Сергей Пронин

Байпасирование промежуточных парков

Recommended Posts

Коллеги, нам в общем-то всем известна эта проблема, когда мы охлаждаем продукт до температуры, необходимой для закачки его в промежуточный парк, потратив деньги на работу АВО и оборотную воду, а потом снова его нагреваем, опять-таки затратив деньги на технологическое топливо - как результат находимся в глубоком 4-м квартиле по энергозатратам. Параллельно имеем увеличение потерь за счёт дыхания и дренирования тех резервуаров и дыру в учёте. В качестве подведения обоснования под такую схему приводится необходимость поддержания страхового запаса - если АВТ аварийно встанет, то что ж теперь всю цепочку останавливать? Тем не менее, у остальных же как-то получается, и как результат например температура входа сырья на ту же гидроочистку дизельки 90 градусов, а не 50, если установка по схеме прямого питания работает. Так что такой вот вопрос - насколько может быть целесообразным сооружение байпасных линий, которые позволят в условиях стабильного режима обходить промежуточные парки, а в случае каких-либо проблем на первичке, оперативно перебрать схему на питание с промежуточных емкостей, в которых будет создан тот страховой запас. Я понимаю, что тут есть весьма существенный риск сорвать режим, и примеры есть тому, т.е. в любом случае потребуется доработка регламентов, но по большому счёту игра стоит свеч - затраты тут не такие уж большие, не очень быстрая, но победа.

И чтобы два раза не вставать - сейчас много предложений по использованию в качестве жидкого технологического топлива не мазута (хотя по факту туда чего только не идёт), а водомазутной эмульсии - т.е. та уже обсуждавшаяся на данном форуме тема с кавитаторами, согласно декларациям это позволяет снизить как расход самого топлива, так и пара на его распыл, и вроде как эффективность подтверждена на ТЭЦ, производителями оборудования приводятся референции и т.д., почему не используем в таком случае?

Было бы интересно обсудить всё это.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Байпасирование промежуточных парков не примет ни один технолог, потому что это предусматривает очень точную организацию технологического процесса по всему предприятию. Буферные емкости уменьшают влияние изменений потоков на технологический процесс на следующей установке.

В данном случае лучше использовать рекуперацию тепла и утилизацию низконапорных газов (дыхание емкостей).

А водомазутная эмульсия - это интересный вариант. Его надо рассматривать. Просто сейчас тенденции перехода на газовое топливо, да и не хочется никому дополнительные капзатраты вваливать в такие системы. У нефтепереработки и нефтехимии сейчас своих капвложений на перевооружение основных процессов хватает.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Байпасирование промежуточных парков не примет ни один технолог, потому что это предусматривает очень точную организацию технологического процесса по всему предприятию. Буферные емкости уменьшают влияние изменений потоков на технологический процесс на следующей установке.

В данном случае лучше использовать рекуперацию тепла и утилизацию низконапорных газов (дыхание емкостей).

А водомазутная эмульсия - это интересный вариант. Его надо рассматривать. Просто сейчас тенденции перехода на газовое топливо, да и не хочется никому дополнительные капзатраты вваливать в такие системы. У нефтепереработки и нефтехимии сейчас своих капвложений на перевооружение основных процессов хватает.

Это Вы зря так категорично. "Жесткая" связь по технологическим потокам самый простой и эффективный способ снижения энергопотребления и потерь. Естественно требуется создание буферов небольшого объема (емкости под давлением объемом 80-120 м3 и модернизация схем автоматизации.

У нас, например, достаточно давно реализованы схемы "жесткого" питания с установок АВТ процессов риформирования и изомеризации бензина, гидроочистки ДТ. Рекуперация тепла низкопотенциальных потоков очень затратное по капитальным вложениям мероприятие, как и утилизация газов дыхания...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Это  Вы  зря  так  категорично.  "Жесткая"  связь по  технологическим  потокам  самый  простой и  эффективный  способ  снижения  энергопотребления  и  потерь.  Естественно  требуется создание  буферов  небольшого  объема (емкости  под  давлением объемом  80-120 м3  и   модернизация  схем  автоматизации.

