Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 3,2 млн.т/год Еланской нефти

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

УО «ПОЛОЦКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра химической

технологии топлива

        и углеродных  материалов

КУРСОВАЯ РАБОТА

Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 3,2 млн.т/год Еланской нефти.

Выполнил        студент гр. 07-ХТз-1

Горобец А.Н.

Руководитель            ассистент Сюбарева Е.В.

Новополоцк, 2012 г.

Содержание

Введение……………………………………………………………………………………….…3

1. Характеристика нефти по СТБ ГОСТ Р51858-2003 и выбор варианта ее

     переработки………………………………………………………………..………………….5

2. Характеристика фракций нефти и их возможное применение………..………………….7

2.1 Характеристика газов…………………………………………….……………….…7

            2.2 Характеристика бензиновых фракций…………………………….………………..8

            2.3 Характеристика керосиновых фракций…………………………………………….8

4. Характеристика дизельных фракций…………………………………………….....9

2.5 Характеристика вакуумных дистиллятов………………………………….……….9

5. Характеристика остатков и их применение………………………………………10
3. Выбор и обоснование технологической схемы АВТ…………………………………….11
1. Блок ЭЛОУ…………………………………………………………..……………...11
2. Блок колонн……………………………………………………………………..…..12
3. Блок теплообменников…………………………………………………………..…16
4. Расчет состава и количества газа и бензина в емкости орошения

          отбензинивающей колонны К-1 (ЭВМ)…………………………………….………………23

5. Расчет материального баланса ректификационных колонн и

установки …………………………………………………………………………………...28        

5.1 Материальный баланс  отбензинивающей колонны…………………….………..28

  5.2 Материальный баланс  основной атмосферной колонны………………….…..…28

  5.3 Материальный баланс  вакуумной колонны …………………………………...…29

  5.4 Материальный баланс  блока стабилизации…………………….….………...……29

  5.5 Материальный баланс  колонны четкой ректификации…….………………...…..30

5.6 Материальный баланс  установки АВТ………………………….……………..….31

6. Расчет доли отгона сырья (ЭВМ) на входе в стабилизационную колонну.…..……..….32
7. Технологический расчет колонны…………………………………………………...……34

7.1 Технологическая схема  колонны…………………………………….…………....34

7.2 Расчет материального  баланса колонны…………….…….………………….…...35

7.3 Расчет температуры  верха ………………………………………………….…..….35

7.4 Расчет температуры  низа …………………………………………………...….….36

7.5 Расчет теплового  баланса ректификационной колонны……….………….….…36

   7.6 Расчет основных  размеров колонны.……………………….……………………..38

8. Расчет теплообменника «Нефть-ВЦО К-5»…………….…..…………………………… 42
9. Расчет полезной тепловой нагрузки печи атмосферного блока..……….……………….45
10. Охрана окружающей среды на установке………………………………………………...48

Заключение …………………………………………………………………………………50

Список литературы

Введение.

Задачи стоящие, перед  нефтеперерабатывающими и нефтехимическими предприятиями Республики Беларусь и СНГ одни и те же. Это увеличение глубины переработки нефти до среднеевропейского уровня; получение продукции, соответствующей мировым стандартам; повышение гибкости технологической схемы в зависимости от конъюнктуры рынка (возможность изменения соотношения между выпуском бензина, керосина и дизельного топлива); повышение эффективности производства за счет внедрения новейших достижений науки и техники, автоматизация, компьютеризация и механизация  всего технологического цикла; снижение энергозатрат; предотвращение загрязнения окружающей среды и достижение экологически чистого производства [1]. Постоянное совершенствование мировых технологий в области нефтепереработки и  резкое ужесточение требований к качеству нефтепродуктов (Европа, США) снижает рейтинг конкурентоспособности товарной продукции отечественных предприятий, уже не обеспечивающих необходимую для прибыльной эксплуатации глубину переработки нефти и получение конкурентоспособных высококачественных экологически чистых нефтепродуктов. Игнорирование этих проблем может привести к закрытию предприятий, потери рабочих мест, нестабильности экономики региона.

