Реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива
Технико-экономическое обоснование проведения реконструкции действующего производства. Физико-химические основы метода производства. Характеристика подаваемого сырья и готовой продукции. Описание технологической схемы. Организация и экономика производства.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 26.10.2014 |
| Размер файла | 565,4 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Введение
реконструкция сырье технологический продукция
Увеличение объема производства нефтепродуктов, расширение их ассортимента и улучшение качества - основные задачи, поставленные перед нефтеперерабатывающей промышленностью в настоящее время.
Решение этих задач в условиях, когда непрерывно возрастает доля переработки сернистых и высокосернистых, а за последние годы и высокопарафинистых нефтей, потребовало изменения технологии переработки нефти. Так как в мире ежегодно вместе с нефтепродуктами сжигается около 4·107 т серы, в пересчете на продукты сгорания это составляет примерно 8·107 т диоксида серы или 1,2·108 т серной кислоты, это приводит к выпадению "кислотных дождей" и росту заболеваний населения. Кроме того, сернистые соединения, присутствующие в нефтепродуктах, резко ухудшают эксплуатационные качества топлив и масел, вызывают коррозию аппаратуры, снижают активность антидетонаторов и антиокислительную стабильность топлива, повышают склонность к смолообразованию крекинг-бензинов.
Производство топлив, отвечающих современным требованиям, невозможно без применения таких процессов, как каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидроочистка, алкилирование и изомеризация, а в некоторых случаях - гидрокрекинг.
В наше время много машин используют дизельное топливо. Требуется все большее и большее количество дизельного топлива. Происходит широкое вовлечение в переработку средних (дизельных) фракций нефти. А это, в свою очередь, невозможно, без дальнейшего совершенствования процессов гидроочистки и гидрокрекинга. Эти процессы имеют особую важность для России. Ведь мы вынуждены иметь дело преимущественно с сернистыми и высокосернистыми тяжелыми сортами нефти. Гидроочистка нефтяных дистиллятов является одним из наиболее распространенных процессов, особенно при переработке сернистых и высокосернистых нефтей. Основной целью гидроочистки нефтяных дистиллятов является уменьшение содержания в них сернистых, азотистых и металлоорганических соединений. Известно, что все сераорганические соединения не выдерживают обработки под давлением водорода на катализаторах. При гидроочистке происходит разложение органических веществ, содержащих серу и азот. Они реагируют с водородом, циркулирующим в системе, с образованием сероводорода и аммиака. Сероводород в обычных условиях находится в газообразном состоянии и при нагревании нефтепродукта выделяется из него. Его поглощают в колоннах орошения и затем превращают либо в элементарную серу, либо в концентрированную серную кислоту.
Промышленные процессы основаны на контактировании нефтяных дистиллятов с активными катализаторами, в основном алюмокобальтмолибденовыми и алюмоникельмолибденовыми. Процесс протекает в условиях, при которых 95 - 99 масс. % исходного сырья превращается в очищенный продукт (гидрогенизат). Одновременно образуется незначительное количество бензина. Катализатор периодически регенерируют. При давлении 4 - 5 МПа и температуре 380 - 420 °C содержание серы, особенно в светлых нефтепродуктах, можно таким образом свести до тысячных долей.
1. Литературный обзор с обоснованием
1.1 Метода производства
Во многих странах мира нефтеперерабатывающая промышленность стоит перед решением проблем, связанных с введением более строгих спецификаций на моторные топлива и с изменением спроса на них. Особенно быстро в разных странах меняются спецификации на бензин и дизельное топливо, вынуждая нефтепереработчиков инвестировать средства в строительство новых или в реконструкцию действующих установок.
С 2005 года в странах ЕС действуют нормы по выбросам вредных веществ для автомобильной техники Евро 4, регламентирующие содержание серы в дизельном топливе не более 50 ррm. К 2010 году планируется весь дизельный транспорт перевести на топливо с ультра низким содержанием серы 10 ррm.
Снижение содержания серы в дизельном топливе может быть достигнуто путем гидроочистки, проводимой в более жестких условиях. Указанная цель также может быть достигнута подбором нового, более эффективного для данного типа сырья, катализатора.
Большинство реакторов гидропереработки нефтяного сырья, находящихся в настоящее время в эксплуатации, спроектированы и построены в середине 70-х годов. Поскольку выходы продуктов и их качество изменились, многие нефтепереработчики смогли получить преимущества от использования прогресса в разработке катализаторов и избежать крупных капиталовложений в свои установки. Однако для того, чтобы полностью реализовать потенциал реакторной системы экономически эффективно, необходима подробная оценка рабочих характеристик и конструкции существующих реакторных систем в сочетании с тщательным рассмотрением имеющихся в наличии вариантов модернизации реакторов.
По совершенствованию качества дизельных топлив большие усилия прилагают европейские страны. В них принята концепция ужесточения требований к этому виду топлива, особенно по содержанию в нём сернистых соединений. В настоящее время ограниченное число нефтеперерабатывающих заводов в мире может получать дизельное топливо с ультранизким содержанием сернистых соединений. С 2000 года в Европе действуют нормы Евро-3, устанавливающие требования по цетановому числу не менее 51, по сере не более 0,035 массовых %, плотности не более 0,845 г/см3 при нормировании содержания полиароматических соединений не более 11 % объёма.
Гидрогенизационные процессы в нефтеперерабатывающей промышленности применяется во всё возрастающем объёме. Широкое развитие их обусловлено в основном повышением требований к качеству вырабатываемых нефтепродуктов и значительным объёмом сернистых нефтей, поступающих на переработку.
В нефтеперерабатывающей промышленности гидроочистка как тип гидрогенизационных процессов является основным. Она применяется для удаления из нефтепродуктов металло- и сероорганических соединений, а также соединений кислорода и азота и для снижения содержания непредельных и ароматических углеводородов, для улучшения запаха и цвета нефтепродуктов. В результате гидроочистки уменьшается коррозия оборудования и снижается загрязнение атмосферы.
Установка гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24/2000 введена в эксплуатацию в 1993 году. Она предназначена для очистки от сернистых, кислород- и азотсодержащих соединений прямогонного дизельного топлива, поступающего с установок АВТ.
Очищенное от сернистых соединений дизельное топливо используется в качестве компонента для получения товарных дизельных топлив согласно действующим ГОСТам и ТУ, а также согласно Техническому регламенту «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту».
Установка ЛЧ-24/2000 состоит из следующих блоков:
1) Узел подачи сырья.
2) Реакторный блок.
3) Блок стабилизации нестабильного гидрогенизата.
4) Блок очистки газов.
5) Блок сырьевых резервуаров.
6) Узел ввода присадок в дизельное топливо.
7) Узел аварийного освобождения, дренажа и приема факельных сбросов.
Бензин-отгон является побочным продуктом гидроочистки и выводится на установки АВТ-5, АВТ-6, БПС ЛЧ-35/11-600.
Углеводородные газы, образующиеся в процессе гидроочистки, используются на установке в качестве компонента печного топлива.
Сероводород, образующийся в процессе гидроочистки, поглощается раствором МДЭА, после чего насыщенный раствор направляется на производство серной кислоты или производство элементарной серы.
Разработчики проекта:
фирма «Хепос» Чешская республика, основной проект.
«Ленгипронефтехим», регламент и приведение к нормам.
ОАО «Нижегородниинефтепроект», привязка к межцеховым коммуникациям.