У  нас,  например,  достаточно давно  реализованы  схемы "жесткого"  питания  с  установок АВТ  процессов  риформирования и  изомеризации  бензина,  гидроочистки  ДТ.  Рекуперация  тепла  низкопотенциальных  потоков  очень затратное  по  капитальным  вложениям  мероприятие,  как и  утилизация  газов дыхания...

"Рекуперация тепла низкопотенциальных потоков очень затратное по капитальным вложениям мероприятие, как и утилизация газов дыхания..."

По утилизаци газов дыхания можнот заглянуть сюда, интересные решения предлагаются, имхо.

Share this post


Link to post
Share on other sites

"Рекуперация тепла низкопотенциальных потоков очень затратное по капитальным вложениям мероприятие, как и утилизация газов дыхания..."

По утилизаци газов дыхания можнот заглянуть сюда, интересные решения предлагаются, имхо.

Может проглядел, но ничего нового не увидел. Главная проблема утилизации газов дыхания резервуаров ЛВЖ - возможность присутствия кислорода, а отсюда и существенное усложнение схем утилизации в разрезе взрывобезопасности. Пока понтоны - лучшее решение...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Может проглядел,  но  ничего  нового не  увидел.   Главная  проблема  утилизации  газов  дыхания  резервуаров ЛВЖ -  возможность  присутствия  кислорода,  а  отсюда  и  существенное  усложнение  схем  утилизации  в  разрезе  взрывобезопасности.  Пока  понтоны - лучшее решение...

  Это так, но понтоны имеют свойство иногда тонуть, наблюдались такие случаи. Конечно это не традиция, но бывает. Опять же, это когда новое строишь, можно и с понтонами, если, конечно, заказчика жаба не задавит. А что делать с построенными нефтебазами, куда уже понтоны, при всём желании, не поставишь. Конечно к каждому случаю нужно индивидульно подходить. Что до установок ГДТМОА, так о них наиболее подробно написанно, поэтому и обратил внимание, хотя у нас к ним интерес немного в другом направлении.

Кстати надо задать авторам вопрос о присутствии кислорода в смеси, как он решается, спасибо, что подсказали.

Share this post


Link to post
Share on other sites

К топискару:

Вы слышали о комплексных установках?например советские ЛК?КТ?

И там не только используются прямые потоки, но и еще перекрестное использование тепловых потоков. Так что Ваше предложение не ново, главное Гугль покурить! :wink:

Share this post


Link to post
Share on other sites

Байпасирование промежуточных парков не примет ни один технолог, потому что это предусматривает очень точную организацию технологического процесса по всему предприятию. Буферные емкости уменьшают влияние изменений потоков на технологический процесс на следующей установке.

В данном случае лучше использовать рекуперацию тепла и утилизацию низконапорных газов (дыхание емкостей).

А водомазутная эмульсия - это интересный вариант. Его надо рассматривать. Просто сейчас тенденции перехода на газовое топливо, да и не хочется никому дополнительные капзатраты вваливать в такие системы. У нефтепереработки и нефтехимии сейчас своих капвложений на перевооружение основных процессов хватает.

Игорь Алексеевич, это ты действительно погорячился, полным полно прямых потоков в особенности на гидроочистки, да стоит маленькая емкость, ну 100 м3, как буфер, а все резервуары сбоку, на всякий случай.

Понятное дело, что быстроокисляемые (бензин коксования, нафта каткрекинга) вообще в резервуарах предпочитаем не держать, получили и сразу в процесс.

Что касается резервуаров товарного бензина, то тут они все герметичные (полностью герметичные) и связаны постоянно с компрессором, для отсоса паров, а он с большим мембранным резервуаром, а пары проходят через абсорбент, тот же бензин)и загрузка бензина в авто и ж.д транспорт по парам также завязана с этим компрессором и абсорбером. Вот такая фигня

Share this post


Link to post
Share on other sites

И чтобы два раза не вставать - сейчас много предложений по использованию в качестве жидкого технологического топлива не мазута (хотя по факту туда чего только не идёт), а водомазутной эмульсии - т.е. та уже обсуждавшаяся на данном форуме тема с кавитаторами, согласно декларациям это позволяет снизить как расход самого топлива, так и пара на его распыл, и вроде как эффективность подтверждена на ТЭЦ, производителями оборудования приводятся референции и т.д., почему не используем в таком случае?

