Московский нефтеперерабатывающий завод

Московский нефтеперерабатывающий завод в Капотне был запущен 4 апреля в 1938 году. За 69 лет постоянных реконструкций, модернизации оборудования и внедрения передовых технологий, часто не имеющих аналогов в мировой практике, благодаря высочайшему научно-производственному потенциалу, он прошел путь от выпуска низкооктанового бензина, соляра и битума к широкой номенклатуре продукции высокого качества.

Завод прошел нелегкий путь акционирования и приватизации, перевода хозяйственного механизма на рыночные рельсы.

Сейчас МНПЗ является одни из крупнейших предприятий топливно-химического профиля в Российской Федерации.

Мощность по переработке нефти 12 150 тыс. тонн в год. Доля Московского НПЗ в общем объеме переработки нефти составляет 5,2−5,5%. По объему переработки Московский НПЗ входит в десятку российских заводов с самыми большими объемами переработки нефти — седьмое место.

Производственный потенциал завода поддерживают 48 технологических установок, спроектированных с учетом всех современных экологических норм.

Ассортимент выпускаемой продукции насчитывает более 190 наименований, в том числе: неэтилированные автомобильные бензины с улучшенными экологическими характеристиками, реактивное топливо, летние и зимние дизельные топлива с улучшенными экологическими характеристиками, котельное топливо, дорожные и строительные битумы, сжиженные газы, экологически чистый полипропилен и изделия из полипропилена и полиэтилена — 150 наименований и многое другое.

Контроль качества осуществляется лабораториями Испытательного центра завода, аккредитованного Госстандартом России в области испытаний продукции, атмосферного воздуха и сточных вод.

Завод имеет лицензии Госгортехнадзора России на 5 видов деятельности повышенной опасности, связанных с его функционированием. В том числе проектирование, монтаж оборудования, подготовка кадров, эксплуатация различных производств, ремонт и изготовление оборудования.

Структура МНПЗ

В настоящее время на МНПЗ имеется 8 основных и 9 вспомогательных цехов, в состав которых входит 48 технологических установок.

Цех первичной переработки нефти:

* комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ-6 (6 млн. тонн в год);

* установка АВТ-3 (3 млн. тонн в год);

* установка АТ-Висбрекинг (1,5 млн. тонн в год);

* установка производства нефтебитума (0,75 млн. тонн в год) с блоком по производству композитных материалов.

Цех вторичной переработки:

* установки каталитического риформинга Л-35−11/300М (0,3 млн. тонн в год) и ЛЧ-35−11/1000 (1 млн. тонн в год);

* установки гидроочистки дизельного топлива и керосина Л-24−5 (1,2 млн. тонн в год) и ЛЧ-24−2000 (2 млн. тонн в год);

* установка вторичной перегонки бензина Л-22−4 (1,25 млн. тонн в год);

* установка «Сухой лед»;

* установка «Инертный газ».

Цех газопереработки и нефтехимии:

* установка по производству битума (100 тыс. тонн в год);

* установка газофракционирования ГФУ-2 (96 тыс. тонн в год);

* установка очистки рефлюкса (130 тыс. тонн в год).

Цех каталитического крекинга:

* комбинированная установка каталитического крекинга Г-43−107;

* установка производства водорода конверсией метана (15 тыс. тонн в год);

* установка получения серы (33,9 тыс. тонн в год).

Цех производства полипропилена:

* установка подготовки сырья и концентрирования пропилена;

* установка полимеризации;

* установка гомогенизации и грануляции полипропилена;

* установка грануляции полипропилена (экструзия);

* установка подготовки реагентов и утилизации отходов;

* установка по производству и маркировке упаковочных пленок и расфасовке полипропилена;

* установка получения водорода;

* установка получения азота.

Цех переработки полипропилена:

* установка производства синтетического волокна;

* установка экструзионно-пленочных изделий;

* установка по производству полипропиленовой ткани и мешков.

Товарно-сырьевой цех:

* резервуарный парк сырой нефти и готовой продукции;

* резервуарный парк по внутризаводским перекачкам и автоматизированному смешению бензинов и котельных топлив;

* установка ЭЛОУ-1,2 и участок реагентного хозяйства (1108 тыс. тонн в год).

* наливная станция.

Цех контрольно-измерительных приборов и автоматики.

Ремонтно-механический цех.