ОАО «Нижегородниинефтепроект», техническое перевооружение компрессорной станции, 2009.
ЗАО «ПМП», проект реконструкции установки, г. Санкт-Петербург, 2009.
Химические основы процесса: удаление гетероатомов происходит в результате разрыва связей C-S, C-N и С-О и насыщения образующихся осколков водородом. При этом сера, азот и кислород выделяются соответственно в виде H2S, NH3 и Н2О.
Превращение серосодержащих соединений:
RSH + H2 > RH + H2S
RSR + H2 > R SH + H2S
Кинетика гидрирования сернистых соединений сильно зависит от их строения. Она уменьшается с увеличением молекулярной массы, то есть удаление серы из тяжёлых нефтяных фракций происходит с большим трудом, чем из лёгких. Взаимодействие индивидуальных серосодержащих соединений различного класса с водородом в условиях гидроочистки происходит по реакции первого порядка.
Превращение азоторганических соединений: гидрогенолиз связи C-N протекает труднее, чем C-S, поэтому в процессах гидроочистки азот удалить сложнее.
C6H5CH2NH2 + Н2 > С6Н5СН3 + NH3
Хуже всего удаляется азот из циклических структур. Пиролл гидрируется до бутана и аммиака. При гидроочистке достигается практически полное гидрирование азотосодержащих соединений.
Превращение кислородосодержащих и металлоорганических соединений: в среднедистилляционных фракциях кислород может быть представлен соединениями типа спиртов, эфиров, фенолов. В высококипящих фракциях, в основном в мостиковых связях и в циклах молекул. Наибольшее количество кислородосодержащих соединений концентрируется в смолах и асфальтах.
RC6Н4OH + 2Н2 > RC6H5 + Н2О
В присутствии обычных катализаторов гидроочистки кислородосодержащие соединения удаляются практически нацело.
Металлоорганические соединения разлагаются на активных катализаторах с выделением свободного металла, являющегося каталитическим ядом.
Превращение углеводородов: в условиях процесса гидроочистки происходит гидрирование алкенов, алкадиенов и частично полициклических аренов.
RCH=CH2 + Н2 > RCH2CH3 (Т=310-400 °С, Р =3 МПа)
Полициклические арены гидрируются при той же температуре, что и алкены, но при большем давлении 3-7 МПа.
Макрокинетика процесса: скорость протекания реакции гидроочистки нефтяных фракций зависит от химической природы и физических свойств сырья, типа катализатора, парциального давления водорода, объёмной скорости подачи сырья, температуры и других факторов. С повышением температуры скорость реакций гидрирования возрастает. Однако, верхний предел температуры ограничен (400-420 °С), что связано с неблагоприятным термодинамическим равновесием гидрирования тиофенов. Кроме того, повышение температуры способствует реакции гидрокрекинга, дегидрирования полициклических циклоалканов и коксообразованию. В зависимости от качества исходного сырья и требуемого качества очищенного продукта, гидроочистку проводят при температуре 250-350 °С.
Скорость газофазной реакции (при гидроочистке легких фракций) возрастает с увеличением парциального давления водорода до 3 МПа и не изменяется. В жидкофазном процессе (при гидроочистке высококипящих фракций) повышение давления водорода до очень высоких значений увеличивает скорость реакции, ускоряя транспортирование водорода через плёнку жидкости к поверхности катализатора. Предел повышения давления обычно ограничивается удорожанием оборудования и составляет 8 МПа.
Объёмная скорость подачи сырья зависит от содержания и типа гетероатомных соединений в сырье, от технологии получения сырья и требуемой глубины очистки. Обычно она колеблется от 0,5 до 10 ч-1. Гидроочистку сырья с высоким содержанием тиофенов проводят с меньшей объёмной скоростью, чем сырья содержащего серу в виде меркаптанов и сульфидов. Низкая объёмная скорость требуется также для переработки тяжёлого сырья. В промышленности процесс гидроочистки проходит при следующих показателях технологического режима:
среднее давление в реакторах, МПа 3-6
температура в реакторах, 0С 350-400
объёмная скорость подачи сырья, ч-1 2-5
кратность циркуляции ВСГ, м3/м3 200-350
содержание водорода в ЦВСГ, % (об.) от 78
Для получения дизельного топлива с ультранизким содержанием серы очень важно в тонкостях понимать химию процесса удаления серы из фракций нефтепродуктов. Процесс удаления серы из дизельных фракций является достаточно сложным, особенно если речь идет об очень глубокой очистке. Хотя в дизельном топливе и присутствуют серосодержащие соединения, точки кипения которых расположены по всему интервалу кипения топлива, наиболее устойчивые и трудные для удаления соединения (например, 4,6-диметилдибензотиофен) обнаруживаются во фракциях с наиболее высокими температурами кипения (более 320 °С). Выяснено, что имеется два основных типа химических реакций, используемых для удаления этих серосодержащих соединений (рисунок 1.1): прямая реакция (гидрогенолиз), и реакция гидрогенизации. Считается, что последний способ является наиболее эффективным с точки зрения снятия стерических ограничений. К третьему, наименее важному способу удаления серы, относятся реакции, при которых происходит изменение структуры молекул серосодержащих соединений.
Возможными для реализации являются все три типа реакций, при этом предпочтительное направление протекания реакций определяют рабочие условия конкретного процесса и тип применяемых катализаторов.
Рисунок 1.1 - Возможные типы реакций для удаления 4,6-диметил-дибензотиофена при гидродесульфуризации
Известно, что реакции гидрогенолиза ингибируются как сероводородом, так азотсодержащими соединениями, в то время как при использовании способа, основанного на гидрогенизации, в качестве ингибиторов выступают в основном азотосодержащие соединения. Поскольку в указанных случаях реакционная способность серосодержащих органических соединений оказывается различной, то катализаторы, работающие по механизму гидрогенолиза (кобальт-молибденовые, или СоМо-катализаторы) ведут себя иначе, чем катализаторы, которые в основном работают по механизму гидрогенизации (никель-молибденовые, или NiMo-катализаторы). Для неустойчивых серосодержащих соединений основным типом реакций является гидрогенолиз, что делает крайне эффективным применение СоМо-катализаторов. Для удаления же устойчивых соединений серы лучше использовать катализаторы с высокой активностью в процессе гидрогенизации. Высокая гидрогенизационная активность способствует протеканию реакций гидрогенизационного типа, а также удалению ингибирующих азотосодержащих соединений.
Эти концепции являются основными при выборе типа используемого катализатора: для работы при низком давлении, когда важнейшим типом протекающих реакций является гидрогенолиз, лучше использовать СоМо-катализатор. При увеличении рабочего давления более важными становятся реакции типа гидрогенизации, и в этом случае предпочтительным катализатором будет уже NiMo-катализатор. Помимо такого фактора, как давление, на выбор оптимального катализатора или каталитической системы для конкретной установки также влияют содержание азота в сырье и требуемая объемная скорость.
2. Технико-экономическое обоснование проведения реконструкции действующего производства
Целью технико-экономического обоснования является доказательство технической возможности и экономической целесообразности реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива.
2.1 Краткая характеристика продукции, области её применения, анализ существующих методов производства
Дизельное топливо представляет собой один из важнейших продуктов нефтепереработки.