Было бы интересно обсудить всё это.

Водомазутная эмульсия имеет те же преимущества, что и сжигание с паром: сокращение выбросов CO , NOx сажи, сокр. недожога . Дополнительные опции сокращение расхода пара и возможность утилизировать загрязненную нефтепродуктами органическими водороастворимыми соединениями (утилизация которых т.о. допустима ) воду. Но все же там где требуется регулирование мощности в большом диапазоне лучше использовать газ, (как в случае с байпасированием).

Share this post


Link to post
Share on other sites

Это Вы зря так категорично. "Жесткая" связь по технологическим потокам самый простой и эффективный способ снижения энергопотребления и потерь. Естественно требуется создание буферов небольшого объема (емкости под давлением объемом 80-120 м3 и модернизация схем автоматизации.

У нас, например, достаточно давно реализованы схемы "жесткого" питания с установок АВТ процессов риформирования и изомеризации бензина, гидроочистки ДТ. Рекуперация тепла низкопотенциальных потоков очень затратное по капитальным вложениям мероприятие, как и утилизация газов дыхания...

Юрий Георгиевич!

А какие меры у Вас предусмотрены на случай прекращения подачи сырья по прямой схеме на уст-ки вторичных процессов? Если брать из страхового запаса, из компонентных емкостей, то надо же оперативно режим печей тогда менять, соответственно регламенты должны быть прописаны на такой вариант.

К топискару:

Вы слышали о комплексных установках?например советские ЛК?КТ?

И там не только используются прямые потоки, но и еще перекрестное использование тепловых потоков. Так что Ваше предложение не ново, главное Гугль покурить!

Ну я вообще-то много чего слышал и видел, так что гугль курить вообще-то не надо. Вопрос касался действующих мощностей и снижения энергозатрат именно на них. Как видно из комментариев, на Волгоградском НПЗ такие схемы на действующих мощностях успешно реализованы.

Байпасирование промежуточных парков не примет ни один технолог, потому что это предусматривает очень точную организацию технологического процесса по всему предприятию. Буферные емкости уменьшают влияние изменений потоков на технологический процесс на следующей установке.

В данном случае лучше использовать рекуперацию тепла и утилизацию низконапорных газов (дыхание емкостей).

А водомазутная эмульсия - это интересный вариант. Его надо рассматривать. Просто сейчас тенденции перехода на газовое топливо, да и не хочется никому дополнительные капзатраты вваливать в такие системы. У нефтепереработки и нефтехимии сейчас своих капвложений на перевооружение основных процессов хватает.

Естественно, сопротивляться будут – кто б сомневался, проблемы никому не нужны, когда всё и так типа нормально работает.

По ВМЭ - системы все эти дорого не стоят, кавитатор до 4 млн. руб. где-то, другое дело чтобы эти аппараты работали так, как декларируется.

Share this post


Link to post
Share on other sites

"По ВМЭ - системы все эти дорого не стоят, кавитатор до 4 млн. руб. где-то, другое дело чтобы эти аппараты работали так, как декларируется."  И где Вы такие цены нашли. Ну сотни тысяч куда бы не шло, а миллионы... Коль по таким ценам, то явную туфту предлагают. В нормальных кавитаторах просто нет движущихся частей, а значит практически ломаться нечему. И за что лимоны платить?  Разве что за идею... А насчёт смешивания, так воды до десяти процентов гарантированно смешивают, вероятно и больше.  Это нужно у практиков поспрашивать. 

Share this post


Link to post
Share on other sites

А какие меры у Вас предусмотрены на случай прекращения подачи сырья по прямой схеме на уст-ки вторичных процессов? Если брать из страхового запаса, из компонентных емкостей, то надо же оперативно режим печей тогда менять, соответственно регламенты должны быть прописаны на такой вариант.