Испытательный центр:

* лаборатория по испытаниям товарных нефтепродуктов;

* лаборатория по испытаниям топлив и битума;

* лаборатория по испытанию газов и серы;

* лаборатория по испытанию и исследованию нефти;

* лаборатория по исследованию загрязнения атмосферного воздуха и сточных вод;

* лаборатория по испытанию полиолефинов;

* лаборатория по испытанию изделий из полиолефинов;

* лаборатория сырья цеха № 5;

* лаборатория мониторинга процессов и улучшения качества продукции;

* исследовательская группа тяжелых нефтепродуктов;

* исследовательская группа газокаталитических процессов;

* исследовательская группа полимеризации;

* исследовательская группа опытных производств.

Цех электроснабжения.

Цех пароснабжения, химическая водоочистка, котельные.

Цех водоснабжения и канализации, очистные сооружения:

* участок оборотного водоснабжения;

* участок очистных сооружений;

* блок основного нефтеулавливания;

* блок очистки стоков ЭЛОУ;

* блок доочистки сточных вод;

* участок сетей и насосных станций свежего вдоснабжения.

Транспортный цех.

Цех связи.

Цех хозяйственно-бытового назначения.

Дочернее предприятие ОАО «Коримос»:

* установка изомеризации ЛИ-150 В по производству МТБЭ;

* установка олигомеризации;

* установка этерификации легкого крекинг-бензина метанолом.

Заводоуправление:

* производственный отдел;

* отдел главного технолога;

* бюджетный отдел;

* отдел капитального строительства;

* отдел главного энергетика;

* отдел главного метролога;

* отдел промышленной безопасности и охраны труда.

Пожарная часть.

Столовая.

Технологическая (поточная) схема МНПЗ

Данные об установке ЭЛОУ-АВТ-6

29 декабря 1976 г.

Принята в эксплуатацию одна из самых значимых установок первичной переработки сырой нефти ЭЛОУ-АВТ-6.

1976;1980 гг.

Введена автоматизированная система управления установкой ЭЛОУ-АВТ-6.

1999;2001 гг.

Выполнена модернизация оборудования на установке ЭЛОУ-АВТ-6 с заменой вакуумсоздающей системы, заменой насосов, электродвигателей, трансформаторов, заменой горелок печей и внутренних устройств колонны, монтажом распределительной системы управления технологическим процессом (РСУТП).

2002 г.

Продолжение модернизации оборудования ЭЛОУ-АВТ-6.

2004 г.

Замена насосного оборудования на установках АВТ-6 (замена 3-х насосов с монтажом системы ПАЗ), внедрение распределенной системы управления установки АВТ-6.

2005 г.

На установке первичной перегонки нефти ЭЛОУ-АВТ-6 во время капитального ремонта в июне 2005 года завершена программа по замене насосного оборудования. Замена морально устаревшего, изношенного и отработавшего назначенный ресурс насосного оборудования проводилась в пять этапов, начиная с 2001 года. В общей сложности было демонтировано и установлено 68 единиц насосного оборудования импортного и отечественного производства.

Проектная мощность комбинированной установки трехкратного испарения нефти ЭЛОУ-АВТ-6 — 6 млн. тонн в год, на сегодняшний день установка перерабатывает 1050 м³ нефти в час, т. е. порядка 7 млн. тонн в год.

Генеральный проектировщик установки ОАО «ВНИПИНефть».

Установка предназначена для обезвоживания и обессоливания сырой нефти и переработки обезвоженной и обессоленной нефти с целью получения продуктов первичной перегонки и полуфабрикатов — сырья установок каталитического риформинга, гидроочистки, газофракционирования, битумной, висбрекинга и каталитического крекинга.

Из сырой нефти, поступающей на установку по трубопроводу из товарно-сырьевого цеха, на блоке ЭЛОУ удаляются хлористые соли, вода и механические примеси.

Обессоленная и обезвоженная нефть по схеме прямого питания поступает на атмосферную часть установки, где отбираются светлые фракции НК-350°C, а мазут подается на вакуумный блок для получения фракций 350−420°C, 420−500°C и гудрона.

Отбираемая на АТ фракция НК-120°C направляется на блок стабилизации и вторичной перегонки с целью получения фракций НК-62°C, 62−85°C и 85−120°C, а также головной фракции и сухого газа.

В состав установки входят семь основных блоков:

* блок электрообессоливания;

* блок атмосферной перегонки;

* блок стабилизации (дебутанизации) и вторичной перегонки бензина;

* блок вакуумной перегонки;

* печной блок;

* блок утилизации;

* блок реагентного хозяйства.

