Процессы переработки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Актуальность выбранной темы исследования предопределена cуществованием ряда важных экономических проблем в области нефтепереработки, повышение качества на НПЗ с целью производства нефтепродуктов востребованных на региональном рынке. Обострение конкуренции на внутри и межрегиональных рынках нефтепродуктов вызвало необходимость проведения глубокой методологической проработки вопросов об улучшении качества нефтепереработки на НПЗ.

Развитие нефтяной и газовой промышленности на современном этапе характеризуется увеличением объемов переработки нефти и газа, расширением ассортимента и повышением качества выпускаемой продукции, увеличением глубины переработки нефти. Серьезное внимание уделяется техническому перевооружению предприятий, реконструкции действующих установок для повышения их производительности и технико-экономических показателей производства, вопросам ускоренной замены морально устаревшей техники и технологий.

Нефтеперерабатывающая отрасль является важнейшим звеном нефтяного комплекса России, определяющим эффективность использования углеводородного сырья, обеспечивающим потребность страны в моторных топливах, смазочных маслах и других нефтепродуктах, без которых невозможно функционирование государственной инфраструктуры, и гарантирующим экономическую и стратегическую безопасность государства. Жизнедеятельность экономических регионов практически полностью зависит от нормального обеспечения их моторными топливами и другими нефтепродуктами. В связи с этим переходом на интенсивные методы технологии и строительством укрупненных и комбинированных установок все большую роль играет повышение качества расчетов процессов и аппаратов нефтепереработки, оптимизации действующих и проектируемых технологических схем.

Источником средств для модернизации нефтеперерабатывающих заводов может явиться экспорт нефтепродуктов (вместо существующего в настоящее время экспорта сырой нефти). Это окажется возможным лишь при широком производстве топлив, отвечающих современным требованиям, на отечественных НПЗ. Для обеспечения такого производства потребуется осуществление ряда мер, к числу которых должны относиться как экономические (стимулирование производства «экологически чистой» продукции, что сделает невыгодным выработку моторных топлив, не отвечающих современным требованиям), так и организационные. Чтобы обеспечить качество видов топлива и других нефтепродуктов на современном мировом уровне, требуется соорудить и модернизировать многие десятки технологических установок. Необходимо уже сейчас перестраивать отношение к нефтепереработке - в неё необходимо вкладывать средства. Значительных инвестиции требует не только добыча. Топливный кризис, одной из причин которого стал новый техрегламент, проиллюстрировал необходимость срочной модернизации нефтепереработки. Глубина переработки в отрасли снизилась в 2011 году до многолетнего минимума.

Повышение качества переработки нефти - это актуальная тема, так как стратегические цели, которые ставит перед собой Компания в области переработки, - это увеличение объемов переработки в России до 38-40 млн т в год, наращивание мощностей нефтепереработки в Европе до 25-30 млн т в год, производство продукции, соответствующей требованиям техрегламента, то есть классам 4 и 5, повышение глубины переработки до 90-95 %, а также выхода светлых нефтепродуктов до 77 %. Кроме того, технологический уровень НПЗ должен соответствовать мировым стандартам, в том числе в области экологии и безопасности.

Объектом исследования моей работы является Славнефть-ЯНОС. ОАО «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» (ЯНОС) относится к заводам топливно-масляного профиля с глубокой схемой переработки нефти (установленная мощность -15 млн т в год). По объемам первичной переработки нефти ЯНОС занимает пятое место среди НПЗ России. ЯНОС вырабатывает широкий ассортимент нефтепродуктов - от высокооктановых бензинов до высококачественных битумов (свыше 100 наименований). Глубина переработки нефти в 2011 г. составила 65,6 %, выход светлых нефтепродуктов - 56,4 %. В числе потребителей - практически все крупные предприятия Центрального и Северо-Западного регионов России, а также аэропорты, управление Северной железной дороги и объекты военно-промышленного комплекса.