У нас "жесткое" питание только по дизельному и бензиновому потокам. По дизельке проблем нет, поскольку мощность гидроочистки (пока) значительно меньше объема производства дизельной фракции и всегда можно подключить из парка. По бензину схема сложнее. Держим небольшой не снижаемый запас прямой гонки перед установкой фракционирования бензина. До сих пор серьезных проблем с сырьем для риформинга и изомеризации не было, основные неполадки от "посадок" напряжения критических ситуаций не вызывали (почти везде автозапуск). Перед гидроочисткой ДТ, риформингом и изомеризацией булиты с запасом на 20-40 мин...

Share this post


Link to post
Share on other sites

На ЛК-6у на Мозырском НПЗ (МНПЗ) такая связь работает уже не один десяток лет и проблем огромных там не было. В комплекс установок ЛК-6у входят АТ, гидроочистки, риформинг, газофракционирование.

Также на МНПЗ есть другие установки, потоки которых как указано в заголовке темы, лучше использовать для прямого питания других установок- это ВТ-висбрекинг, ВТ-битумка.

Да и вообще - комплексные установки целесообразно строить, только минус их таков, что на их строительство требуется средств, практически как на сумму новых установок, но их не всегда можно найти. А вот работать отдельно одна от другой такие установки зачастую долгое время не могут.

Для кратковременного прекращения работы одной из установок комплекса, а также для пуска и остановки предусматриваются дополнительные связи или запасы по сырью, продуктам. Был случай, когда ГФУ работала на двух насосах и сырье с другой установки.

Share this post


Link to post
Share on other sites

"По ВМЭ - системы все эти дорого не стоят, кавитатор до 4 млн. руб. где-то, другое дело чтобы эти аппараты работали так, как декларируется." И где Вы такие цены нашли. Ну сотни тысяч куда бы не шло, а миллионы... Коль по таким ценам, то явную туфту предлагают. В нормальных кавитаторах просто нет движущихся частей, а значит практически ломаться нечему. И за что лимоны платить? Разве что за идею... А насчёт смешивания, так воды до десяти процентов гарантированно смешивают, вероятно и больше. Это нужно у практиков поспрашивать.

Это цена не только за сам аппарат, а за внедрение «под ключ» с учётом киповской составляющей и т.д. Практики это энергетики в основном и там диаметрально противоположная информация ходит. Насчёт ломаться нечему – ну коррозию никто пока не отменял, это отдельный вопрос кстати, с одной фирмой общался, сколько аппарат может без обслуживания проработать – они говорят 8000 часов гарантируем, ну я посмеялся в общем.

У нас "жесткое" питание только по дизельному и бензиновому потокам. По дизельке проблем нет, поскольку мощность гидроочистки (пока) значительно меньше объема производства дизельной фракции и всегда можно подключить из парка. По бензину схема сложнее. Держим небольшой не снижаемый запас прямой гонки перед установкой фракционирования бензина. До сих пор серьезных проблем с сырьем для риформинга и изомеризации не было, основные неполадки от "посадок" напряжения критических ситуаций не вызывали (почти везде автозапуск). Перед гидроочисткой ДТ, риформингом и изомеризацией булиты с запасом на 20-40 мин...

Спасибо. Ну я всё-таки думаю о риске того, что в случае какого-либо инцидента резкое падение температуры сырья на входе на установку приведёт к срыву температурного режима и как это покрывать – непонятно. Как пример – случай был, когда на Г-43-107 аварийно встала 100-я секция, приняли решение подать на 200-ю неочищенный вакуумный газойль с ВТ, а у него температура 160 была, а не 220 как до того, в итоге сорвали режим реакторно-регенераторного блока и встали аварийно.

На ЛК-6у на Мозырском НПЗ (МНПЗ) такая связь работает уже не один десяток лет и проблем огромных там не было. В комплекс установок ЛК-6у входят АТ, гидроочистки, риформинг, газофракционирование.