Блок электрообессоливания Блок электрообессоливания (ЭЛОУ) предназначен для подготовки нефти к переработке на атмосферно-вакуумном блоке (АВТ). Подготовка нефти заключается в удалении воды, хлористых солей Ca и Mg растворенных в воде и механических примесей из поступающей на завод нефти в виде эмульсий типа «вода-нефть» и «нефть-вода».

Блок атмосферной перегонки Атмосферный блок предназначен для разделения обессоленной и обезвоженной нефти путем нагрева и последующей конденсации паров на составляющие нефть фракции, различающиеся между собой температурами кипения (сухой газ, головную фракцию и фракции: НК-120°C, 120−180°C, 150−250°C, 240−290°C, 290−350°C, мазут (остаток атмосферной перегонки) — фракция выше 350°C).

Для более четкого разделения компонентов используется процесс ректификации — перегонка с противоточным взаимодействием восходящего потока (паровой фазы) и низходящего (жидкой фазы). Контактирование паров и жидкости происходит в ректификационных колоннах на специальных устройствах — тарелках при избыточном (выше атмосферного) давлении.

Блок стабилизации (дебутанизации) и вторичной перегонки бензина Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина предназначен для стабилизации (дебутанизации) фракции НК-120°C с получением жидкой газовой головки (С2-С4) и углеводородного газа и последующего разделения стабильной фракции НК-120°C на составляющие фракции: НК-62°C, 62−85°C, 85−120°C. Вторичная перегонка ведется по двухколонной системе.

Блок вакуумной перегонки Вакуумный блок предназначен для перегонки мазута (остаточного продукта атмосферного блока) с целью максимального отбора фракций 350−420°C, 420−500°C и гудрона. Процесс разделения на вакуумной блоке также основан на ректификации, но проводимой при остаточном (ниже атмосферного) давлении для снижения температуры кипения высококипящих компонентов мазута.

Печной блок Блок печей предназначен для обеспечения необходимого теплового режима колонн и блоков: атмосферного, вакуумного и вторичной перегонки.

Блок утилизации Блок утилизации предназначен для получения перегретого водяного пара за счет утилизации тепла дымовых и газовых печей.

Блок реагентного хозяйства На блоке реагентного хозяйства осуществляется приготовление рабочих растворов щелочи, ингибиторов и нейтрализаторов.

Схема включения установки в заводскую сеть Сырьем установки ЭЛОУ-АВТ-6 является сырая нефть, которая поступает на завод по трубопроводу в товарно-сырьевой цех. После переработки нефти на установке получаются следующие продукты:

* сухой газ поступает в топливную сеть завода;

* фракция 120−180°C с блока атмосферной перегонки и фракция 85−120°C с блока стабилизации и вторичной перегонки бензина идет на установки каталитическеского риформинга Л-35−11/300М и ЛЧ-35−11/1000 (повышение качества и эксплуатационных показателей продуктов);

* компонент дизельного топлива (фракции 290−350°C) с блока атмосферной перегонки поступают на установку гидроочистки Л-24−2000 (удаление серы);

* гудрон (фракция >500°C) с блока вакуумной перегонки направляется на производство нефтебитума, а также на установку висбрекинга АТ-Висбрекинг для снижения вязкости гудрона (особенно в зимний период) с целью производства котельного топлива;

* часть фракции НК-120°C с блока атмосферной перегонки поступает на установку вторичной перегонки бензина Л-22−4;

* вакуумный дистиллят (фракции 350−420°C, 420−500°C)с блока вакуумной перегонки — на установку каталитического крекинга Г-43−107;

* смесь газовых компонентов стабилизации прямогонных бензинов (рефлюкс стабилизации) с блока стабилизации и вторичной перегонки бензина — на установку газофракционирования ГФУ-2;

* авиационный керосин (фракция 150−250°C) с блока атмосферной перегонки направляется в парк готовой продукции;

* компоненты товарного автомобильного бензина (фракции НК-62°C и 62−85°C) с блока стабилизации и вторичной перегонки бензина — в парк готовой продукции.

* компонент дизельного топлива (фракция 240−290°C) с блока атмосферной перегонки поступает в парк готовой продукции.

План расположения аппаратов и оборудования на установке.

* на эскизе присутствуют не все позиции.