Нефтеперерабатывающей промышленностью вырабатывается дизельное топливо по ГОСТ 305-82 трех марок: летнее (Л), применяемое при температурах окружающего воздуха выше 0 °С; зимнее (3), применяемое при температурах до минус 30 °С, и арктическое (А), температура применения которого до минус 50 С.
Дизельное топливо (ГОСТ 305-82) получают компаундированием прямогонных и гидроочищенных фракций в соотношениях, обеспечивающих требования стандарта по содержанию серы. Содержание серы в дизельном топливе марок Л и 3 не должно превышать 0,2 % (масс.) - для I вида топлива и 0,5 % (масс.) - для II вида топлива, а для марки EN-590 - 0,005 % (масс).
В качестве сырья для гидроочистки нередко используют смесь среднедистиллятных фракций прямой перегонки и вторичных процессов, чаще прямогонного дизельного топлива и легкого газойля каталитического крекинга. Содержание серы в прямогонных фракциях в зависимости от перерабатываемой нефти колеблется в пределах 0,8-1,0 % (для сернистых нефтей), а содержание серы в гидроочищенном компоненте - от 0,08 до 0,1 %.
Дизельное экспортное топливо (ТУ 38.401-58-110-94) вырабатывают для поставок на экспорт. Исходя из требований к содержанию серы (0,005 % масс.), дизельное экпортное топливо получают гидроочисткой прямогонных дизельных фракций.
С 1981 г. вырабатывают зимнее дизельное топливо марки ДЗп по ТУ 38.101889-81.
Получают его на базе летнего дизельного топлива. Добавка сотых долей присадки обеспечивает снижение предельной температуры фильтруемости до минус 15 °С, температуры застывания до минус 30 °С и позволяет использовать летнее дизельное топливо в зимний период времени при температуре до минус 15 °С.
Для применения в районах с холодным климатом при температурах минус 25 и минус 45 °С вырабатывают топлива по ТУ 38.401-58-36-92.
Экологически чистое дизельное топливо выпускают по ТУ 38.1011348-89. Производство дизельных топлив с улучшенными экологическими показателями связано, во-первых, с вовлечением в их состав продуктов переработки растительного сырья и их модификаций (так называемые биодизельные топлива), во-вторых, со снижением содержания в них сернистых, азотных соединений и полициклических ароматических углеводородов за счет гидрогенизационных процессов.
Также, новым способом получения экологически чистых топлив является целенаправленное производство синтетического дизельного топлива в виде диметилового эфира (ДМЭ) на основе синтез-газа.
Городское дизельное топливо (ТУ 38.401-58-170-96) предназначено для использования в г. Москве. Основное отличие городского дизельного топлива от экологически чистого - улучшенное качество благодаря использованию присадок (летом - антидымной, зимой - антидымной и депрессорной). Добавка присадок в городское дизельное топливо снижает дымность и токсичность отработавших газов дизелей на 30-50 %. Депрессорные присадки, улучшающие низкотемпературные свойства топлива представляют собой, в основном, сополимеры этилена с винилацетатом зарубежного производства.
2.2 Обоснование необходимости увеличения объёмов производства
В настоящее время перед нефтеперерабатывающей промышленностью ставится задача по улучшению качества дизельного топлива, в связи с ужесточением контроля за воздушной средой, а также увеличением количества перерабатываемого дизельного топлива в связи с ростом спроса на данный вид нефтепродукта.
Россия в настоящее время занимает третье место в мире после США и Японии по производству средних дистиллятов (дизельного топлива). Самый высокий выход средних дистиллятов наблюдается в Японии. Производство средних дистиллятов в шести ведущих странах в 2002 г. составило 425 млн. тонн, из них доля России составляет около 12 % (около 51 млн. тонн/год).
США практически полностью обеспечивают себя средними дистиллятами, Германия и Франция ориентированы на импорт, а Россия, Великобритания и Япония являются нетто-экспортерами средних дистиллятных топлив. Причем, в России это соотношение растет.
В таблице 2.1 приведены данные по производству дизельного топлива в 2009 -2010 годах в России.
Таблица 2.1 - Производство дизельного топлива на российских предприятиях по компаниям
|
Предприятие, компания |
Производство, тыс. тонн/год |
Темп роста. % |
Доля от РФ, % |
|||
|
2009 г. |
2010 г. |
2009 г. |
2010 г. |
|||
|
ГазПром |
8806,6 |
9286,2 |
105,4 |
17,54 |
17,68 |
|
|
ЛУКОЙЛ |
7549,2 |
9037,6 |
119,7 |
15.03 |
17.21 |
|
|
Башнефтехим |
7135,7 |
7074,5 |
99,1 |
14,21 |
13.47 |
|
|
ТНК |
4159.4 |
4029 |
96,9 |
8,28 |
7,67 |
|
|
Сургутнефтегаз |
3602,4 |
3627 |
100,7 |
7,17 |
6.91 |
|
|
Славнефть |
3155,4 |
3183,5 |
100,9 |
6,28 |
6,06 |
|
|
Московский 111 П |
2566,2 |
2504,7 |
97,6 |
5,11 |
4,77 |
|
|
Роснефть |
1927.8 |
2128,6 |
110,4 |
3,84 |
4,05 |
|
|
Газпром |
1670,2 |
1771,2 |
106,0 |
3,33 |
3,37 |
|
|
СИДАНКО |
1060,7 |
1175,6 |
110,8 |
2,11 |
2,24 |
|
|
Татнефть |
1343,5 397,3 |
1131,9 478,8 |
84,3 120,5 |
2,68 0,79 |
2,15 0.91 |
|
|
Прочие |
2315,5 |
2485,44 |
107,3 |
4,61 |
4,73 |
|
|
ИТОГО ПО РОССИИ |
50215,1 |
52525,44 |
104,6 |
100 |
100 |
2.2.1 Производственные мощности и их использование, динамика роста производства, области применения, перспективы наращивания мощностей
Для проведения организационно-технических мероприятий, следствием которых будет увеличение выпуска продукта, важно изучить тенденции изменения спроса на данный продукт.
В целом для ведущих стран мира характерно сокращение потребления печных топлив и рост потребления автомобильных и дизельных топлив. Из общего ряда выделяется Россия, где из-за избытка газа и сильно развитой системы газоснабжения печное топливо почти не применяется.
Внутренний рынок среднедистиллятных топлив России характеризуется как их высоким производством, так и потреблением.
Прогноз динамики роста мирового и российского спроса на дизельное топливо представлен в виде диаграмм на рисунках 2.1 и 2.2 соответственно.
Рисунок 2.1 - Прогноз динамики мирового спроса на продукт
Рисунок 2.2 - Прогноз динамики российского спроса на продукт
В Российской Федерации основным потребителем дизтоплива является грузовой автотранспорт, на долю которых приходится около 30% всех поставок. Крупный сегмент рынка также составляют сельское хозяйство и автобусные перевозки (по 17-19 %). На долю остальных приходится около 50 %.
В потреблении дизельного топлива наблюдается выраженная сезонность, что связано с ростом поставок горючего для посевных и уборочных работ (120 - 140 литров на 1 гектар сельскохозяйственных угодий), а также сезонности автоперевозок.
Прогноз динамики роста мирового и российского объёмов производства дизельного топлива представлен на рисунках 2.3 и 2.4 соответственно.