Также на МНПЗ есть другие установки, потоки которых как указано в заголовке темы, лучше использовать для прямого питания других установок- это ВТ-висбрекинг, ВТ-битумка.

Да и вообще - комплексные установки целесообразно строить, только минус их таков, что на их строительство требуется средств, практически как на сумму новых установок, но их не всегда можно найти. А вот работать отдельно одна от другой такие установки зачастую долгое время не могут.

Для кратковременного прекращения работы одной из установок комплекса, а также для пуска и остановки предусматриваются дополнительные связи или запасы по сырью, продуктам. Был случай, когда ГФУ работала на двух насосах и сырье с другой установки.

Это всё понятно. Но речь не идёт о новом строительстве, а об оптимизации того, что есть.

Share this post


Link to post
Share on other sites

  "Это цена не только за сам аппарат, а за внедрение «под ключ» с учётом киповской составляющей и т.д. Практики это энергетики в основном и там диаметрально противоположная информация ходит. Насчёт ломаться нечему – ну коррозию никто пока не отменял, это отдельный вопрос кстати, с одной фирмой общался, сколько аппарат может без обслуживания проработать – они говорят 8000 часов гарантируем, ну я посмеялся в общем."

Самый простой ВМЭ - типа сопла Лаваля,  и, кстати, самый надёжный. О каком КИПе идёт речь, манометрт до и после? Коррозия, так 10% воды в мазуте никакой роли не играют на скорость коррозии. Ну, уж если очень хочется можно и из нержавейки сделать. Срок службы 8000 часов, ну может те кто предлагает другие варианты ВМЭ, вполне возможно, конструкций их предостаточно, вплоть до хитронавороченных.  Вот только работают все примерно одинаково. Так зачем брать накрученный, если результат примерно одиноковый. А уж сколько времени кусок трубы в мазуте будет ржаветь... Впорчем   хозяин-барин, кому что нравиться. Опятьже тема не наша, просто приходится иногда соприкасаться, вот и пришлось поизучать и этот вопрос.

Да, про внедрение. На основе сопла Лаваля где-то за день устанавливается, без особого напряга. И какую заплату за день работы слесаря и сварщика можно придумать?

Share this post


Link to post
Share on other sites

"Это цена не только за сам аппарат, а за внедрение «под ключ» с учётом киповской составляющей и т.д. Практики это энергетики в основном и там диаметрально противоположная информация ходит. Насчёт ломаться нечему – ну коррозию никто пока не отменял, это отдельный вопрос кстати, с одной фирмой общался, сколько аппарат может без обслуживания проработать – они говорят 8000 часов гарантируем, ну я посмеялся в общем."

Самый простой ВМЭ - типа сопла Лаваля, и, кстати, самый надёжный. О каком КИПе идёт речь, манометрт до и после? Коррозия, так 10% воды в мазуте никакой роли не играют на скорость коррозии. Ну, уж если очень хочется можно и из нержавейки сделать. Срок службы 8000 часов, ну может те кто предлагает другие варианты ВМЭ, вполне возможно, конструкций их предостаточно, вплоть до хитронавороченных. Вот только работают все примерно одинаково. Так зачем брать накрученный, если результат примерно одиноковый. А уж сколько времени кусок трубы в мазуте будет ржаветь... Впорчем хозяин-барин, кому что нравиться. Опятьже тема не наша, просто приходится иногда соприкасаться, вот и пришлось поизучать и этот вопрос.

Да, про внедрение. На основе сопла Лаваля где-то за день устанавливается, без особого напряга. И какую заплату за день работы слесаря и сварщика можно придумать?

Ну вот в том-то и дело, что тема не наша, по внешним признакам это по-любому вроде как даёт эффект, только вокруг этого много всяких шарлатанов суетится - поэтому заводы и сопротивляются т.к. рисковать не хотят. Применение кавитаторов, кстати интересно и на ТСБ, для исключения запаса по качеству мазутов в части содержания воды, это тоже существенные бабки.