Технологическая схема установки трехкратного испарения нефти ЭЛОУ-АВТ *

Аппараты и оборудование:

1 — теплообменник; 2 — электродегпдратор; 3 — колонна частичного отбензинпвания нефти; 4 — конденсатор, холодильник; 5 — емкость; 6, 9, 15 — трубчатые печи; 7 — атмосферная колонна; 8 — отпарная колонна; 10 — вакуумная колонна; 11 — трехступенчатый пароэжекторный вакуумный насос; 12 — газосепаратор; 13 — отстойник; 14 — дибутанизатор бензина; 16, 17, 18, 19 — колонны вторичной перегонки бензина; 20 — кипятильник.

Потоки:

I — нефть; II — деэмульгатор; III — содо-щелочной раствор; IV — оборотная вода; V — соленая вода; VI — легкий бензин и газ; VII — отбеизиненная нефть; VIII — тяжелый бензин; IX — фракция 180−220°С; X — фракция 220−280°С; XI — фракция 280−350°С; XII — водяной пар; XIII — мазут; XIV — газы разложения; XV — нефтепродукт; XVI — водный конденсат; XVII — легкий вакуумный газойль; XVIII — широкая масляная фракция; XIX — затемненная фракция; XX — гудрон; XXI — нестабильный бензин; XXII — сжиженная фракция С2-С4; XXIII — углеводородный газ; XXIV — фракция С5−62°С; XXV — фракция 62−105°С; XXVI — фракция 62−85°С; XXVII — фракция 85−105°С; XXVIII-фракция 105−140°С; XXIX — фракция 140−180 °С.

* схема не является точной для установки ЭЛОУ-АВТ-6 на Московском ПНЗ, существуют конструктивные и технологические отличия.

Подготовка нефти для первичной перегонки

Блок электрообезвоживания и электрообессоливания нефти (ЭЛОУ) В процессе электрообессоливания из нефти совместно с солями выделяются механические примеси и металлоорганические соединения никеля, ванадия и других металлов. Вместе с ними выделяются также соединения мышьяка, отравляющего платиновый катализатор риформинга. Последний процесс особенно эффективен при глубоком обессоливании нефти (до 5 мг/л хлористых солей и менее).

В процессе обессоливания также должны быть выделены хлористые соли, находящиеся в нефти в кристаллическом состоянии.

Выделение воды, содержащей хлористые кристаллические соли, из нефти проводится с целью защиты оборудования от воздействия комбинированной коррозии, отложения в змеевиках печей и теплообменниках механических примесей и солей.

Сырье блока ЭЛОУ: нефть сырая, концентрация хлористых солей не более 900 мг/дм3; массовая доля воды не более 1%; массовая доля механических примесей не более 0,05%; давление насыщенных паров не более 66,7 кПа (ГОСТ 9965−76).

Продукт блока ЭЛОУ: нефть обессоленная и обезвоженная, концентрация хлористых солей не более 5мг/дм3; массовая доля воды не более 0,1%; массовая доля воды после подачи щелочного раствора (защелачивания) не более 0,3% (СТП 19 906−401 101−87).

Подготовка нефти перед блоком ЭЛОУ Большая часть нефти поступающей на НПЗ представляет собой водную эмульсию типа «вода-нефть» в которой вода находится в виде капелек с преобладающими диаметрами 2−5 мкм. На поверхности капелек из нефтяной среды адсорбируются смолистые вещества, асфальтены, органические кислоты и их соли, растворимые в нефти, а также высокодисперсные частицы тугоплавких парафинов, ила и глины, хорошо смачиваемых нефтью. С течением времени толщина адсорбционной пленки увеличивается, возрастает ее механическая прочность, происходит старение эмульсии. Для предотвращения этого явления в нефть вводят поверхностно-активные вещества — деэмульгаторы. Деэмульгаторы используют и при термохимическом, и при электрохимическом обезвоживании нефтей. Расход деэмульгаторов для каждой нефти определяется экспериментально — колеблется от 0,002 до 0,005% (масс.) на 1 тонну нефти.

Разрушая поверхностную адсорбционную пленку, деэмульгаторы способствуют слиянию (коалесценции) капелек воды в более крупные капли, которые при отстое эмульсии оседают быстрее. Этот процесс ускоряется при повышенных температурах (обычно 80−160°C), так как при этом размягчается адсорбционная пленка и повышается ее растворимость в нефти, увеличивается скорость движения капелек и снижается вязкость нефти, т. е. улучшаются условия для слияния и оседания капель. Следует отметить, что при температурах более 160 °C вязкость нефти меняется мало, поэтому эффект действия деэмульгаторов увеличивается незначительно.