Рисунок 2.3 - Прогноз динамики роста мирового объема производства
Рисунок 2.4 - Прогноз динамики роста российского объема производства
Таким образом, на рынке дизельного топлива сохраняется тенденция увеличения спроса на продукт, причём спрос превышает существующие объёмы производства, следовательно, существуют реальные перспективы наращивания производственных мощностей предприятий-изготовителей дизельного топлива.
Наибольшую долю рынка занимают компания «ЛУКОЙЛ». Ему принадлежит 17 % российского рынка дизельного топлива.
На втором месте по объёму рынка находится компания «Башнефтехим». Она занимает 13 % рынка.
Далее идут компании «Сибнефть» и ТНК, которым принадлежит примерно по 8 % рынка дизельного топлива в России.
2.3 Организационно-технические мероприятия по увеличению объёмов производства и качества данной продукции
В результате предлагаемой реконструкции производительность установки по сырью увеличивается с 2500000 до 2600000 тонн в год. Реконструкция заключается в замене катализатора марки KF 757-1,5Е, на котором проводится гидроочистка, на более производительный катализатор марки С(448,447), а также за счёт исключения из технологической схемы производства узла регенерации МДЭА. Предлагаемые технические решения обеспечат снижение себестоимости продукции и улучшить технико-экономические показатели работы установки.
Эффективность проведения данных организационно-технических мероприятий проверяется путем составления калькуляции себестоимости продукции и расчета основных технико-экономических показателей и сравнения их с показателями работы действующей установки гидроочистки дизельного топлива.
3. Физико-химические основы метода производства
Процесс гидроочистки дизельного топлива основывается на реакциях гидрогенизации, в результате которых соединения серы, кислорода и азота в присутствии водорода и катализатора превращаются в углеводороды с выделением воды, сероводорода и аммиака. Кроме того, в процессе гидроочистки протекают различные реакции с углеводородами (изомеризация парафиновых и нафтеновых, насыщение непредельных, гидрокрекинг, гидрирование ароматических углеводородов и др.). Процесс проводится при температуре 320-400оС и давлении 30-50 кгс/см2.
Реакции сернистых соединений
В зависимости от строения сернистые соединения превращаются в парафиновые или ароматические углеводороды с выделением сероводорода:
- меркаптаны
RSH + Н2 > RH + H2S
- сульфиды
RSR1 + 2H2 > RH + R1H + H2S
- дисульфиды
RSSR + 3H2 > 2RH + 2H2S
- тиофены
Из всех сернистых соединений легче всего гидрируются меркаптаны и сульфиды, труднее всего - тиофены. При одних и тех же условиях меркаптаны гидрируются на 95 %, а тиофены на 40-50 %.
Реакции кислородных и азотных соединений
- фенол
С6Н5ОН + Н2 > С6Н6 + Н2О
- гидроперекись гептана
С7Н15ООН + 2Н2 > С7Н16 + 2Н2O
Природа металлоорганических соединений и их реакции в процессе гидроочистки изучены мало. Однако, на основании практических данных известно, что металлы, содержащиеся в сырье, практически полностью отлагаются на катализаторе.
Реакции углеводородов
Одновременно с реакциями присоединения водорода идут реакции гидрокрекинга с образованием небольшого количества легких бензиновых фракций и газов, реакции изомеризации парафиновых и нафтеновых углеводородов.
Изомеризация парафиновых и нафтеновых углеводородов происходит довольно легко при условиях обессеривания.
Реакции гидрокрекинга протекают при повышенных температурах и давлениях со значительным выделением тепла, что может привести к неуправляемому саморазгону процесса.
Насыщение непредельных и гидрирование ароматических углеводородов происходит неодинаково. Для гидрирования ароматических углеводородов необходимо высокое (порядка 200 атм) парциальное давление водорода, в то время как насыщение непредельных происходит при условиях процесса гидроочистки.
Метилдиэтаноламиновая очистка газов
Метилдиэтаноламиновая очистка газов необходима для извлечения сероводорода из циркуляционного водородосодержащего и углеводородного газов. Процесс очистки газов основан на абсорбции сероводорода водным раствором МДЭА с последующей его регенерацией.
Процесс очистки основан на обратимой реакции.
2 (С2Н4ОН)2 NСН3 + Н2S (C2Н4ОН)2 NСH3 2 Н2S
При температуре 35-40 оС реакции идут в сторону поглощения сероводорода, при температуре 100-125 оС - в сторону выделения сероводорода из раствора МДЭА.
Реакция поглощения сероводорода раствором МДЭА протекает с выделением тепла, а реакция его выделения из насыщенного раствора - с поглощением тепла.
Факторы, влияющие на процесс гидроочистки
На процесс гидроочистки наиболее существенное влияние оказывают следующие факторы:
качество сырья;
температура;
давление;
активность катализатора;
объемная скорость подачи сырья;
кратность циркуляции ВСГ к сырью.
Качество сырья
Скорость обессеривания уменьшается с увеличением молекулярного веса сырья. Наличие смолистых соединений в сырье приводит к быстрому закоксовыванию катализатора и резкому снижению его активности. Содержание смолистых веществ в сырье косвенно характеризуется его цветом.
Температура
При повышении температуры скорость гидрирования сернистых соединений возрастает, достигая максимума при 400 оС. Для процесса гидроочистки дизельных фракций оптимальная температура составляет 320-400 оС.
Давление
С повышением общего давления в системе повышается степень обессеривания сырья, уменьшается коксование катализатора и увеличивается его срок службы. Но на глубину гидроочистки влияет в основном не общее давление в системе, а парциальное давление водорода. Значительный рост скорости гидрирования сернистых соединений наблюдается при повышении парциального давления водорода до 30 кгс/см2. Процесс гидроочистки дизельных фракций проводится при парциальном давлении водорода не ниже 18 кгс/см2 и общем давлении от 20 до 50 кгс/см2.
Объемная скорость подачи сырья
Объемной скоростью подачи сырья называется отношение объема сырья, подаваемого в реактор в час, к объему катализатора. Увеличение объемной скорости приводит к уменьшению времени пребывания сырья в реакторе, а значит и к уменьшению глубины гидрообессеривания. С другой стороны, снижение объемной скорости приводит к снижению производительности установки и удорожанию процесса. Поэтому максимально допустимая объемная скорость определяется для каждого конкретного случая в зависимости от состава сырья, состояния катализатора и условий протекания процесса. Для гидроочистки дизельных фракций максимально допустимая объемная скорость подачи сырья составляет 5 час.-1
Кратность циркуляции ВСГ : сырье
Кратность циркуляции ВСГ : сырье определяется как количество подаваемого водородсодержащего газа в нормальных метрах кубических на один метр кубический жидкого сырья. При увеличении кратности циркуляции ВСГ увеличивается глубина гидрообессеривания, но это увеличение происходит до определенного предела. Кроме того, увеличение кратности циркуляции ВСГ снижает коксообразование на катализаторе. Для процесса гидроочистки дизельных фракций принята кратность циркуляции ВСГ из расчета на 100 % водород 160-180 нм3/м3, при этом содержание водорода в циркулирующем газе должно быть не менее 70 % об.
