ООО «РМК» выполняет комплекс работ по мини НПЗ, а именно: проектирование мини НПЗ в целом, так и отдельных вспомогательных объектов завода (резервуарный парк, насосная, операторская, сливо-наливная эстакада и т.д.), изготовление установок первичной переработки нефти, газового кондесата и другого нефтяного сырья, строительство и монтаж мини НПЗ по переработки нефти «под ключ», автоматизая нефтеперерабатывающих установок, пуско-наладочные работы.
Номенклатура нефтеперерабатывающих установок, по производительности (тыс. тонн / в год):
Нефтеперерабатывающая установка УПН-15 (мини НПЗ производительностью 15 тыс. тонн / в год),
Нефтеперерабатывающая установка УПН-30 (мини НПЗ производительностью 30 тыс. тонн / в год),
Нефтеперерабатывающая установка УПН-50 (мини НПЗ производительностью 50 тыс. тонн / в год),
Нефтеперерабатывающая установка УПН-70 (мини НПЗ производительностью 70 тыс. тонн / в год),
Нефтеперерабатывающая установка УПН-100 (мини НПЗ производительностью 100 тыс. тонн / в год),
Нефтеперерабатывающая установка УПН-150 (мини НПЗ производительностью 150 тыс. тонн / в год),
Нефтеперерабатывающая установка УПН-250 (мини НПЗ производительностью 250 тыс. тонн / в год).
Нефтеперерабатывающая установка УПН-500 (мини НПЗ производительностью 500 тыс. тонн / в год).
Установка УПН (установка переработки нефти, мини НПЗ).
Сырая нефть со склада поступает на насос Н1. При проектном расходе сырой нефти в работе будет находиться один насос. Регулирование расхода сырой нефти осуществляется с помощью расходомера и частотного преобразователя насоса.
Проходя последовательно теплообменники в которых за счет тепла бензина, дизельного топлива и мазута сырая нефть подогревается с температуры 20 °С до 200°С и поступает на каскадные тарелки отпарной колонны К-1 где происходит выделение легкой фракции бензина. Для более четкого разделения фракции бензина и керосина с полуглухой тарелки К-1 керосин направляется в отпарную колонну К-1.1состоящую из секции с кольцами рашинга и испарителя в межтрубное пространство которого подается горячая струя отбензиненой нефти после нагревателя углеводородов печи АНУ.
Легкие пары бензина из отпарной секции керосина возвращаются в колонну К-1, а жидкая фракции с низа секции К-1.1 через задвижку поступает в трубопровод отбензиненой нефти на вход насоса Н-10. Отпарная колонна К-1 вертикальный цилиндр с внутренним диаметром 1200 мм, высотой 18 м. В верхней части колонны установлены 10 сетчатых тарелок, в нижней части колонны каскадные тарелки. Нефть после теплообменников поступает на каскадные тарелки с температурой 180-2000С.Для поддержания температуры в нижней части колонны К-1 туда подается горячая струя отбензиненой нефти после печи АНУ. Проливаясь по каскадным тарелкам при температуре 200 0С из нефти испаряются легкие фракции керосина и бензина, пары керосина конденсируются на полуглухой тарелке керосина колонны К-1 и с нее направляются в отпарную колонну К-1.1, а легкие пары бензина и воды, выходящие из колонны К-1 конденсируются и охлаждаются в воздушных охладителях ВО1-1…ВО1-3 и в теплообменниках ТО1..ТО3 до температуры 40°С (ТЕ7), и стекают в сепарирующую емкость ГВО (газоводоотделитель), где отделяется неконденсированный углеводородный газ (в случае, если он выделяется) и расслаивается вода от бензина. Граница раздела сред воды и бензина контролируется уровнемером, который управляет клапаном, сбрасывающим воду в канализационную линию. Часть бензина из ГВО забирается насосом Н2 и подается в виде флегмы на тарелку 1 колонны К-1, для регулирования температуры верха колонны. Расход части бензина на орошение верха колонны контролируется и регулируется в зависимости от температуры верха колонны, частотным преобразователям насоса. Остальная часть бензина в зависимости от показаний датчиков уровня откачивается насосом в товарно-сырьевой парк.
С нижней части колонны К-1, отбензиненая нефть поступает на вход насоса Н10, который подает ее в змеевик печи АНУ.
В печи АНУ за счет сжигания мазута, температура сырой нефти поднимается до 360°С. Температура нагрева сырой нефти в печи АНУ контролируется (ТЕ4) и регулируется мощностью горелки, горелочного устройства печи АНУ.