На МНПЗ применятся неионогенный деэмульгатор «Диссольван», подающийся одним потоком по трубопроводу, который врезан в приемную линию нефти непосредственно после основной задвижки на выходной эстакаде.

Так же, на прием сырьевых насосов в нефть вводят содо-щелочной раствор, нейтрализующий органические кислоты, увеличивающий электропроводность воды для улучшения процесса коалесценции и предотвращающий сероводородную коррозию аппаратов. Помимо содо-щелочного раствора в поток нефти добавляют речную воду для увеличения эффективности вымывания кристаллов солей.

Физика процесса Нефть из теплообменников при температуре 80−160°C подается в электродегидраторы через распределители, создающие равномерный поток нефти в электрическом поле снизу вверх. При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле высокого напряжения (до 35 кВ) частицы воды, заряженные отрицательно, передвигаются внутри элементарной капли, придавая ей грушевидную форму, острый конец которой обращен к положительно заряженному электроду. При перемене полярности электродов, капля вытягивается острым концом в противоположную сторону. Подобные изменения происходят с частотой, равной частоте промышленного тока 50 Гц. При этом отдельные капли, стремясь передвигаться по направлению к положительному электроду, сталкиваются друг с другом, в результате чего они укрупняются и под действием сил тяжести, превышающих силы электрического притяжения, оседают в электродегидраторе вместе с растворенными в них солями.

Процесс ведется и под давлением 0,3−1,7 МПа, исключающим возможность испарения воды и кипения нефти.

Оборудование Процесс обессоливания и обезвоживания нефти на блоке ЭЛОУ производится в аппаратах, называемых электродегидраторами. Электродегидраторы представляют собой емкости, работающие при температуре 80−160°C и давлении 0,3−1,8 МПа.

На НПЗ эксплуатируются электродегидраторы трех типов:

* цилиндрические вертикальные с круглыми горизонтальными электродами и подачей нефти в межэлектродное пространство;

* шаровые с кольцевыми электродами и подачей нефти в межэлектродное пространство;

* цилиндрические горизонтальные с прямоугольными электродами и подачей нефти в низ аппарата под слой отстоявшейся воды.

Блоки ЭЛОУ проектируют двухступенчатыми: в электродегидраторах I-ой ступени удаляется 75−80% (масс.) соленой воды и 95−98% (масс.) солей, а в электродегидраторах II-ой ступени — 60−65%(масс.) эмульсионной воды и примерно 92% (масс.) солей.

Повышение напряжения между электродами сверх допустимого нежелательно, так как это вызывает обратный эффект — диспергирование капелек воды и увеличение стойкости эмульсии.

Число устанавливаемых электродегидраторов при двухступенчатом обессоливании зависит от объема и качества (т.е. содержания воды, солей и стойкости эмульсии) обрабатываемой нефти, от типа и производительности аппарата.

Для современных электрообессоливающих установок проектируют только горизонтальные электродегидраторы, которые входят в состав комбинированных установок ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ. Преимуществами горизонтальных аппаратов являются: большая площадь электродов, следовательно, и большая удельная производительность (объем нефти на единицу сечения аппарата); меньшая вертикальная скорость движения нефти, а значит и лучший отстой воды; возможность проведения процесса при более высоких температурах и давлениях. Подача сырой нефти в низ аппарата под слой воды обеспечивает ее дополнительную промывку и прохождение через несколько электрических полей: слабое — между зеркалом воды и нижним электродом и сильное — между электродами.

Блок ЭЛОУ установки ЭЛОУ-АВТ-6 на МНПЗ состоит из двух ступеней, каждая из которых имеет 4 горизонтальных электродегидратора 2ЭГ160−2М.

Технологическая схема блока ЭЛОУ Сырая нефть насосом прокачивается через теплообменники 1, паровые подогреватели и с температурой 80−160°C поступает в электродегидратор I-ой ступени 2. Перед насосом в нефть вводится деэмульгатор, а после подогревателей раствор щелочи. Кроме того, в нефть добавляется отстоявшаяся вода, которая отводится из электродегидратора II-ой ступени и закачивается в инжекторный смеситель. Предусмотрена также подача свежей воды. В инжекторном смесителе нефть равномерно перемешивается со щелочью и водой.

