Нормтивные ссылки…………………………………………………………….9

Термины и сокращения…………………………………………………………13

Введение…………………………………………………………………………14

1. Теоретический раздел.…..……………………………………………………... 16

      1.1 Литературный обзор….………....………………………………………16

      1.2 Выбор и обоснование способа производства и технологической схемы…………………………………………………………………….……...35

2  Технологический раздел……………………………………………………….36

      2.1 Описание технологической схемы……………………………………36

      2.2 Характеристика сырья и вспомогательных  материалов……………..39

      2.3 Характеристика продукции……………………………………………43

      2.4 Материальный расчет производства………………………………….50

      2.5 Расчет и выбор технологического  оборудования……………………52

      2.6 Тепловой баланс……………………………………………………......60

3 Стандартизация, метрологическое обеспечение и аналитический контроль производства……………………………………………………………………71

4 Безопасность жизнедеятельности…………………………………………...77

      4.1 Производственная санитария и гигиена………………………………78

            4.1.1 Средства коллективной  защиты работающих от воздействия  опасных и вредных факторов………………………………………………….79

            4.1.2 Индивидуальные  средства защиты работающих……………80

      4.2 Пожарная безопасность………………………………………………..82

5 Организационно-экономический  раздел……………………………………85

     5.1 Капитальные вложения в производство…...…………………………..89

     5.2  Производственная программа и  маркетинговая политика….…….....90

     5.3 Эксплуатационные расходы производства…..………………..………90

            5.3.1 Определение материальных затрат на производство……….91

            5.3.2 Расчет численности  фонда оплаты труда промышленно-производственного  персонала (ППП)…………………………………………92

            5.3.3 Определение амортизационных  отчислений………………...97

            5.3.4 Расчет себестоимости продукции…………………………….98

      5.4 Прибыль и рентабельность производства, точка безубыточности …101

      5.5 Основные технико-экономические показатели производства………103

Заключение……………………………………………………………………..104

Список использованных источников…………………………………………105 

Иллюстративная  часть ВКР

ККУТТ.240404.01ДП.ХС. Характеристика сырья на одном листе формата А1.

ККУТТ.240404.01 ДП.Т3. Технологическая схема на одном листе формта А1.

ККУТТ.240404.01.ДП.ВО. Вакуумная колонна К-3. Чертёж общего вида на одном листе формата А1.

ККУТТ.240404.01.ДП.МБ. Материальный баланс на одном листе формата А1.

ККУТТ.240404.01.ДП.ОЭ. Технико-экономические показатели производства на одном листе формата А1.

 

       Нормативные ссылки 

       В настоящей дипломной работе использованы ссылки на следующие нормативные  документы: 

       ГОСТ  Р 8.000-2000 ГСИ. Государственная система обеспечения единства измерений. Основные положения;

       ГОСТ  Р 8.563-96 ГСИ. Методики выполнения измерений;

       ГОСТ  Р 51858 –2002 Нефть. Общие технические условия;

       ГОСТ 2.004-88 ЕСКД. Общие требования к выполнению конструкторских и технологических документов на печатающих и графических устройствах вывода ЭВМ;

       ГОСТ 2.102-68 ЕСКД. Виды и комплектность  конструкторских документов;

       ГОСТ 2.103-68 ЕСКД. Стадии разработки;

       ГОСТ 2.104-68 ЕСКД. Основные надписи;

       ГОСТ 2.106-96 ЕСКД. Текстовые документы;

       ГОСТ 2.109-73 ЕСКД. Основные требования к чертежам;

       ГОСТ 2.111- 68 ЕСКД. Нормоконтроль;

       ГОСТ 2.113-75 ЕСКД. Групповые и базовые  конструкторские документы;

       ГОСТ 2.119-73 ЕСКД. Эскизный проект;

       ГОСТ 2.120-73 ЕСКД. Технический проект;

       ГОСТ 2.201-80 ЕСКД. Обозначение изделий и  конструкторских документов;

       ГОСТ 2.301-68 ЕСКД. Форматы;

       ГОСТ 2.302-68 ЕСКД. Масштабы;

       ГОСТ 2.303-68 ЕСКД. Линии;

       ГОСТ 2.304-68 ЕСКД. Шрифты чертежные;

       ГОСТ 2.305-68 ЕСКД. Изображения-виды, разрезы, сечения;

       ГОСТ 2.307-68 ЕСКД. Нанесение размеров и  предельных отклонений;

       ГОСТ 2.315-68 ЕСКД. Изображения упрощенные и условные крепежных деталей;

