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

Показатели	Единицы измерения	Значение показателя
Плотность нефти при 20°С	кг/м3	819,2
Содержание в нефти: хлористых солей	мг/л	47
Воды	% масс.	0,36
Серы	% масс.	0,93
парафина	% масс.	7,6
Фракции до 360°С	% масс.	65,7
Фракции 360-540°С	% масс.	26,05
Фракции >540°С	% масс.	8,25
Плотность гудрона (остатка) при 20°С (фр.>540°С)	кг/м3	899,7
Вязкость нефти: при t=20°С при t=50°С	мм2/с мм2/с	4,69 2,64
Выход суммы базовых  масел с ИВ≥90 и температурой застывания≤-15°С	% масc.	20,08

 

Таблица 2 – Потенциальное  содержание фракций в Еланской нефти

Номер компонента	Компоненты, фракции	Массовая доля компонента в смеси, xi
1	H2	—
2	CH4	0.0016812
3	C2H6	0,0028188
4	C2H4	—
5	H2S	—
6	∑C3	0,0079632
7	∑C4	0,0235368
8	28-62°С	0,07945
9	62-85°С	0,03798
10	85-105°С	0,04462
11	105-140°С	0,05955
12	140-180°С	0,08419
13	180-210°С	0,05281
14	210-310°С	0,17205
15	310-360°С	0,09035
16	360-400°С	0,05252
17	400-450°С	0,07443
18	450-500°С	0,07676
19	500-540°С	0,05679
20	>540°С	0,08250
	Итого:	1,00000