В последнее время  четко прослеживается тенденция  к снижению содержания серы дизельных  топлив. Лидером в этом движении является Швеция, которая в 1991г ввела спецификацию на дизельное топливо класса I и II, предусматривающую содержание серы 10 и 50 ppm соответственно, предоставив налоговые льготы производителям и потребителям этого топлива. Большинство стран мира следует примеру Европы и США. Переход на ULSD (ultra-low-sulfar diesel -50 ppm) уже произошел в Великобритании, где он был ускорен благодаря налоговым стимулам. В Германии сделан еще один шаг в сторону внедрения налоговых льгот на NZSD (near-zero-sulfar diesel – 10 ppm) [2,3]. В Японии (начало 2004г) нефтеперерабатывающие компании добровольно с опережением графика вкладывают средства в модернизацию оборудования и внедрение технологий, обеспечивающих снижение содержания серы в моторных топливах до 10 ppm  (которое потребуется к 2007-2008г), причем в большинстве случаев это делается с целью выживания в бизнесе, а не с целью извлечения крупной прибыли, так как подобные капиталовложения не могут давать краткосрочные дивиденды [2].  

К особенностям нефтеперерабатывающей промышленности РБ относятся:

• высокий износ основных фондов большинства технологических установок;
• низкая загрузка нефтью;
• отставание в эксплуатационных и экологических требованиях к моторным топливам по сравнению со странами Запада .

Сложившееся положение дел требует коренного переоснащения НПЗ РБ новым оборудованием, создания новых технологических установок при одновременном увеличении загрузки заводов нефтью. Низкое использование мощностей по переработке нефти снижает рентабельность производства и, в свою очередь, побуждает решать проблему вывода из эксплуатации части действующих мощностей по первичной переработке.

Решение проблемы углубления переработки нефти в Республике Беларусь будет предопределяться наличием сырья для загрузки мощностей по углубляющим процессам и освоения новых технологий для вовлечения в глубокую переработку нефтяных остатков, т.е. процессов гидрокрекинга, каталитического крекинга, висбрекинга и гидрогенизационной переработки. Все это требует колоссальных капиталовложений. Мозырский НПЗ для успешной реализации проекта реконструкции разработал схему поэтапного его проведения. Каждый из этапов рассматривался как отдельный валютоокупаемый проект, в результате реализации которого увеличивался выход светлых нефтепродуктов и создавалась сырьевая база для последующих этапов. Такая гибкая схема поэтапной реконструкции обусловила возможность привлечения денежных средств (в том числе и иностранных кредитов) по частям – под каждый этап в отдельности.

           Большое значение имеет максимально  возможный отбор светлых фракций  от их потенциального содержания  в нефти на стадии первичной перегонки. Этот показатель определяется конструкцией погоноразделительной аппаратуры установок АВТ, ее техническим состоянием, четкостью поддержания технологического режима. Высокий возрастной состав большинства установок АВТ (бывшие республики СССР) и их неудовлетворительное техническое состояние ограничивают возможность полного извлечения потенциальных ресурсов светлых нефтепродуктов из нефти. В результате отбор светлых фракций даже на крупных установках мощностью более 3млн т/год в среднем для российских НПЗ составляет не более 93-94% от потенциального. С целью достижения отбора светлых 97-98% от потенциала требуется осуществление комплекса мероприятий по оптимизации технологического режима и совершенствованию оборудования (замена тарелок в ректификационной колонне на более эффективные, увеличение их числа и т.д.) [3].

 Задача первичной  переработки нефти – разделить  нефть на отдельные фракции  (дистилляты) без изменения их  природного химического состава,  она включает два этапа технологии  – глубокое обезвоживание и обессоливание нефти и собственно дистилляцию нефти на фракции [4]. При неудовлетворительном обессоливании нефти неорганические соли, оставаясь в тяжелых фракциях нефти, оказывают отрицательное влияние на работу катализаторов и оборудования.

Эти процессы осуществляют соответственно на атмосферных трубчатых (АТ) и атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках. На установках АТ осуществляют неглубокую перегонку нефти с  получением бензиновых, керосиновых, дизельных  фракций и мазута. Установки АВТ предназначены для углубления переработки нефти. Получаемые на них из мазута газойливые, масленые фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов вторичной переработки. В зависимости от направления использования фракций установки первичной перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому – варианты переработки нефти [3].

Установки первичной  переработки нефти составляют основу всех НПЗ и их роль очень важна  в получении высококачественных нефтепродуктов. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ необходимо всегда уделять очень серьезное внимание.

1. Характеристика  нефти по СТБ ГОСТ Р 51858-2003 и выбор варианта её переработки.

   Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Данные об Еланской нефти взяты из справочной литературы [6]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.

Таблица 1.1 –  Показатели качества Еланской нефти

Таблица 2 – Потенциальное  содержание фракций в Еланской нефти

Таким образом, Еланская нефть обозначается следующим образом: Шифр нефти по СТБ ГОСТ Р 51858-2003 - 1.3.1.1., т.е. ее показатели:

- массовая доля серы 0,93% (класс 2);

- плотность при 20 °С 819,2 (тип 0);

- концентрация хлористых солей 47мг/дм³, массовая доля воды 0,36 % (группа 1);

- массовая доля сероводорода 14 ppm, массовая доля метил- и этилмеркаптанов 19 ppm (вид 1).

«2.1.1.1 СТБ ГОСТ Р51858-2003»

На основании данных, приведенных в таблицах 1 и 2, можно сделать вывод, что Еланскую нефть можно перерабатывать на установке АВТ с получением узких масляных фракций (масляный вариант переработки нефти с применением физических методов очистки масляных фракций). Это экономически выгодно, если выход базовых масел на мазут составляет не менее 20 % масс. Для Еланской нефти выход базовых масел на мазут составляет:

% масс.

где, (100-62.1) – выход мазута на нефть, % масс.

Производительность установки  с учетом необходимости остановки ее на ремонт (фонд рабочего времени составит 340 дней в году и 24 часа в сутки) будет равна:  т/ч.

Получаемые базовые  масла имеют индекс вязкости >90 и температуру застывания  ниже минус 15⁰С. Данный вариант переработки нефти позволит получать базовые масла в количестве  т/год, что экономически выгодно для производства базовых масел.

Таким образом, целесообразен топливно-масляный вариант переработки Еланской нефти.

По данным литературы [6] строим ИТК Еланской нефти, которая представлена а Приложении В

2 Характеристика  получаемых фракций нефти и  их возможное применение

По данным справочника [6] представим характеристики получаемых фракций в виде таблиц как показано в [7].

2.1 Характеристика газов

Суммарное содержание метана и этана в газах: 12,5%.

Смесь тяжелых газов получается в жидком состоянии в емкости  орошения стабилизационной колонны  в виде рефлюкса, который можно  применять в качестве сырья для  процесса пиролиза.

Переработка газов осуществляется по следующим направлениям:

1) Разделение газа на метан  – этановую фракцию и пропан  – бутановую фракцию. При этом  метан – этановую фракцию направлять  на установку водородной конверсии,  а пропан – бутановую фракцию  применять в качестве бытового товарного топлива.

2) Направление газа на установки  ГФУ или АГФУ для разделения  на метан – этановую фракцию  и индивидуальных углеводородов:  пропан, бутан и изобутан.

Промышленностью вырабатывается [5]:

СПБТЗ— смесь пропана и бутана техническая зимняя с содержанием С₃ не менее 75 %;

СПБТЛ— смесь пропана и бутана техническая летняя с содержанием  С₄ не более 60 %;

БТ— бутан технический с содержанием  С₄ не менее 60 %.

Таблица 2.1 — Состав и  выход газов на нефть

2.2 Характеристика бензиновых  фракций и их применение

В таблице 2.2 представлена характеристика бензиновой фракции широкого состава.

После получения этой фракции её можно направить на установку  вторичной перегонки бензина  для отделения лёгких парафиновых  углеводородов, которые затем направить  на установку гидроизомерзации. На установке гидроизомерзации  из них получают изомеризат, использующийся как экологически чистая высокооктановая  добавка к автомобильным бензинам. Оставшуюся часть фракции либо разделяют на узкие фракции для дальнейшего получения ароматических углеводородов на установке каталитического риформинга, либо целиком  подвергают риформингу для получения высокооктановых компонентов бензина [3].

Таблица 2.2 — Характеристика бензиновых фракций Еланской нефти

2.3 Характеристика лёгкого керосинового дистиллята

Характеристика лёгкого керосинового дистиллята приведена в таблице 5.

Таблица 2.3 - Характеристика легкого керосинового дистиллята

(фракция 140-240°С) Еланской нефти

Керосиновый дистиллят 140-240°С Еланской нефти отвечает требованиям стандарта на реактивное топливо марки РТ по всем показателям [2]. Её получение снижает производство бензиновой фракции на %, что значительно затрудняет производство бензинов и вызывает перепроизводство реактивного топлива. Следовательно, реактивное топливо следует получать периодически либо постоянно в зависимости от сезона года и расходов на оборону республики. 