       ГОСТ 2.316-68 ЕСКД. Правила нанесения на чертежах надписей, технических требований и таблиц;

       ГОСТ 2.318-81 ЕСКД. Правила упрощенного нанесения  размеров отверстий;

       ГОСТ 2.321-84 ЕСКД. Обозначения буквенные;

       ГОСТ 2.601-95 ЕСКД. Эксплуатационные документы;

       ГОСТ 2.605-68 ЕСКД. Плакаты учебно-технические. Общие технические требования;

       ГОСТ 2.701-84 ЕСКД. Схемы. Виды и типы. Общие  требования к выполнению;

       ГОСТ 2.721-74 ЕСКД. Обозначения условные графические  в схемах. Обозначения общего применения;

       ГОСТ 2.782-68 ЕСКД. Обозначения условные графические. Насосы и двигатели гидравлические и пневматические;

       ГОСТ 2.793-79 ЕСКД. Обозначения условные графические. Элементы и устройства машин и  аппаратов химических производств;

       ГОСТ 2.794-79 ЕСКД. Обозначения условные графические. Устройства питающие и дозирующие;

       ГОСТ 3.1102-81 ЕСТД. Стадии разработки и виды документов;

       ГОСТ 3.1103-82 ЕСТД. Основные надписи;

       ГОСТ 3.1105-84 ЕСТД. Формы и правила оформления документов общего назначения;

       ГОСТ 3.1127-93 ЕСТД. Общие правила выполнения текстовых технологических документов;

       ГОСТ 3.1128-93 ЕСТД. Общие правила выполнения графических технологических документов;

       ГОСТ 3.1201-85 ЕСТД. Система обозначения  технологической документации;

       ГОСТ 7.1-2003 СИБИД. Библиографическая запись. Библиографическое описание. Общие требования и правила составления;

       ГОСТ 7.9-95 СИБИД. Реферат и аннотация. Общие  требования;

       ГОСТ 7.12-93 СИБИД. Библиографическая запись. Сокращения слов на русском языке. Общие  требования и правила;

       ГОСТ 7.80-2000 СИБИД. Библиографическая запись. Заголовок. Общие  требования и правила составления;

       ГОСТ 7.82-2001 СИБИД. Библиографическая запись. Библиографическое описание электронных ресурсов. Общие требования и правила составления;

       ГОСТ 8.417-2002 ГСИ. Единицы величин;

       ГОСТ 19.104-78   ЕСПД. Основные надписи;

       ГОСТ 19.202-78 ЕСПД. Спецификация. Требования к  содержанию и оформлению;

       ГОСТ 19.404-79 ЕСПД. Пояснительная записка. Требования к содержанию и оформлению;

       ГОСТ 19.502-78 ЕСТД. Описание применения. Требования к содержанию и оформлению;

       ГОСТ 21.101-97 СПДС. Основные требования к проектной  и рабочей документации;

       ГОСТ 21.110-95 СПДС. Правила выполнения спецификации оборудования, изделий и материалов;

          ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88) Методы определения фракционного состава;

           ГОСТ 3900-85 Нефтепродукты. Методы определения плотности;

       ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости;

       ГОСТ 6370-83 Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей;

       ГОСТ 511-82 Топливо для двигателей. Моторный метод определения октанового числа;

       ГОСТ 5066-91 Топлива моторные. Методы определения  температуры помутнения, начала кристаллизации и кристаллизации;

       ГОСТ  Р 51859-2002 Нефтепродукты. Определение серы ламповым методом;

       ГОСТ 6307-75 Нефтепродукты. Метод определения  наличия водорастворимых кислот и щелочей;

       ГОСТ 2517-85 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб;

        Р 50-77-88 Рекомендация. ЕСКД. Правила выполнения диаграмм;

        ОК (МК (ИСО/ИНФКО МКС) 001-96) 001-2000 Общероссийский классификатор стандартов;

       СНиП 2.11.03–93. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы;

       ОК 015-94 Общероссийский классификатор  единиц измерения;

       РД 39-135-94 (ГП "Роснефть") / РД 51-1-95 (РАО "Газпром"). Нормы технологического проектирования газоперерабатывающих заводов;

       РД 39-00-148317-001-94. Классификация помещений, зданий, сооружений и наружных установок предприятий нефтяной и газовой промышленности по взрывопожароопасности;

       ВНТП 81-85. Нормы технологического проектирования предприятий по переработке нефти  и производству продуктов органического  синтеза;