Активность катализатора Чем выше активность катализатора, тем с более высокой объемной скоростью можно проводить процесс и достигать большей глубины обессеривания. Активность катализатора зависит от его «возраста» (срока эксплуатации) и условий проведения процесса. Для поддержания активности катализатора периодически проводят его регенерацию для удаления отложений серы и кокса. Постепенно катализатор «стареет» за счет отложения на поверхности металлоорганики и структурных изменений его поверхности. В этом случае катализатор подлежит замене на свежий. Факторы, влияющие на процесс очистки газов
Основными факторами, влияющими на процесс очистки газов, являются: температура, давление, массовая доля МДЭА в растворе, расход раствора МДЭА. Оптимальная температура абсорбции сероводорода - 30-40 °С. Повышение температуры ухудшает поглощение сероводорода. Важную роль играет соотношение температур раствора МДЭА и газа, поступающего на очистку.
Повышение давления благоприятно влияет на процесс поглощения сероводорода, чем больше давление, тем больше коэффициент абсорбции.
Уменьшение массовой доли МДЭА в растворе ослабляет коррозию аппаратуры, снижает растворимость в нем углеводородов, но увеличивает энергетические затраты на регенерацию увеличенных объемов циркулирующего раствора.
С увеличением расхода циркулирующего раствора МДЭА степень извлечения сероводорода увеличивается.
4. Характеристика сырья и готовой продукции
Данные о сырье, материалах, готовой продукции приведены в табл. 4.1 [5]
Таблица 4.1
|
Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов полуфабрикатов, изготовляемой продукции |
Номер ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТП |
Показатели качества, обязательные для проверки |
Норма по ГОСТ, ОСТ, ТУ, СТО |
Область применения изготовляемой продукции |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|||
|
Фракция дизельного топлива с установок АВТ-1, 2, 5, 6 |
СТП 4.1 -09 |
1.Фракционный состав: -начало кипения, оС, не ниже |
летняя - |
зимняя 140 |
Сырье установки |
||
|
- 50 % об. перегоняется при температуре, оС, не выше |
280 |
- |
|||||
|
- 90 % об. перегоняется при температуре, оС, не выше |
340 |
- |
|||||
|
- 96 % об. перегоняется при температуре, оС, не выше |
360 |
340 |
|||||
|
2. Температура застывания, оС, не выше |
- |
минус 35 |
|||||
|
3. Содержание воды, % мас. |
отсутствие |
||||||
|
Фракция дизельного топлива с вакуумной колонны К-5 установок АВТ-1, 2, 5, 6 |
СТП 4.4-09 |
1. Фракционный состав, оС: - 50 % об. перегоняется при температуре, не выше |
335 |
Компонент сырья установки |
|||
|
- 96 % об. перегоняется при температуре, не выше |
360 |
||||||
|
2. Содержание воды, % мас. |
отсутствие |
||||||
|
Свежий водород-содержащий газ (ВСГ) с установок ЛЧ-35/11-600, ЛФ-35/21-1000 |
СТП 3.7-08 |
1. Содержание водорода , % об., не менее: - для ЛЧ-35/11-600 - для ЛФ-35/21-1000 |
75 90 |
Используется в процессе гидроочистки |
|||
|
2. Содержание сероводорода, ррм, не более: - для ЛЧ-35/11-600 - для ЛФ-35/21-1000 |
1,5 2,0 |
||||||
|
3. Плотность, г/дм3 |
Не нормируется. Определение обязательно |
||||||
|
4. Содержание НСL (для установки ЛФ-35/21-1000) |
Отсутствие |
||||||
|
Компонент гидроочищенный дизельного топлива зимнего |
СТП 4.7-08 |
1. Фракционный состав: - до 180 оС перегоняется, % об, не более |
Для топлив ЕВРО 10 |
Для топлив ЭКТО 10 |
Для зимнего по ГОСТ 305 - |
Компонент товарных топлив дизельных зимних |
|
|
- до 340 оС перегоняется, % об, не менее |
95 |
95 |
- |
||||
|
- начало кипения, оС, не ниже |
- |
- |
140 |
Компонент товарных топлив дизельных зимних |
|||
|
- 96 % об. перегоняется при температуре, оС, не выше |
- |
- |
340 |
||||
|
2. Температура вспышки в закрытом тигле, оС, не ниже |
55 |
35 |
|||||
|
3. Температура помутнения, оС, не выше |
Класс 1 - минус 16 Класс 2 - минус 22 Класс 3 - минус 28 |
минус 25 |
|||||
|
4. Температура застывания, оС, не выше |
- |
минус 35 |
|||||
|
5.Содержание серы, не более |
мг/кг |
% мас. |
|||||
|
Вид 1 - 350,0 |
Вид 1 - 50,0 |
||||||
|
Вид II - 50,0 |
Вид II - 10,0 |
||||||
|
Вид III - 10,0 |
- |
||||||
|
6. Содержание механических примесей |
отсутствие |
||||||
|
7. Содержание воды, % мас. |
отсутствие |
||||||
|
8. Плотность при 15 оС, кг/м3 |
800-845 |
820-845 |
Не норми-руется.Опреде-ление обязательно |
||||
|
Компонент гидроочищен-ный дизельного топлива летнего |
СТП 4.6 -09 |
1 Фракционный состав: - при 250 оС перегоняется, % об, не более |
Для топлив ЕВРО вид III, ЭКТО вид II - |
Для топлив ЕВРО вид II , ЭКТО вид I 65 |
Для топлива по ГОСТ 305 - |
Компонент товарных топлив дизельных летних |
|
|
- при 350 оС перегоняется, % об, не менее |
- |
||||||
|
-- при 360 оС перегоняется, % об, не менее |
- |
||||||
|
- 50 % об. перегоняется при температуре, оС, не выше |
- |
||||||
|
- 90 % об. перегоняется при температуре, оС, не выше |
- |
||||||
|
- 96 % об. перегоняется при температуре, оС, не выше |
360 |
||||||
|
2. Температура вспышки в закрытом тигле, оС, не ниже |
55 |
||||||
|
3. Температура помутнения, оС, не выше: Сорт С Сорт Е Сорт F |
минус 5 минус 15 минус 20 |
||||||
|
4. Массовая доля серы, не более |
мг/кг 10,0 |
мг/кг 50,0 |
|||||
|
5. Содержание механических примесей |
отсутствие |
||||||
|
6. Плотность при 15 оС, кг/м3 |
820-845 |
Не норми-руется. Опреде-ление обязательно |
|||||
|
7. Содержание воды, % мас. |
отсутствие |
5. Описание технологической схемы
Узел подачи сырья
Сырье - прямогонная дизельная фракция - поступает на установку из промежуточного парка, проходит очистку от механических примесей на фильтрах Ф-207/1,2, после чего поступает на прием сырьевых насосов Н-201/1-3 и Н-201/4. Сырье насосами Н-201/1-3 и Н-201/4 подается на смешение с циркулирующим водородсодержащим газом и в качестве газо-сырьевой смеси поступает в реакторный блок.
Реакторный блок
Сырье, подаваемое насосами Н-201/1-3 и Н-201/4 с давлением 46,0 кгс/см2, и циркулирующий ВСГ, нагнетаемый циркуляционным компрессором ЦК-201 с давлением 46,0 кгс/см2, поступают в тройник смешения. Из тройника смешения газо-сырьевая смесь (далее по тексту ГСС) с температурой 75 °С поступает последовательно в теплообменники нагрева газо-сырьевой смеси Т-202/1-4 и затем Т-201/1,2. В теплообменниках ГСС нагревается за счет тепла стабильного гидрогенизата, поступающего из колонны К-201 и газо-продуктовой смеси (далее по тексту ГПС) из реактора Р-201 соответственно.