Печь АНУ защищена блокировками (с отключением печи) по следующим параметрам:
— Высокое давление мазута к рабочей горелке ;
— Высокая температура дымовых газов на выходе из печи (ТЕ3)
— Низкий расход сырой нефти – 15м3/ч (FT1);
— Высокое давление нефти на входе печи – 10 кг/см2 (РТ1);
— Низкое давление мазута
— Показание пламени –
Нагретый в печи АНУ поток сырой нефти поступает в ректификационную колонну К-2.
Ректификационная колонна К-2 предназначена для разгонки сырой отбензиненой нефти на фракции с получением дизельного топлива (220-360°С) и мазута (свыше 340°С).
Колонна К-2 – вертикальный цилиндрический сосуд с внутренним диаметром 1200мм, высотой 18000 мм. внутри колонны установлены пакетные трехслойные тарелки с сетчатой насадкой на которых противоточным контактом паров нефти и орошения происходит разделение углеводородных паров на требуемые фракции.
Нумерация тарелок с верху вниз, температура верха колонны 260-280°С , низа колонны – 350°С , давление верха 0,06 МПа.
Из испарительной части колонны пары углеводородов поднимаются вверх по тарелкам колонны, а тяжелые фракции накапливаются в кубовой части. Верхние пары дизтоплива, выходящие из колонны К-2, конденсируются и охлаждаются в в воздушных охладителях и в теплообменниках до температуры 40°С, и поступает в дизельную емкость резервуар.
С целью улучшения разделения фракций колонны К-2 предусмотрено промежуточное орошение дизтопливом из емкости под верхнюю тарелку.
Дизельное топливо накапливается в емкости, уровень которого контролируется уровнемером LE6. Расход дизтоплива на орошение контролируется и регулируется в зависимости от температуры на тарелки, частотным преобразователем насоса.
Остальная часть дизтоплива в зависимости от показаний датчиков уровня. Откачивается насосом в емкость промежуточного резервуарного парка.
Мазут из нижней части ректификационной колонны через теплообменники, воздушный охладитель поступает на вход насоса, откачивающего мазут в товарно-сырьевой парк. Уровень мазута в колонне К-2 контролируется уровнемером и регулируется производительностью насоса. До вывода установки УПН на нормальный технологический режим работы — бензин, дизтопливо и мазут отводятся ручными задвижками в линию некондиции в сырьевой парк.
Состав вспомогательных технологических сооружений мини НПЗ (установки переработки нефти):
На нефтеперерабатывающем заводе (мини-НПЗ) предусматриваются следующие вспомогательные сооружения:
1. Установка по перегонке нефти УПН:
— площадка насосов УПН;
— операторная и лаборатория мини НПЗ;
— дренажные емкости и резервуары v=10м3;
— котельная мини НПЗ;
Площадка технологических насосов завода предназначена для установки насосов:
— подачи нефти из сырьевых резервуаров на технологическую установку по перегонке нефти.
— перекачивания готовых нефтепродуктов с установки в промежуточный резервуарный парк.
Для подачи нефти на установку применяются два насоса, один рабочий насос, один резервный..
Для перекачивания бензина и подачи орошения бензином и дизтопливом в колонны К-1 и К-2 насосная оснащается шестью консольными, моноблочными насосами, по два на каждый продукт (один рабочий, один резервный) для бензина и дизельного топлива.
Для перекачивания дизтоплива с установки в нефтехранилище используются насосы производительностью 25м³/ч.
Для перекачивания мазута с установки в нефтехранилище используются насосы производительностью 18м³/ч.
В качестве горячего насоса для подачи отбензиненой нефти в печь АНУ используются насосы производительностью 25м³/ч.
Для насосов предусмотрены следующие блокировки: автоматическое отключение насосов при повышении (понижении) давления в напорной линии насосов, при достижении в резервуарах верхнего аварийного уровня.
Насосные агрегаты имеют местное и дистанционное управление, оборудуются запорными устройствами.
На линии нагнетания каждого насоса располагается обратный клапан для предотвращения обратного потока продуктов.
Полы насосной выполняются из негорючих, стойких к воздействию нефти материалов.
Насосная расположена в помещении размером 7х16м.
Дренажные емкости и резервуары.
Сбор дренажа ЛВЖ от насосов и трубопроводов технологической насосной установки производится в дренажные подземные емкости.
Емкости имеют объем 10 м3.
Емкости оснащены трубопроводами: опорожнения, зачистки, дыхательными и замера уровня топлива. На дыхательном трубопроводе предусматривается огневой предохранитель и дыхательный клапан. Откачка емкости производится передвижными средствами, по сигнализации уровня. Контроль загазованности производится переносными газоанализаторами.
Емкости относятся к взрывоопасным установкам класса В-1г, группа смеси IIА-ТЗ.
Вся арматура принята стальная, на давление Р=1,6Мпа, класс герметичности «А» по ГОСТ 9544-93.