       НПБ 105-03. Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности;

       ПБ 08-622-03. Правила безопасности для  газоперерабатывающих заводов и производств;

       ПБ  09-540-03. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств;

       ПБ 09-563-03. Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств;

       ПБЭ НП-2001. Правила безопасной эксплуатации и охраны труда для нефтеперерабатывающих  производств;

       ВУПП-88. Ведомственные указания по противопожарному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

 

    Термины и сокращения

    Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) – совокупность отраслей по добыче и производству топлива  и энергии, а также транспортировке  и распределению этих продуктов;

       НПЗ – нефтеперерабатывающий завод;

       НК  – нефтяная компания;

       АВТ – атмосферно – вакуумная трубчатая установка

       АТ  – атмосферная трубчатая установка;

       и т.п. – и тому подобное;

       др. – другие;

       ДЦО – дизельное циркуляционное орошение;

       КЦО – керосиновое циркуляционное орошение;

       ИТК – истинная температура кипения;

       р. т. – реактивное топливо;

       д. т. – дизельное топливо;

       ОИ  – однократное испарение;

       ЭЛОУ  – электролитическая обессоливающая установка;

       Т.к. – так как;

       ЛВГ – легкий вакуумный газойль;

       ТВГ – тяжелый вакуумный газойль

 

        Введение

       Нефтегазовый  комплекс является одной из основных отраслей экономики страны и определяет в целом финансовое состояние России, так как является самым большим поставщиком валюты в бюджет, и определяет величину стабилизационного резервного фонда. Несмотря на существующий рост нефтедобычи и нефтепереработки нефтегазовый комплекс имеет ряд существенных проблем.

       В структуре производства и потребления  РФ значительно больший удельный вес занимают тяжелые остаточные нефтепродукты. Выход светлых близок к их потенциальному содержанию в нефти (48-49%), что указывает на низкое использование вторичных процессов глубокой переработки нефти в структуре отечественной нефтепереработки. Средняя глубина переработки нефти (отношение светлых нефтепродуктов к объему переработки нефти) составляет около 62- 63%. Для сравнения, глубина переработки на НПЗ промышленно развитых стран составляет 75-80% (в США — около 90%) [1].  На отечественных заводах недостаточно развиты процессы гидроочистки дистиллятов, отсутствует гидроочистка нефтяных остатков.

       Сравнивая мощности углубляющих и облагораживающих процессов на предприятиях Российской Федерации с аналогичными данными  по зарубежным странам, можно отметить, что удельный вес мощностей каталитического  крекинга в 3 раза меньше, чем в ФРГ, в 6 раз меньше, чем в Англии, и в 8 раз ниже по сравнению с США. До сих пор практически не используется один из прогрессивных процессов — гидрокрекинг вакуумного газойля. Такая структура все меньше соответствует потребностям национального рынка, поскольку приводит к избыточному производству мазута при дефиците высококачественных моторных топлив.

       Спад  производительности головного и  вторичных процессов лишь отчасти является следствием снижения поставок нефти на нефтеперерабатывающие предприятия и платежеспособного спроса потребителей, и обусловлен большой изношенностью технологического оборудования. Из более 600 основных технологических установок отечественных НПЗ только 5.2%  имеют срок эксплуатации менее 10 лет. Подавляющее же большинство (67.8%) введено в строй более 25 лет назад и требует замены [2]. Состояние установок первичной перегонки в Российской Федерации в целом наиболее неудовлетворительное. Прямым следствием неудовлетворительного состояния основных фондов нефтеперерабатывающей промышленности является высокая себестоимость и низкое качество товарных нефтепродуктов. Таким образом, назрела острая необходимость в строительстве новых перерабатывающих мощностей и реконструкции старых. В этих условиях выглядит обоснованным строительство атмосферно-вакуумной трубчатой установки, позволяющей увеличить степень переработки нефти. Комбинирование АВТ с установкой гидрокрекинга вакуумного газойля позволит обеспечить дополнительную выработку моторных топлив, что выглядит особенно привлекательно ввиду последних повышений цен на автобензины и дизельные топлива.

 

     1 Теоретический раздел 

       1.1 Литературный обзор 

     Первичной переработкой (прямой перегонкой) называют процесс получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения, без термического распада компонентов, составляющих дистиллят. Этот процесс можно осуществлять на кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме.

     Первые  нефтеперегонные установки в  России были построены в 1745 г. в Ухте, затем в Моздоке и Баку. Это  были кубовые установки периодического действия. К концу 70-х годов прошлого столетия таких установок насчитывалось несколько сотен [1].