После теплообменников Т-201/1,2 ГСС с температурой 314 °С - 328 °С нагревается в реакторной печи П-201/1,2 до температуры реакции 350 °С и поступает последовательно в реактор Р-200 и реактор Р-201.
В реакторы загружена система катализаторов - защитного слоя (KF-542, KG-55), предотвращающего засорение катализатора гидроочистки, и непосредственно кобальт-молибденовый катализатор гидроочистки (С-448).
В реакторах происходит гидрогенолиз серо-, азот- и кислородсодержащих соединений с образованием сероводорода, аммиака и воды.
Температура ГСС на входе в реактор Р-200 составляет 350 °С, на выходе - 377,5 °С, давление на входе - 41,7 кгс/см2. Перепад давления по реактору Р-200 должен быть не более 2 кгс/см2.
Температура ГСС на входе в реактор Р-200 контролируется в РСУ контуром поз. TSA-911 с сигнализацией минимального значения. Давление на входе в реактор Р-200 контролируется в РСУ контуром поз. PSA-951 с сигнализацией минимального значения.
Температура ГСС на входе в реактор Р-201 составляет 377,5 °С, на выходе - 388,5 °С, давление на входе - 40,7 кгс/см2; на выходе - 39,7 кгс/см2. Перепад давления по реактору Р-201 должен быть не более 2,5 кгс/см2.
Температура ГСС на входе в реактор Р-201 контролируется в РСУ контуром поз. TR-58, на выходе - контуром поз. ТR-56. Давление на входе в реактор Р-201 контролируется в РСУ контуром поз. PR-12, на выходе - контуром поз. PR-11.
Также контролируется РСУ перепад температуры в слое катализатора многозонными термопарами с сигнализацией максимального значения:
- в реакторе Р-200 - контуром поз. ТIRA- 1001/1-4, поз. ТIRA- 1002/1-8.
- в реакторе Р-201 - контуром поз. ТRA- 20/1-10.
Газо-продуктовая смесь из реактора Р-201 поступает в сырьевые теплообменники Т-201/1,2, где охлаждается до температуры 250 °С - 270 °С, отдавая тепло на нагрев газо-сырьевой смеси, и направляется в горячий сепаратор высокого давления С-201.
В сепараторе С-201 происходит разделение нестабильного гидрогенизата и водородсодержащего газа.
Нестабильный гидрогенизат из С-201 поступает непосредственно в зону питания колонны стабилизации К-201.
С верха из сепаратора С-201 выходит ВСГ и направляется в теплообменник Т-205, где охлаждается, отдавая тепло нестабильному гидрогенизату, поступающему из холодного сепаратора высокого давления С-202 и доохлаждается в аппарате воздушного охлаждения Х-201/1-6 до 45 °С. Из аппарата воздушного охлаждения Х-201/1-6 водородсодержащий газ поступает на разделение в сепаратор С-202.
Для отмывки теплообменного оборудования реакторного блока от солей аммония предусмотрена подача конденсата водяного пара перед аппаратом воздушного охлаждения Х-201/1-6.
В холодном сепараторе высокого давления С-202 при давлении 34,8 кгс/см2 и температуре не более 45 °С происходит разделение ВСГ, сконденсированных легких углеводородов и воды.
Нестабильный гидрогенизат из сепаратора С-202 поступает в теплообменник Т-205, где нагревается за счет тепла паров сепаратора С-201 и в качестве второго (верхнего) питания направляется в колонну К-201.
Промывная вода из сепаратора С-202 выводится по уровню раздела фаз на установкупроизводства элементарной серы, или в дренажную емкость Е-205 в случае остановки производства элементарной серы.
С верха из сепаратора С-202 выходит ВСГ и поступает в абсорбер циркуляционного ВСГ К-202 на очистку от сероводорода 45 % водным раствором МДЭА, подаваемого насосами Н-204/1,2.
Насыщенный сероводородом раствор МДЭА из абсорбера К-202 поступает в сепаратор С-207.
Очищенный от сероводорода циркуляционный ВСГ делится на два потока, первый поступает через сепаратор С-203 на прием центробежного компрессора ЦК-201, где компримируется и далее направляется в тройник смешения с сырьем. Второй поток - в качестве "отдува" выводится с установки на ГРП.
В сепараторе С-203 происходит удаление капельной влаги и сконденсированных углеводородов из циркуляционного водородсодержащего газа.
Вывод жидкой фазы из сепаратора С-203 осуществляется в сепаратор насыщенного раствора МДЭА С-207.
Из сепаратора С-203 водородсодержащий газ через фильтр Ф-206 поступает на прием циркуляционного контура компрессора ЦК-201, где дожимается до 46,0 кгс/см2 и с температурой 80 °С направляется в тройник смешения с сырьем - прямогонной дизельной фракцией.
Для поддержания требуемой концентрации водорода в контуре циркуляционного ВСГ, а также для компенсации потерь водорода в результате химических превращений сырья и высокой растворимости ВСГ при горячей сепарации предусмотрена подпитка контура циркуляционного ВСГ свежим водородсодержащим газом на прием компрессора ЦК-201 перед сепараторами С-202 и С-203.
Свежий водородсодержащий газ поступает на установку с давлением 35,0 кгс/см2 и с температурой не выше 60 °С с установки ЛФ-35/21-1000 (либо с установки ЛЧ-35/11-600).
Блок стабилизации нестабильного гидрогенизата
Нестабильный гидрогенизат из горячего сепаратора высокого давления С-201 с температурой 250 °С - 270 °С и нестабильный гидрогенизат из холодного сепаратора высокого давления С-202, предварительно нагретый в Т-205 до температуры 210 °С, поступают, соответственно на 14 и 20 тарелки питания колонны стабилизации К-201.
В колонне стабилизации К-201 происходит отпарка легких углеводородов, сероводорода и воды. Процесс стабилизации в колонне К-201 осуществляется при избыточным давлении 5,7/5,2 кгс/см2 (куб/верх) и температуре в кубе - 240 °С - 250 °С, верха - 145 °С - 160 °С.
Для улучшения удаления легких углеводородов и сероводорода из нестабильного гидрогенизата в куб колонны предусмотрена подача горячего ВСГ.
Свежий ВСГ поступает с установок ЛФ-35-21/1000 (ЛЧ-35/11-600) и направляется в конвективную секцию печи П-201/1,2, где нагревается за счет тепла дымовых газов. Из печи П-201/1,2 нагретый до 330 °С водородсодержащий газ поступает в куб колонны К-201.
Схемой предусмотрена также возможность использования для поддува в К-201 ВСГ, отдуваемого из абсорбера К-202.
Верхний продукт колонны К-201 (ВСГ, водяные пары, пары углеводородов и сероводород) поступает в холодильник-конденсатор ХК-201, где происходит частичная конденсация и охлаждение паро-газовой фазы. Далее газо-жидкостная смесь доохлаждается до 40 °С в водяном холодильнике Х-209/1,2 и поступает в сепаратор С-205.
В сепараторе С-205 при давлении 4,8 кгс/см2 происходит разделение газо-жидкостной смеси на бензин-отгон, углеводородный газ и кислую воду.
С верха из сепаратора С-205 выводится углеводородный газ (далее по тексту УВГ). Часть УВГ направляется на очистку раствором МДЭА в абсорбер К-203, другая часть - в сепаратор С-207 для создания избыточного давления с дальнейшим сбросом УВГ на очистку в абсорбер К-204.