Технологические трубопроводы.
Проектируемые трубопроводы, согласно ПБ 03-585-03, относятся к технологическим:
— нефти, бензина, дизтоплива – III категории, группе Б(б),
— мазутопроводы – IV категории, группе Б(в);
— трубопроводы паров — II категории, группе Б(а).
В связи с их высокой ответственностью по назначению, местоположению, экологической опасностью, к ним предъявлены требования, как к трубопроводам категории не ниже I.
Технологические трубопроводы расположены над землей на низких и высоких несгораемых опорах с уклоном в сторону технологических насосных. Для трубопроводов бензина, дизельного топлива – уклон 0,002, для газойля и мазута уклон — 0,004.
Предусматривается система самокомпенсации возможных перемещений трубопроводов. Принята естественная компенсация за счет использования поворотов трубопроводов «П», «Z» и «Г» — образной конфигурации, которая обеспечивает компенсацию перемещений трубопроводов. Мазутопроводы прокладываются с наружным обогревом в теплоизоляции из несгораемых материалов. В качестве теплоносителя используется пар.
Для выполнения продувки трубопроводов и оборудования предусматриваются стационарные трубопроводы пара с патрубками, запорной арматурой и глухим фланцем.
При переходе через дороги трубопроводы прокладываются в лотках или эстакадах. Для опорожнения трубопроводов в нижних точках выполнены дренажные устройства с запорной арматурой. Лотки после укладки труб, засыпаются песком.
За ограждением резервуарных парков располагаются узлы электроприводной запорной арматуры с ручным и дистанционным управлением.
На всасывающих и нагнетательных трубопроводах насосных предусматриваются отключающие задвижки. Для предупреждения и предотвращения аварий, устанавливается межблочная, отсекающая, арматура.
Толщина стенок трубопроводов принята согласно расчетам по РТМ 38.001-94.
В соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» ПБ 03-585-03 и, учитывая свойства нефти и нефтепродуктов, приняты трубы стальные, сварные, прямошовные из стали 20 по ГОСТ 10704-91, трубы стальные, горячедеформированные, бесшовные из стали 20 по ГОСТ 8732-78 и стальные холоднодеформированные, бесшовные из стали 20 по ГОСТ 8734-75.
Расчетный срок эксплуатации трубопроводов мини НПЗ — 20 лет. Детали трубопроводов принимаются в заводском исполнении. Монтаж, контроль качества сварных стыков трубопроводов УПН и гидравлическое испытание произвести в соответствии со СНиП 3.05.05-84, ПБ 03-585-03. Для всех трубопроводов нефтеперерабатывающего завода произвести визуальный и измерительный контроль сварных стыков. Контроль сварных стыков ультразвуковым методом произвести для трубопроводов:
— I категории в объеме 20%;
— Ш категории в объеме 2%;
от общего числа сваренных каждым сварщиком (но не менее одного).
До проведения испытаний произвести очистку внутренней полости труб от ржавчины, окалины. Трубопроводы испытываются гидравлически на прочность и плотность, в соответствии со СНиП 3.05.05-84. После испытания трубопроводы продуть сжатым воздухом. В соответствии с ПБ 03-585-03 все трубопроводы группы Б(б) подвергаются дополнительному пневматическому испытанию на герметичность с определением падения давления во время испытания. Дополнительное испытание на герметичность проводится после проведения испытаний на прочность и плотность, промывки и продувки.
При монтаже технологических мини НПЗ трубопроводов сварку замыкающего стыка производить при температуре не менее +5°С.
Опорожнение проектируемых технологических трубопроводов топлива во время ремонтных работ предусматривается в автоцистерны, через муфты быстроразъемные, расположенные в нижних точках трубопроводов.
На каждой установке переработки нефти предусмотрена установка стальных ручных клиновых задвижек на условное давление Ру 1,6МПа, с ответными фланцами и крепежом, с классом герметичности «А». Для обслуживания арматуры предусмотрены площадки с ограждением.
Вне площадки насосной мини НПЗ, на всасывающих и нагнетательных трубопроводах, устанавливаются аварийные задвижки на расстоянии не далее 15 м. и не ближе 3 м. от насосной.
На трубопроводах, подключаемых к нефтеперерабатывающей установке УПН предусматривается установка отключающей арматуры на расстоянии не ближе 3 м и не далее 50 м от границы установки.
Допустимые скорости движения жидкостей по трубопроводам приняты в соответствии с «Правилами защиты от статического электричества в производствах химической, нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности» и «Указаниями по технологическому проектированию защиты резервуаров от статического электричества У-ТХ-93», при этом учитывалось, что объемное электрическое сопротивление веществ (бензин, дизельное топливо), более 10е+09 Ом/м (РТМ6-28-007-78).