     В 1885 г. А. Ф. Инчиком в г. Баку была сооружена первая в мире непрерывно действующая кубовая батарея, названная впоследствии «нобелевской». Она состояла более чем из десяти горизонтальных кубов, расположенных террасами, так что нефть самотеком перетекала из куба в куб. Перегонный куб был снабжен жаровыми трубами и маточником для ввода в сырье водяного пара (до 20% на дистиллят). В кубах происходил отгон нефтяных фракций, пары которых поступали в конденсаторы и холодильники, где конденсировались и охлаждались. Конденсат самотеком попадал в сортировочное отделение, где смешивался с другими конденсатами, образуя товарные фракции, которые направлялись на очистку серной кислотой и щелочью от нежелательных компонентов (непредельных углеводородов, нафтеновых кислот и смол). В последнем кубе поддерживалась температура сырья около 320° С. Для улавливания легчайших фракций и сообщения кубов с атмосферой служил скруббер, орошаемый холодной водой. Четкость погоноразделения была низкой.

     В годы восстановительного периода нефтяной промышленности СССР кубовые установки  были реконструированы и оснащены ректификационными колоннами. Благодаря последним четкость погоноразделения повысилась, качество товарных продуктов улучшилось. Однако малая производительность, большое число аппаратов, их высокая стоимость, громоздкость и пожарная опасность препятствовали развитию модернизированных кубовых батарей на нефтеперерабатывающих заводах.

     Аналогично  обстояло дело с перегонкой мазута для получения масляных дистиллятов  на масляных кубовых батареях. Конструкция  масляных батарей впервые была разработана  инженерами В.Г. Шуховым и И.И. Единым. На этих батареях перегонка осуществлялась в вакууме и с водяным паром  с целью снизить температуру перегонки, не допуская разложения углеводородов, входящих в состав масляных дистиллятов. Куб масляной батареи не имел жаровых труб и топка находилась под кубом.

     Пары  масляных дистиллятов и водяной  пар направлялись через дефлегматоры и конденсаторы-холодильники в емкости для масляных фракций приемно-сортировочного отделения. Несконденсировавшиеся пары, водяной пар и газообразные продукты распада поступали в барометрический конденсатор. Водяные и масляные пары конденсировались, а газообразные углеводороды отсасывались пароструйными эжекторами. В приемно-сортировочном отделении масляные дистилляты компаундировались (смешивались) для получения товарных масляных дистиллятов заданной вязкости. Очистка масляных дистиллятов от продуктов распада, смол и нафтеновых кислот проводилась также серной кислотой и щелочью.

     При реконструкции масляных кубовых  батарей их оснащали «головными» или «хвостовыми» трубчатками. В «головной» трубчатке отгоняли газойль и другие легкие фракции, а остаток перетекал в перегонные кубы. Сырьем «хвостовых» трубчаток являлся горячий гудрон (полугудрон) из последнего куба. Его прокачивали через трубчатую печь в испаритель. Здесь в вакууме и при большом расходе водяного пара доиспарялись высоковязкие масляные дистилляты.

     Сложность аппаратурного оформления, высокая  пожарная опасность и низкие качества получаемых масел препятствовали дальнейшему развитию строительства масляных кубовых батарей. Они, как и керосиновые кубовые батареи, уступили свое место высокопроизводительным трубчатым установкам — атмосферным и вакуумным, рассматриваемым ниже. Впервые подобного рода установки для перегонки нефтей были запатентованы в 1890—1891 гг. В. Г. Шуховым и С. Г. Гавриловым. Однако их строительство в СССР началось лишь в 1925 г. в Баку и Грозном.

     На  трубчатых установках перегонка  осуществлялась по принципу однократного испарения, что позволило снизить температуру нагрева сырья, а следовательно, уменьшить разложение сырья и повысить качество дистиллятов. Кроме того, трубчатые установки отличались большим тепловым к. п. д., меньшими удельными капитальными вложениями и эксплуатационными расходами.

     На  современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в  состав всех нефтеперерабатывающих  заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (каталитического крекинга, риформинга, гидрокрекинга, коксования, изомеризации и др.).