Бензин-отгон из сепаратора С-205 забирается насосами Н-203/1,2,3, часть которого подается на орошение колонны К-201, другая часть - балансовое количество выводится с установки.
Сероводородная вода из сепаратора С-205 выводится по уровню раздела фаз по мере накопления ее в отстойнике сепаратора на установку производства элементарной серы, или на установку по производству серной кислоты в случае остановки производства элементарной серы.
Стабильный гидрогенизат из куба колонны К-201 с температурой 240 °С - 250 °С поступает в теплообменники Т-202/1-4, где охлаждается, отдавая тепло газо-сырьевой смеси, и с температурой 145 °С - 150 °С, поступает в колонну дегазации К-207а.
В колонне К-207а, работающей под вакуумом при остаточном давлении 300 мм.рт.ст., происходит удаление из стабильного гидрогенизата растворенных легких углеводородных газов и водорода.
Верхний продукт колонны К-207а - углеводородные газы, выделенные из стабильного гидрогенизата, отсасываются водокольцевым насосом Н-230/1,2 через холодильник Х-207/1,2 и подаются в сепаратор С-231.
Углеводородные газы, выходящие с верха сепаратора С-231, направляются на сжигание в печь П-201/1,2. Отработанная вода из сепаратора С-231 выводится в промливневую канализацию (далее по тексту ПЛК).
С низа колонны К-207а (через гидрозатвор) в емкость Е-225 выводится стабильный гидрогенизат, который забирается насосами Н-225/1,2 и выводится с установки в парк готовой продукции.
Блок очистки газов
Очистка углеводородного газа, выводимого из сепаратора С-205, осуществляется 45 % регенерированным раствором МДЭА, подаваемым насосами Н-205/1,2 в абсорбер К-203.
В абсорбере К-203 при давлении 4,8 кгс/см2 в противотоке УВГ, подаваемого в нижнюю часть абсорбера, и раствора МДЭА, подаваемого в верхнюю часть в качестве орошения, происходит химическое взаимодействие сероводорода и МДЭА.
Очищенный УВГ выводится с верха абсорбера, насыщенный сероводородом раствор МДЭА выводится снизу.
Очищенный углеводородный газ, выходящий из абсорбера К-203, делится на два потока.
Основной поток поступает в топливную сеть (подогреватель топливного газа Т-208) и используется на отопление печи установки П-201/1,2.
Второй поток (в случае необходимости) используется в качестве рабочей среды в эжекторе А-207 для выделения сероводорода из сероводородной воды емкости Е-205. Выходящий из эжектора А-207 неочищенный углеводородный газ объединяется с газом, выходящим из сепаратора насыщенного раствора МДЭА С-207, и направляется на очистку в абсорбер К-204.
Насыщенный сероводородом раствор МДЭА из абсорбера К-204 поступает на прием насосов Н-216/1,2, которыми подается в сепаратор насыщенного раствора МДЭА С-207.
Регенерация раствора МДЭА
Насыщенный сероводородом раствор МДЭА из абсорберов К-202, К-203, К-204 объединяется, проходит очистку от механических примесей на фильтрах Ф-255/1,2 и поступает в сепаратор насыщенного раствора МДЭА С-207. В сепараторе происходит разделение растворенного углеводородного газа, жидких углеводородов и насыщенного МДЭА.
Углеводородный газ с верха сепаратора направляется на очистку в абсорбер К-204.
Насыщенный раствор МДЭА из сепаратора С-207 с давлением не ниже 4,3 кгс/см2 поступает в пластинчатый теплообменник Т-203, где нагревается до температуры 110 °С за счет тепла регенерированного раствора МДЭА и далее направляется на УПЭС.
Узел приготовления свежего раствора МДЭА
Регенерированный МДЭА возвращается с УПЭС (или с установки по производству серной кислоты) в емкость Е-202, откуда выводится по мере заполнения емкости на всас насосов Н-204/1,2 и Н-205/1,2, которые подают раствор МДЭА на орошение К-202, К-203, К-204.
Свежий раствор МДЭА готовится в емкости Е-220 разбавлением концентрированного МДЭА, поступающего на установку в автоцистернах, конденсатом водяного пара, который подается из емкости Е-203.
Подпитка контура регенерированного раствора МДЭА осуществляется свежим раствором МДЭА, подаваемым насосом Н-209 в коллектор приема насосов Н-204/1,2, Н-205/1,2.
6. Организация и экономика производства
6.1 Технико-экономическое обоснование проведения реконструкции действующего производства
Целью технико-экономического обоснования является доказательство технической возможности и обоснование экономической целесообразности реконструкции действующего производства.
В настоящее время перед нефтеперерабатывающей промышленностью ставится задача по улучшению качества дизельного топлива, в связи с ужесточением контроля за воздушной средой, а также увеличением количества перерабатываемого дизельного топлива в связи с ростом спроса на данный вид нефтепродукта.
Дизельное топливо представляет собой один из важнейших продуктов нефтепереработки.
Нефтеперерабатывающей промышленностью вырабатывается дизельное топливо по ГОСТ 305-82 трех марок: летнее (Л), применяемое при температурах окружающего воздуха выше 0 °С; зимнее (3), применяемое при температурах до минус 30 °С, и арктическое (А), температура применения которого до минус 50 С.
Дизельное топливо (ГОСТ 305-82) получают компаундированием прямогонных и гидроочищенных фракций в соотношениях, обеспечивающих требования стандарта по содержанию серы. Содержание серы в дизельном топливе марок Л и 3 не должно превышать 0,2 % (масс.) - для I вида топлива и 0,5 % (масс.) - для II вида топлива, а марки EN-590 - 0,005 % (масс).
В качестве сырья для гидроочистки нередко используют смесь среднедистиллятных фракций прямой перегонки и вторичных процессов, чаще прямогонного дизельного топлива и легкого газойля каталитического крекинга. Содержание серы в прямогонных фракциях в зависимости от перерабатываемой нефти колеблется в пределах 0,8-1,0 % (для сернистых нефтей), а содержание серы в гидроочищенном компоненте - от 0,08 до 0,1 %.
Дизельное экспортное топливо (ТУ 38.401-58-110-94) вырабатывают для поставок на экспорт. Исходя из требований к содержанию серы (0,005 % масс), дизельное экспортное топливо получают гидроочисткой прямогонных дизельных фракций.
В результате реконструкции увеличится производительность установки по сырью до 2600000 тонн в год (ранее - 2500000 тонн в год). Для осуществления этой цели предлагается заменить катализатор, используемый в реакторе гидроочистки, марки KF 757-1,5Е на катализатор марки С(448,447), который обладает большей производительностью, по сравнению с базовым, сохраняя при этом прежнюю селективность. Также предлагается исключить из технологической схемы производства узла регенерации МДЭА.
Согласно технологическим расчетам требуемое количество этого катализатора для обеспечения заданной производительности меньше, чем исходного катализатора, поэтому замена реактора не требуется.
Перечисленные мероприятия позволят улучшить технико-экономические показатели и добиться снижения себестоимости продукции.
6.2 Организационная часть
В этом разделе определяют организационную структуру и численность промышленно-производственного персонала производства. Число работников устанавливают на основании норм технологического проектирования предприятий химической промышленности.