Из электродегидратора I-ой ступени сверху не полностью обезвоженная нефть поступает под давлением в электродегидратор II-ой ступени. Нефть подается в низ электродегидратора 3 через трубчатый распределитель с перфорированными горизонтальными отводами. Обессоленная нефть выводится из электродегидратора сверху через коллектор, конструкция которого аналогична конструкции распределителя.

Обессоленная и обезвоженная нефть с верха электродегидратора II-ой ступени подогревается и отводится в ректификационную колонну атмосферной установки.

Отстоявшаяся вода отводится через дренажные коллекторы в канализацию или в дополнительный отстойник (в случае нарушения процесса отстоя). Из отстойника вода возвращается в процесс.

* схема не является точной для блока ЭЛОУ установки ЭЛОУ-АВТ-6 на Московском ПНЗ, существуют конструктивные и технологические отличия.

Описание технологического процесса на блоке ЭЛОУ МНПЗ Нефть поступает из товарно-сырьевого цеха на прием сырьевых насосов Н-1/1, 2, 3. В случае переработки газового конденсата его качают из цеха № 8 по отдельному трубопроводу на прием сырьевых насосов Н-1/1, 2, 3.

В приемную линию насосов Н-1/1, 2, 3 подается деэмульгатор.

Нефть насосами Н-1/1, 2, 3 двумя потоками прокачивается через трубное пространство сырьевых теплообменников.

Первый поток: Н-1/1, 2, 3 Т-1/1 Т-3 Т-2 блок ЭЛОУ.

Нагрев нефти до требуемой температуры происходит за счет тепла среднего циркуляционного орошения колонны К-10 в Т-1/1, фракции 350−420°C из К-11 в Т-3 и первого циркуляционного орошения К-2 (с 15_ой тарелки) в Т-2.

Второй поток: Н-1/1, 2, 3 Т-7/1 Т-4/1 блок ЭЛОУ.

Нагрев нефти до требуемой температуры происходит за счет тепла гудрона с низа колонны К-10 в Т-7/1 и второго циркуляционного орошения колонны К-2 (с 25-ой тарелки) в Т-4/1. При работе установки без вакуумного блока нагрев нефти в теплообменниках Т-1/1 и Т-7/1 происходит за счет регенерации тепла мазута с низа колонны К-2, а теплообменник Т-3 выключается из схемы.

Для усреднения температуры нефти эти потоки объединяются, а затем 4-мя параллельными потоками нефть поступает в электродегидраторы I-ой ступени Э-1/1, Э-2/1, Э-3/1, Э-4/1.

Солесодержащая вода из электродегидраторов I-ой и II-ой ступеней сбрасывается через клапаны в отстойник Е-18.

Увлеченная из электродегидраторов солесодержащей водой нефть отстаивается и собирается в отстойнике Е-18, с верхней части которого через воздушный холодильник Т-45 поступает на прием сырьевых насосов Н-1/1, 2, 3.

Снизу емкости Е-18 солесодержащая вода проходит через теплообменник Т-44а, где отдает тепло промывной воде от Н-31/1, 2, а затем, охлаждаясь в 2-х секциях Т-44 аппарата воздушного охлаждения (АВО), выводится с установки на очистные сооружения в цех № 16.

Частично обессоленная и обезвоженная нефть из верхней части электродегидраторов Э-1/1, Э-2/1, Э-3/1, Э-4/1 направляется в электродегидраторы II-ой ступени Э₁/2, Э-2/2, Э-3/2, Э-4/2.

В электродегидраторы I-ой и II-ой ступеней в линию нефти насосом Н-31/1, 2 подается речная вода в смеси с технологической водой барометрического ящика из емкости Е-20.

Подготовленная для переработки нефть выводится двумя параллельными потоками из Э-½, Э-2/2 — I-й поток, из Э-3/2, Э-4/2 — II-ой поток.

Защелачивание нефти Обессоленная и обезвоженная нефть после блока ЭЛОУ содержит коррозионно-агрессивные компоненты: серу, хлор и азотсодержащие соединения, сероводород, хлористый водород, воду, которые в условиях переработки нефти вызывают электрохимическую коррозию колонн, конденсационно-холодильного и емкостного оборудования, трубопроводов.

В условиях первичной переработки нефти при температуре выше 200 °C протекает гидролиз хлористых солей с образованием хлористого водорода: MeCl2 + 2H20 Me (OH)2 + 2HCl, где Me Ca, Mg.

