжения по ПУЭ - П.

Основными потребителями электроэнергии являются электродвигатели технологических насосов, вентиляторов и осветительные приборы.

Для электроснабжения потребителей предусматривается силовой распределительный пункт шкафного исполнения с автоматическими выключателями.

6. Охрана окружающей среды 

Процесс переработки углеводородного сырья на установке является малоотходным, поэтому стоки ливневых вод учитываются в общей схеме канализации комплекса.

Для предотвращения залповых выбросов нефтепродуктов в результате аварии предусматриваются аварийные емкости.

Охрана атмосферного воздуха от загрязнения

Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу:

Технологический процесс предусматривает производство автомобильных бензинов, дизельного и котельного топлива. Расчет годовых выбросов загрязняющих веществ в атмосферу выполняется для следующих видов нефтепродуктов (нефть, бензин, дизельное топливо и мазут).

Основными источниками выбросов веществ, вызывающих загрязнения окружающей среды являются:

  • -дымовые газы нагревателя установки;
  • -испарение нефтепродуктов при разливе, а также при зачистке резервуаров и оборудования.

Мероприятия по предотвращению и сокращению выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух:

Технологический процесс по переработке углеводородного сырья на установке является закрытым. Для исключения утечек нефтепродуктов предусматривается:

  • -соединение трубопроводов на сварке, фланцевые соединения предусмотрены только в местах установки оборудования;
  • -опорожнение трубопроводов для производства их ремонтов, посредством создания уклонов трубопроводов к местам опорожнения и установкой зачистных, воздухо-впускных патрубков с запорной арматурой.

Для исключения выбросов нефтепродуктов при авариях предусматривается:

  • -надземная прокладка трубопроводов, позволяющая производить визуальный осмотр трубопроводов;
  • -компенсация температурных деформаций надземных трубопроводов.

Потери нефтепродуктов от утечек, разлива, смешения и аварий могут быть полностью ликвидированы при соблюдении правил эксплуатации и при систематическом контроле за техническим состоянием технологического оборудования и трубопроводов.

Охрана поверхностных и подземных вод 

Возможными источниками загрязнения водных ресурсов на объекте являются:

  • - технологические насосы;
  • - технологические трубопроводы;
  • - аппараты, входящие в состав установки.

Мероприятия по предотвращению и сокращению загрязнения поверхностных и подземных вод на площадке:

  • - строительство сети хоз-фекальной канализации;
  • - строительство сетей и очистных сооружений для нефтесодержащих производственно-ливневых сточных вод;
  • - раздельный прием стоков производственно-ливневой и хоз-фекальной канализации.

Охрана почв

Под технологическими сооружениями предусмотрено устройство поддонов для предотвращения проникновения в грунт аварийно разлившихся нефтепродуктов и загрязненных атмосферных стоков, высота которых рассчитана на удержание аварийно разлившейся жидкости в объеме одного резервуара. Места расположения узлов задвижек технологических трубопроводов располагаются в пределах поддонов - для предохранения от растекания жидких углеводородов на незащищенную окружающую территорию.

Сбор поверхностных стоков с территории возможного их загрязнения нефтепродуктами (технологические площадки, резервуарный парк) предусматривается через трап-колодцы канализации, с последующим отводом на очистные сооружения предприятия.

Санитарно-защитная зона

Всоответствии с требованиями п.2.2.5. СанПиН 4946-89 «Санитарные правила по охране атмосферного воздуха населенных мест» санитарно-защитная зона (СЗЗ) предприятия принята 1000 м на основании СанПиН 2.2.1/2.1.1.984-00.

Основные технические данные установки : 

Наименование  
Объем переработки сырья в сутки 100м3
Ширина

4 м

10 м

8 м

Длина
Высота
Потребляемая электрическая мощность 30 кВт/ч
Потребление топлива на горелки (Дизельное топливо) 15 л/час
Оборот воды 20м3/час

Примечание: Допускается замена типов арматуры, насосов и приборов, соответствующих требуемым техническим параметрам.

Гарантийные обязательства:

Изготовитель гарантирует соответствие фракционирующей установки требованиям технической документации при соблюдении потребителем условий эксплуатации.

Гарантийный срок эксплуатации - 12 месяцев со дня ввода в эксплуатацию, но не более 24 месяцев со дня изготовления.

 

Скачать документ в doc файле