Share this post


Link to post
Share on other sites

"Применение кавитаторов, кстати интересно и на ТСБ, для исключения запаса по качеству мазутов в части содержания воды, это тоже существенные бабки".  Грамотные люди так и делают. И по мазуту прибавка, и с водой нет проблем. Эмульсия до полугода не расславивается по некоторым данным, а горит за милую душу.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Это так, но понтоны имеют свойство иногда тонуть...Кстати надо задать авторам вопрос о присутствии кислорода в смеси...

Две копейки от не специалиста.

1 копейка. Кто-нибудь знает о конторе под названием Нефтетанк? www.neftetank.ru, кажется. Я с ребятами познакомился несколько лет назад - мне надо было отвязать бензиновую бочку 500м3 от отмосферы. Мягкий танк, бензостойкий, на такой объем весит вряд ли больше тонны. Одна проблема - место, где его держать.

Предложение к уважаемым юзерам ойлфорума.

Рацпредложение.

Дыхательный мешок вертикального цилиндрического резервуара в форме вертикального цилиндрического кольца, устанавливаемого на боковой поверхности резервуара. При диаметре резервуара D1 потребный внешний диаметр дыхательного мешка D2 pi*D2^2.4=2*pi*D1^2/4, откуда D2=D1*sqrt(2)=1.41*D1/

То есть дыхательный мешок бочки диаметром 20м будет иметь диаметр 28-30м. Ткани на него потребуется (для боковых сторон) 160м*H бочки, для H=10м -

1600м2. Включая обечайки - 2000м2, при плотности ткани 1кг/м2 - 2000кг на объем 3000м3. Про элементы крепления здесь не пишу, это уже детали.

Годится? Или ерунда? Кстати, это будет и идеальная теплоизоляция бочки.

2 копейка. Кислород в дыхательном мешке. ДВС на бензине, солярке, на газе - примерно считаем 200кг/кВтчас. Легко посчитать, сколько надо сжечь топлива, чтобы спалить кислород, а выхлоп выдать в дыхательный мешок. Годится?

Share this post


Link to post
Share on other sites

"По ВМЭ - системы все эти дорого не стоят, кавитатор до 4 млн. руб. .."

Мы, наверное, уже за сотню внедренных аппратов перевалили. Александр прав. у нас - это кусок железа. Правда, не абы какого, а Сталь 45, все-таки режимы работы довольно жесткие. Цен здесь не скажу, чтобы не обрушить людям рынок. Скажу только одну. мы недавно освоили аппараты на 70 кубометров в час, так можно у меня лично получить такой много дешевле этих 4млн.руб. Ну, скажем, раза в полтора-два. Причем в цену входят месячные квалификационные испытания и банкет по случаю их завершения. 70-тонный аппарат - это, при двукратном прогоне - 20000 тонн топлива в месяц. Мы еще ни разу не получили результатов экономии в котельном процессе хуже 3%. То есть 600 тонн мазута этот аппарат возьмет как бы из воздуха. По 10000 рублей за тонну - 6 миллионов рублей как с куста. Срок окупаемости - 10 дней. Прямо в процессе квалификационных испытаний.

Если решать задачу увеличения выхода светлых таким аппаратом, то 1.5% прироста можно получить не глядя. При однократном прогоне - 50000 тонн нефти в месяц. Прирост светлых - 1.5%. 750 тонн. Прирост стоимости (3000 рублей на тонне) - 2.25млн.руб. Срок окупемости - месяц.

Аппараты меньшего размера, конечно, окупаются подольше, но никогда - дольше 3 месяцев.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Если решать задачу увеличения выхода светлых таким аппаратом, то 1.5% прироста можно получить не глядя. При однократном прогоне - 50000 тонн нефти в месяц. Прирост светлых - 1.5%. 750 тонн. Прирост стоимости (3000 рублей на тонне) - 2.25млн.руб. Срок окупемости - месяц.

Аппараты меньшего размера, конечно, окупаются подольше, но никогда - дольше 3 месяцев.