Сероводород образуется вследствие термического распада серосодержащих соединений при температуре выше 260 °C.

Для увеличения срока службы оборудования и трубопроводов на установках первичной перегонки нефти применяется защелачивание нефти, использование ингибиторов коррозии или ингибиторной композиции фирмы «Hoechst»: ингибитор «Додиген-481» и нейтрализатор «Додикор-1830».

Композиция: ингибитор «Додиген-481» и нейтрализатор «Додикор-1830» нейтрализует среду при кислых значениях pH и защищает металл, создавая на его поверхности защитную пленку, экранирующую металл от воздействия коррозионно-агрессивных компонентов.

Суть защелачивания заключается в превращении не выведенных на блоке ЭЛОУ хлоридов кальция и магния в не коррозионный хлорид натрия, а также в уменьшении кислотности нефти:

CaCl2 + 2NaOH Ca (OH)2 + 2NaCl;

MgCl2 + 2NaOH Mg (OH)2 + 2NaCl;

HCl + NaOH NaCl +H2O для предотвращения образования HCl.

Для защелачивания нефти используется 1,5−2,0% щелочной раствор.

Приготовление рабочих растворов щелочи, ингибитора и нейтрализатора осуществляется в емкостях реагентного хозяйства установки.

Рабочий раствор щелочи подается от Н-38/1, 2 в линии обессоленной нефти до теплообменников Т-8 и Т-6/1.

После обессоливания и защелачивания нефть двумя потоками проходит теплообменники: Т-8, Т-7/2, Т-½, Т-7/3, Т-6/2, Т-7/4 и Т-6/1, Т-5/1, Т-10/1, Т-4/2, Т₅/2, Т-10/2, где нагревается и направляется в колонну предварительного испарения (отбензинивания) К-1.

Электродегидратор 2ЭГ160−2М Аппарат работает по следующей схеме. Нефтяная эмульсия обрабатывается неионогенным деэмульгатором и вводится в распределитель разделяясь на два неравных потока. Около 70% нефти поступает в горизонтальные нижние отводы и распределяется по всему сечению аппарата. После промывки в слое воды нефтяная эмульсия движется восходящим потоком вверх, постоянно коалесцируя с крупными частицами диспергированной воды, снижая скорость. Промытая в слое дренажной воды эмульсия проходит уровень раздела фаз, освобождаясь от макрочастичек воды, замедляя свое движение. Далее нефть поступает в зону высокой напряженности переменного тока. Другая часть (около 30%) поступает по вертикальным стоякам непосредственно в зону электрического поля между нижним и средним электродами (высокой напряженности), откуда укрупнившиеся частицы воды осаждаются в подэлектродную зону. Благодаря наличию в этой зоне двух встречных потоков нефти, содержащей микрокапли воды, и снижению вертикальной скорости нижнего потока за счет подачи части нефти в межэлектродную зону, процесс слияния и осаждения водяных капель в подэлектродной зоне протекает намного эффективнее, чем в электродегидраторах с одной (полной) подачей.

Технические характеристики аппарата:

* длина — 18 650 мм;

* внутренний диаметр — 3400 мм;

* толщина стенки — 25 мм;

* высота — 5700 мм;

* номинальный объем — 160 м³;

* производительность — <450 м3/ч (<360 т/ч);

* расчетная температура — <160°С;

* расчетное давление — <1,8 МПа;

* первичное напряжение трансформатора — 380 В;

* вторичное напряжение т-ра (между электродами) — 22, 33, 44 кВ;

* масса аппарата — 60 т.

Список использованной литературы:

московский нефтеперерабатывающий завод

1. Технологический регламент установки ЭЛОУ-АВТ-6 (ТР-5 766 623−4-2004);

2. И. А. Скобло, Ю. К. Молоканов, А. И. Владимиров, В. А. Щелкунов, «Процессы и аппараты нефгегазопереработки и нефтехимии», Москва, НЕДРА, 2000 г.;

3. Под ред. Г. А. Ластовкина, Е. Д. Радченко, М. Г. Рудина, «Справочник нефтепереработчика», Ленинград, ХИМИЯ, 1986 г.;

4. К. А. Чефранов, «Электрообезвоживание и электрообессоливание нефтей», Ленинград, ГОСТОПТЕХИЗДАТ, 1948 г.