Основным методом определения явочного числа рабочих является метод расстановки их по рабочим местам и профессиям, исходя из принятой степени механизации и автоматизации, графика сменности, режима работы установки, совершенствования производства и рациональной организации труда, которая сводит к минимуму число подсобных, обслуживающих рабочих и норм обслуживания оборудования. Списочная численность рабочих определяется исходя из зависимости номинального и эффективного времени работы.
Организационная структура предприятия является линейно - функциональной.
Линейные связи отражают движение управленческих решений и информаций между линейными руководителями, то есть лицами, полностью отвечающими за деятельность организации или ее структурных подразделений. Преимущество линейно - функциональной структуры управления заключается в наличии профессионалов в подготовке управленческих решений, их ответственность, и соблюдение принципа единоначалия.
Оперативное руководство работой цеха осуществляется ПДО завода, а главным инженером и заместителем директора через функциональные службы и отделы. Методическое руководство работой цеха осуществляют главные специалисты по своим направлениям деятельности. Начальнику цеха непосредственно подчинены производственные участки и ремонтная группа. Заместитель начальника цеха по производству руководит производственно - диспетчерским или планово - производственным бюро.
6.3 Составление калькуляции себестоимости продукции
Составляем калькуляцию себестоимости дизельного топлива установки ЛЧ-24/2000, объемом выпуска до реконструкции 2446955,0 тонн в год, после реконструкции 2544796,0 тонн в год.
Таблица 6.1 - Калькуляция себестоимости продукции установки
|
№ п/п |
Статьи калькуляции |
Затраты в рублях |
||||
|
на единицу продукции |
На годовой проектируемый объем |
|||||
|
аналог |
проект |
отклонение |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
1 1.1 1.2 |
Сырье ДТ (сернист.) ВСГ (свежий) |
4,9674 0,0248 |
4,9674 0,0248 |
0,00 0,00 |
12915240,00 5048,80 |
|
|
2 |
Вспомогательные материалы |
- |
- |
- |
- |
|
|
3 3.1 3.2 |
Материалы и реагенты МДЭА (40 %) Катализатор |
3,7536 0,0034 |
3,7536 0,0030 |
0,00 -0,40 |
2342066,227 0,0037 |
|
|
4 |
Возвратные отходы (вычитаются) |
- |
- |
- |
- <... |
Подобные документы
Технико-экономическое обоснование способа производства, описание технологической схемы. Возможности применения варианта реконструкции Белгородского цементного завода на комбинированный способ производства с целью экономии топлива. Контроль производства.
курсовая работа [201,0 K], добавлен 27.03.2009Обоснование технологической схемы производства мороженого. Характеристика, факторы формирования и требования к качеству сырья и готовой продукции; ассортимент, органолептические и физико-химические показатели. Применение фруктовых и злаковых наполнителей.
курсовая работа [428,5 K], добавлен 17.06.2014Изучение экстракционной технологии производства экологически чистого дизельного топлива. Описание технологической схемы получения очищенного топлива. Расчет реактора гидроочистки дизельной фракции, стабилизационной колонны и дополнительного оборудования.
курсовая работа [1,3 M], добавлен 24.01.2012Основы гидроочистки топлив. Использование водорода в процессах гидроочистки. Требования к качеству сырья и целевым продуктам. Параметры гидроочистки, характеристика продуктов. Описание установки гидроочистки Л-24-6. Технологическая схема установки Г-24/1.
курсовая работа [305,2 K], добавлен 19.06.2010Знакомство с функциями реактора гидроочистки дизельного топлива Р-1. Гидроочистка как процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Характеристика проекта установки гидроочистки дизельного топлива.
дипломная работа [2,0 M], добавлен 12.01.2014Характеристика сырья, полуфабрикатов и вспомогательных материалов, готовой продукции и отходов производства. Разработка принципиальной схемы производства. Материальный расчёт. Описание аппаратурно-технологической схемы. Технологическая документация.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 10.01.2009Физико-химические свойства нефтяных эмульсий и их классификация. Теоретические основы обезвоживания нефти. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов. Описание технологической схемы с автоматизацией и материальный баланс установки.
дипломная работа [150,0 K], добавлен 21.05.2009Основные стадии процесса получения каучука и приготовления катализатора. Характеристика сырья и готовой продукции по пластичности и вязкости. Описание технологической схемы производства и его материальный расчет. Физико-химические методы анализа.
курсовая работа [13,1 M], добавлен 28.11.2010Технико-экономическое обоснование производства. Характеристика готовой продукции, исходного сырья и материалов. Технологический процесс производства, материальный расчет. Переработка отходов производства и экологическая оценка технологических решений.
методичка [51,1 K], добавлен 03.05.2009Обзор современных методов производства азотной кислоты. Описание технологической схемы установки, конструкция основного аппарата и вспомогательного оборудования. Характеристика исходного сырья и готовой продукции, побочные продукты и отходы производства.
дипломная работа [652,9 K], добавлен 01.11.2013Технологический расчет реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива. Научно-технические основы процесса гидроочистки. Концентрация водорода в циркулирующем газе. Реакции сернистых, кислородных и азотистых соединений. Автоматизация процесса.
курсовая работа [46,0 K], добавлен 06.11.2015Характеристика исходного сырья и готовой продукции. Технологический процесс производства пропиленгликоля. Расчет ректификационной колонны для разделения реакционной смеси, ее конструкция и принцип работы. Определение экономических показателей проекта.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 17.12.2011Характеристика нефти, фракций и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива. Расчет теплообменников разогрева сырья, реакторного блока, сепараторов.
курсовая работа [178,7 K], добавлен 07.11.2013Реконструкция установки гидроочистки дизельных топлив ЛЧ-24/2000 с увеличением производительности до 2450000 тонн в год по сырью. Расчет материального и энергетического балансов, технологический и механический расчет реакционного аппарата, оборудования.
дипломная работа [674,0 K], добавлен 15.02.2017Анализ основных методов организации производства, особенности и сущность поточной и штучной технологии производства. Экономическое обоснование и выбор метода организации производства громкоговорителя. Техническая организация контроля качества продукции.
курсовая работа [142,8 K], добавлен 29.03.2013Характеристика сырья и материалов. Характеристика готовой продукции - труб кольцевого сечения, изготавливаемые из полиэтилена. Описание технологической схемы. Материальный баланс на единицу выпускаемой продукции. Нормы расхода сырья и энергоресурсов.
отчет по практике [200,0 K], добавлен 30.03.2009Выбор и обоснование технологической схемы производства, ее разработка и основные этапы. Характеристика сырья и готовой продукции. Автоматический контроль и регулирование параметров процессов. Описание и порядок расчета внутрицехового транспорта.
дипломная работа [678,5 K], добавлен 12.10.2012Выбор метода производства карбамида (мочевины). Основные физико-химические свойства сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции. Материальный баланс выпарной установки и стадии кристаллизации. Тепловой баланс выпарки в аппарате пленочного типа.
дипломная работа [391,5 K], добавлен 03.11.2013Характеристика методов производства карбинола. Обоснование выбранного метода в месте строительства. Физико-химические данные процесса производства карбинола. Технико-технологические расчеты. Строительные и економические расчеты проекта. Безопасность.
дипломная работа [766,9 K], добавлен 29.11.2007Анализ устройства и принципа действия технологической линии производства пастеризованного молока. Характеристика продукта и сырья. Особенности производства и потребления готовой продукции. Описание комплексов оборудования. Принцип действия линии.
реферат [3,3 M], добавлен 20.11.2011