В том чтобы воду замешать в мазут - проблем нет. Технология известная, хоть 15% и выше. А вот где используется технология кавитационной обработки нефти в целях увеличения выхода светлых? И как решается проблема увеличения непредельных (йодное число бензина)?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Мы не занимаемся тем, чтобы "воду замешать в мазут". Словом "кавитационная обработка нефти" мы тоже не злоупотребляем. Кавитационная она или еще какая - наше дело сторона. Сидим на солнышке и греемся. Мы называем это "Обработка на аппаратах TRGA". В промышленности я пока нигде не внедрил. Когда внедрю - будет статья в журнале. А пока есть только отчет о разгонке, выполненный нашей группой в Турции Тест TBP с использованием TRGA Достигнуто увеличение выхода светлых на 1-2%, чего вполне достаточно для окупаемости внедрения за первый месяц, обычно используемый нами для приемочных испытаний.

tabl-neft.jpg

Share this post


Link to post
Share on other sites

Мы не занимаемся тем, чтобы "воду замешать в мазут". Словом "кавитационная обработка нефти" мы тоже не злоупотребляем. Кавитационная она или еще какая - наше дело сторона. Сидим на солнышке и греемся. Мы называем это "Обработка на аппаратах TRGA". В промышленности я пока нигде не внедрил. Когда внедрю - будет статья в журнале. А пока есть только отчет о разгонке, выполненный нашей группой в Турции Тест TBP с использованием TRGA Достигнуто увеличение выхода светлых на 1-2%, чего вполне достаточно для окупаемости внедрения за первый месяц, обычно используемый нами для приемочных испытаний.

tabl-neft.jpg

Картинка красивая. Но для корректности надо показать весь диапазон разгонки. Кстати у Вас попутаны размерности шкал. Поясните пож. чем отличается тест 1(красная линия) от теста 2(желтая линия)...

Share this post


Link to post
Share on other sites

В том чтобы воду замешать в мазут - проблем нет. Технология известная, хоть 15% и выше. А вот где используется технология кавитационной обработки нефти в целях увеличения выхода светлых? И как решается проблема увеличения непредельных (йодное число бензина)?

Больше 10% - это уже будет проблема по использованию эмульсии в качестве технологического топлива. Плюс ещё вопрос по горелкам.

Имел ввиду воду в товарном мазуте, если там 1% можно, так там и должен быть 1%, а не 0,5% например, объёмы серьёзные, зачем нам на этом NCM терять?

По моей информации, опытно-промышленная установка кавитационной обработки нефти была на Ангарке, и типа они там получили какое-то увеличение светлых, если Вы знаете кого-то оттуда, то можно поинтересоваться, является ли это очередным технологическим шарлатанством или нет :)

И насчёт прямого питания - ещё два момента всплывает, на примере гидроочистки - необходимо решать вопрос по температуре гидрогенизата, т.к. он в сырьевом теплообменнике уже не сможет охладиться до нужной температуры, и соответственно обеспечить режим сепарации, ну и в промежуточном парке сырьё отстаивается от воды, что при прямом питании осуществить невозможно - т.е. для начала на АВТ надо разбираться по подаче пара в стриппинг, нужно комплексное решение.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Как вариант - стиппинг после гидроочистки.

Share this post


Link to post
Share on other sites

...По моей информации, опытно-промышленная установка кавитационной обработки нефти была на Ангарке, и типа они там получили какое-то увеличение светлых, если Вы знаете кого-то оттуда, то можно поинтересоваться, является ли это очередным технологическим шарлатанством или нет :)

Насчет опытно-промышленных установок не слышал, но с опытами на одном минизаводе знаком. Возрастает йодное число продуктов т.е. идет крекинг нефти. А нужен ли он, когда есть более эффективные процессы? Хотя, может быть, и не помешает на сверхтяжелых нефтях...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Join the conversation

You can post now and register later. If you have an account, sign in now to post with your account.

Guest
Reply to this topic...

×   Pasted as rich text.   Paste as plain text instead

  Only 75 emoji are allowed.

×   Your link has been automatically embedded.   Display as a link instead

×   Your previous content has been restored.   Clear editor

×   You cannot paste images directly. Upload or insert images from URL.