2.4 Характеристика дизельных фракций и их применение

В таблице 2.4 представлена характеристика широкой дизельной фракции. Из таблицы видно, что фракция имеет нежелательно высокое цетановое число, что обуславливается высоким содержанием парафиновых углеводородов, кроме того она не соответствует стандартам для дизельных топлив по температуре застывания и содержанию серы. Поэтому фракция должна подвергнутся депарафинизации для понижения температуры застывания, после чего направляться на гидроочистку для понижения содержания серы и использоваться в качестве дизельного топлива. Также её можно отправить на установку «Парекс» для получения жидких парафинов [3].  

Таблица 2.4 — Характеристика дизельных фракций Еланской нефти

2.5 Характеристика вакуумных дистиллятов и их применение

В таблице 2.5 представлена характеристика вакуумных дистиллятов. На основании  этой таблицы делаем вывод о целесообразности получения из Еланской нефти четырёх вакуумных дистиллятов, которые могут служить сырьём для производства базовых масел, имеющих повышенный индекс вязкости (ИВ>90) и высокий выход на дистиллят. Избыток этих дистиллятов можно отправить на  установки каталитического крекинга и (или) гидрокрекинга.

Таблица 2.5 — Характеристика вакуумных дистиллятов Еланской нефти

2.6 Характеристика остатков и их применение

В таблице 2.6 представлена характеристика остатков атмосферной и вакуумной перегонки. Мазут поступает на вакуумный блок установки для производства вакуумных дистиллятов. Гудрон – остаток вакуумной перегонки мазута – подвергается дальнейшей переработке с целью получения остаточных масел, битума, а также котельного топлива путем снижения вязкости на установках висбрекинга.

Таблица 2.6 — Характеристика остатков Еланской  нефти

Пригодность нефти для получения  из нее битума определяется содержанием  смол и асфальтенов, что выражается следующим выражением БашНИИ НП:

А+С-2,5П>0, где

А, С и П-содержание в нефти  соответственно асфальтенов, смол и  парафинов, %(масс.) 

0,85+4,81-2,5*4,6=-5,84<0

Из этого уравнения делаем вывод, что битум из этой нефти получать нельзя из-за высокого содержания парафинов  в остатке.

3 Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти (АВТ)

В основу технологической схемы нашей установки АВТ мощностью 3,2 млн. т/г Еланской нефти принята принципиальная технологическая схема аналогичной установки [6], т.е. схема с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной. Предварительная отбензинивающая колонна необходима для того, чтобы разгрузить по парам основную ректификационную колонну, т.к. содержание бензиновых фракций в перерабатываемой нефти 29,9 % (см. таблицу 2.2). Данная схема является наиболее гибкой и работоспособной при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворённых газов. Корозионно-агресивные вещества будут удаляться через верх первой колонны, тем самым защищая основную колонну от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создаётся высокого давления, что в свою очередь позволяет установить более дешёвое оборудование без усиления его прочности. Недостаток этой схемы заключается в том, что нефть в печи следует нагревать до более высокой температуры, чем при однократном испарении. Кроме того, установка должна быть оборудована дополнительной аппаратурой — колонной, насосами печными и для подачи орошения, конденсаторами-холодильниками и т. д. [2].

В целях рационализации и обеспечения  производства  выбранного ассортимента продуктов из заданной нефти в  эту схему вносим следующие дополнения.

Блок ЭЛОУ

Блок ЭЛОУ предназначен для подготовки нефти к переработке ее на атмосферном блоке установки. Подготовка нефти заключается в удалении из нее воды, солей и механических примесей путем воздействия электрического поля высокого напряжения (до 33 тыс. вольт) с применением деэмульгатора [8].

Недостаточно хорошо подготовленная нефть вызывает:

— коррозию внутренней поверхности аппаратуры, насосов, трубопроводов;

— засоление змеевиков печи, теплообменников, трубопроводов, насосов механическими  примесями, накипью и солями с  уменьшением коэффициента теплопередачи, снижением производительности и сокращением межремонтного пробега установки;

—повышением зольности остатков перегонки (мазута, гудрона) из-за накопления в  них солей и механических примесей;