     Получившие  широкое распространение вторичные  методы переработки нефти повысили требования к четкости погоноразделения, к более глубокому отбору средних и тяжелых фракций нефтей. В связи с этими требованиями на нефтезаводах стали совершенствовать конструкции ректификационных колонн, увеличивая в них число тарелок и повышая их эффективность, применять вторичную перегонку, глубокий вакуум, брызгоотбойные средства, противо-пенные присадки и т. д.   Наряду с повышением мощности установок по первичной переработке нефтей стали комбинировать этот процесс нефти с другими технологическими процессами, прежде всего с обезвоживанием и обессоливанием, стабилизацией и вторичной перегонкой бензина (с целью получения узких фракций), с каталитическим крекингом, коксованием и др. Производительность некоторых установок по первичной переработке нефтей составляет 6— 7 млн. т/год. Маломощные установки первичной переработки нефтей модернизируются или заменяются более производительными, отвечающими современному уровнютехники.

     В зависимости от давления в ректификационных колоннах трубчатые установки подразделяются на атмосферные (AT), вакуумные (ВТ) и атмосферно-вакуумные (АВТ).

     По  числу ступеней испарения различают  трубчатые установки одно-, двух-, трех- и четырехкратного испарения. На установках однократного испарения из нефти в одной ректификационной колонне при атмосферном давлении получают все дистилляты — от бензина до вязкого цилиндрового. Остатком перегонки является гудрон.

     На  установках двухкратного испарения перегонка до гудрона осуществляется в две ступени: сначала при атмосферном давлении нефть перегоняется до мазута, который перегоняется в вакууме до получения в остатке гудрона. Эти процессы осуществляются в двух ректификационных колоннах; в первой из них поддерживается атмосферное давление, во второй  вакуум. Двухкратное испарение нефтей до мазута может также осуществляться при атмосферном давлении в двух ректификационных колоннах; в первой  отбирают только бензин и остатком перегонки является отбензиненная нефть; во второй отбензиненная нефть, нагретая до более высокой температуры, перегоняется до мазута. Подобные двухколонные установки относятся к группе атмосферных (AT).

     На  установках трехкратного испарения  перегонка нефти осуществляется в трех колоннах: двух атмосферных и одной вакуумной. Разновидностью установки трехкратного испарения нефти является установка АВТ с одной атмосферной и двумя вакуумными колоннами. Вторая вакуумная колонна предназначена для доиспарения гудрона, в ней поддерживается более глубокий вакуум, чем в основной вакуумной колонне.

     Установка четырехкратного испарения представляет собой установку АВТ с отбензинивающей атмосферной колонной в головной части и доиспарительной вакуумной колонной для гудрона к концевой части.

     Рассмотрим  более подробно схемы трубчатых  установок. 

       Атмосферные, вакуумные и атмосферно-вакуумные  трубчатые 

  установки 

     Установки однократного испарения нефти. На этих установках стабилизированная и обессоленная нефть (рисунок 1.1) прокачивается через теплообменники 4 и змеевик трубчатой печи 1 в ректификационную колонну 2. Наверху этой колонны избыточное давление составляет около 0,2 am, что соответствует гидравлическому сопротивлению конденсатора; вниз колонны подается перегретый водяной пар. Из колонны отбирают различающиеся по температуре кипения фракции: бензиновую, лигроиновую, керосиновую, газойлевую, соляровую и другие. Низкокипящие компоненты из лигроиновой фракции отгоняются в отпарной колонне 3, снабженной кипятильником. Установка перерабатывает до 1000 т/сутки легкой нефти. Выход фракций составляет: бензиновой 26—30%, лигроиновой 7—14%, керосиновой 5—8%, газойлевой и соляровой 19—20%, легкого и тяжелого парафинистого дистиллятов 15—18%, остальное — гудрон. В ректификационной колонне ниже ввода сырья установлено 6 тарелок, выше ввода — 32 тарелки; кроме того, в каждой из пяти внутренних отпарных секций, (стриппингов) вмонтировано по 3 тарелки, т. е. всего 53 тарелки. Расход топлива составляет 2,5%, водяного пара подается 6% на нефть.

     Положительными  особенностями одноступенчатой  трубчатой установки являются меньшее число аппаратов и, как следствие, меньшая длина коммуникационных линий; компактность; меньшая площадь, занимаемая установкой; более низкая температура нагрева сырья в печи; отсутствие вакуумных устройств; меньший расход топлива и водяного пара. К недостаткам таких установок относятся высокие гидравлические сопротивления потоку сырья в теплообменниках и трубах печи и, как следствие, повышенный расход энергии для привода сырьевого насоса; повышенное противодавление в трубах и кожухе теплообменной аппаратуры и, в связи с этим, вероятность попадания нефти в дистилляты при нарушении герметичности теплообменников.