КУРСОВАЯРАБОТА
по дисциплине:
«Технология переработки нефти и газа»
на тему:
«Топливно-химический блок нефтеперерабатывающего завода мощностью 10 млн. тонн Гуронской нефти в год»
Разработал:
студент гр. 13-ХТ-1
Павлюченко А.М.
Проверила:
Ковалева И.В.
НОВОПОЛОЦК, 2016
ВВЕДЕНИЕ
Нефтепереработка начинается с подготовки и первичной переработки нефти. Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависит качество и выходы сырья для получения топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание. Однако невозможно получить качественный товарный продукт без процессов глубокой переработки нефти, которые обеспечивают экономически целесообразное максимально безотходное производство, то есть сырьевой потенциал используется более полно. Поэтому, приоритетными задачами, стоящими перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:
1) комплексность переработки нефти и комбинирование процессов;
2) увеличение единичной мощности установок;
3) повышение качества целевых продуктов;
4) снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло- и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти; 5) улучшение условий промышленной безопасности и др.
Решение этих задач предусматривает:
1) Совершенствование основных аппаратов установок НПЗ:
- контактных устройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависят материальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов и глубина переработки нефти и т.д.;
- конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) промышленных вакуумных колонн;
- трубчатых печей и теплообменно-холодильного оборудования.
2) Совершенствование технологических схем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций. Любой технологический режим должен соответствовать таким экономическим требованиям как низкие инвестиционные затраты и короткий срок окупаемости [1].
Коррозия оборудования – еще одна не менее важная проблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие их гидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников. Имеющиеся ингибиторы коррозии не универсальны (неприятный запах, являются высокотоксичными соединениями и достаточно дорогими продуктами). В настоящее время разработаны новые ингибиторы коррозии, которые не имеют вышеперечисленных недостатков [2].
С момента одобрения Европейской комиссией экологических норм ЕВРО-5, мировой рынок автомобильного топлива претерпевает структурные изменения. Среди главных тенденций, наблюдаемых в нефтеперерабатывающей отрасли, — снижение удельного производства низкооктановых марок бензинов и рост выпуска высокооктановых, а также существенное улучшение качества. Беларусь старается не отставать в гонке, усиливает качественные показатели бензина. Перед отечественными предприятиями поставлена задача обеспечить их соответствие высоким европейским и мировым стандартам. Требования к автомобильным бензинам, соответствующим классу Евро-4, Евро-5,предусматривают резкое снижение содержания ароматических углеводородов и ограничение содержания бензола 1% об. Обычно такие требования достигаются, когда базовым компонентом служит бензин каталитического крекинга. Однако, в качестве базового компонента часто используют риформат, что затрудняет переход к производству бензинов, соответствующих современным и перспективным требованиям.
Наиболее жесткие требования предъявляются к экологическим характеристикам перспективных дизельных топлив, в частности, в ряде зарубежных стран установлены ограничения на источник образования вредных выбросов (химический состав ДТ): содержание серы не более 0,05 % мас., ароматических углеводородов не более 20 % (в перспективе – не более 10 %) и полициклической ароматики не более 6 – 11 %. Это возможно в случае замены применяемых в настоящее время катализаторов гидроочистки на более эффективные кобальт- или никельмолибденовые серий ГП, ГО и ККД [2]. Наряду с решением проблем гидрообессеривания топлив предстоит осуществить более сложные проекты гидродеароматизации, деазотизации и депарафинизации топлив, что потребует применения процессов их гидрооблагораживания, гидродепарафинизации (изодепарафинизации), а также гидрокрекинга(вакуумных газойлей) для увеличения объемов производства топлив и мазутов [1]. На современных установках на сегодняшний день нельзя обойтись без широкого применения ЭВМ. Внедрение автоматической системы управления технологическим процессом (АСУТП) позволяет реализовать на практике более сложные системы контроля и управления, обеспечить персонал более полной, достоверной и своевременной информацией о работе установки, улучшить диагностику оборудования процессов. Проблема энергосбережения остро стоит на каждом нефтеперерабатывающем предприятии. Следовательно, необходимо предусматривать мероприятия по экономии материальных и энергетических ресурсов, такие как использование тепла отходящих потоков, внедрение новых экономичных установок, реконструкцию уже существующих технологий, замену отдельных узлов и аппаратов на более совершенные [3].
Целью данной курсовой работы является разработка проекта установки топливно-химического блока НПЗ мощностью 10 млн. тонн Гуронской нефти в год и обеспечить глубину переработки нефти не менее 90 %.
Характеристика нефти, фракций и их применение
Характеристика нефти
Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Основные показатели качества Гуронской нефти представлены в таблицах 1.1, которые составлены с помощью справочной литературы [3].
Таблица 1.1 – Показатели качества Гуронской нефти
| Показатели | Единицы измерения | Значение показателя |
| Плотность нефти при 20°С | кг/м3 | 840,6 |
| Содержание в нефти: Хлористых солей | мг/дм3 | |
| Воды | % масс. | 0,46 |
| Серы | % масс. | 1,22 |
| Парафина | % масс. | 4,6 |
| Фракции до 360°С | % масс. | 55,2 |
| Фракции 360-560°С | % масс. | 27,7 |
| Фракции >560°С | % масс. | 17,1 |
| Плотность гудрона (остатка) при 20°С (фр.>560°С) | кг/м3 | 917,7 |
| Вязкость нефти: При t=20°C При t=50°C | мм2/с мм2/с | 7,56 3,74 |
| Выход суммы базовых масел с ИВ≥90 и температурой застывания≤-15°С | % масс. | 20,3 |
По содержанию серы Гуронская нефть относится к второму классу («сернистая», с содержанием серы от 0,61 до 1,8 % масс.), по плотности, а при поставке на экспорт – дополнительно по выходу фракций до 3000С и массовой доле парафина – ко первому типу, по степени подготовки к переработке – к первой группе, по массовой доле сероводорода и метил- и этилмеркаптанов – ко первому виду. Таким образом, Гуронская нефть обозначается следующим образом:2.1.1.1. ГОСТ[4] 31378-2009.
На основании составлена таблица потенциального содержания фракций в Гуронской нефти.
Таблица 1.2 – Потенциальное содержание фракций в Гуронской нефти
| Номер компонента | Компоненты, фракции | Массовая доля компонента в смеси, хi |
| Н2 | ||
| СН4 | 0,00052 | |
| С2Н6 | 0,001061 | |
| С2Н4 | ||
| Н2S | ||
| SС3 | 0,004629 | |
| SС4 | 0,01519 | |
| 28-620С | 0,0276 | |
| 62-850С | 0,0207 | |
| 85-1050С | 0,0275 | |
| 105-1400С | 0,0684 | |
| 140-1800С | 0,1031 | |
| 180-2100С | 0,0516 | |
| 210-3100С | 0,1562 | |
| 310-3600С | 0,0752 | |
| 360-4000С | 0,0713 | |
| 400-4500С | 0,0952 | |
| 450-5600С | 0,1102 | |
| >5600С | 0,1716 | |
| Итого: | 1,00000 |
Из таблиц 1.1.1 и 1.1.2 видно, что Гуронская нефть ― нефть средней плотности (840,6 кг/м3) с выходом фракций до 360°С количеством 55,17%масс., т.е. ее первичная переработка на АВТ обеспечивает глубину переработки 55,17%, оставшиеся 44,83% должны обеспечиться вторичными процессами.