В соответствии с долей участия в уставном капитале ОАО «НГК «Славнефть» «Газпром нефть» имеет доступ к перерабатывающим мощностям ОАО «ЯНОС». В 2011 г. объем первичной переработки нефти на предприятии составил 14,774 млн т, из них доля «Газпром нефти» составила 7,387 млн т (50 %). Как и на всех НПЗ «Газпром нефти», на ЯНОСе стартовала программа модернизации производства, направленная на повышение качества нефтепродуктов до стандартов Евро-4 и Евро-5 и глубины переработки. ЯНОС запустил в эксплуатацию установку гидроочистки бензина каталитического крекинга мощностью 800 тыс. т в год. Установка предназначена для снижения содержания серы в бензине с сохранением его высокого октанового числа, на финансирование проекта было направлено 5,22 млрд руб. Строительство установки гидроочистки бензина каталитического крекинга - очередной этап реализации программы модернизации и технического перевооружения ОАО «Славнефть-ЯНОС». В 2011 г. на ЯНОСе было завершено строительство установки изомеризации бензиновых фракций С5-С6 «Изомалк-2». Ввод в эксплуатацию таких технологических объектов позволяет существенно увеличить объем производства высокооктановых бензинов: с 2,086 млн т (в 2011 г.) до 2,480 млн т (в 2012 г.).

С 1 января 2012 г. весь автомобильный бензин ЯНОС выпускает в соответствии с экологическими стандартами не ниже уровня Евро-4.

В 2011 г. на ОНПЗ завершен первый этап реконструкции Комплекса каталитического крекинга КТ-1/1. Реализация данного проекта позволит увеличить выпуск автобензинов и повысить глубину переработки нефти. Активно велось строительство установок гидроочистки бензина каталитического крекинга и гидроочистки дизельного топлива. Начат проект строительства комплекса глубокой переработки нефти, ведутся проектные работы. Начато производство полимерных битумных материалов. Структура производства нефтепродуктов «Газпром нефть» [ A].

Предмет исследования. Предметом исследования является процесс повышения качества нефтепереработки в регионе.

Структура работы. Данная дипломная работа включает в себя введение, основную часть, состоящую из трех глав, заключение, список использованных источников и приложение.



Глава 1. Методические основы нефтепереработки и её продукции

1.1 Цели и задачи повышения качества нефтепереработки и её сущность

Нефтеперерабoтка - это крупнотоннажное производство, основанное на превращениях нефти, ее фракций и нефтяных газов в товарные нефтепродукты и сырье для нефтехимии, основного органического синтеза и микробиологического синтеза. Это производство представляет собой совокупность осуществляемых на нефтеперераб. заводах (НПЗ) физических и химико-технологических процессов и операций, включающую подготовку сырья, его первичную и вторичную переработку.

Цель нефтепереработки( переработкинефти) производство нефтепродук - тов, прежде всего различных видов топлива (автомобильного, авиационного, котельного и т. д.) и сырья для последующей химической переработки.

Перед переработкой нефть подвергают специальной подготовке сначала на нефтепромыслах, а затем непосредственно на НПЗ, где ее освобождают от пластовой воды. минер. солей и мех. примесей (см. Обезвоживание и обессоливание нефти)и стабилизируют, отгоняя главным образом пропан-бутановую, а иногда частично и пентановую углеводородные фракции. Первичная переработка нефти заключается в разделении ее на фракции, различающиеся пределами выкипания, с помощью первичной (в основном) или вторичной атм. и вакуумной перегонки (см.Дистилляция нефти). Такая переработка позволяет выделять из нефти только изначально присутствующие в ней вещества. Ассортимент, выход и качество вырабатываемых продуктов полностью определяются хим. составом сырья.

Для увеличения выхода т. наз. светлых нефтепродуктов (фракций, выкипающих до 350 °С,- бензинов, керосинов, газотурбинных, дизельных и реактивных топлив) и улучшения качества фракций и продуктов, полученных при перегонке, широко используется вторичная переработка нефти. Последняя включает: процессы деструктивной переработки тяжелого и остаточного сырья (см., например, Висбрекинг, Гидрокрекинг. Деасфальтизация, Деметаллизация. Каталитический крекинг. Коксование. Термический крекинг); процессы, обеспечивающие повышение качества основных типов нефтепродуктов-топлив и масел (см. Гидроочистка. Гидрообессеривание, Каталитический риформинг и др.); процессы переработки нефтяных газов (Газы нефтяные попутные, Газы нефтепереработки), производств масел, парафинов. присадок, битумов и иных спец. типов нефтепродуктов, а также нефтехим. и хим. сырья (см., например, Ароматизация, Газификация нефтяных остатков, Гидродеалкилирование, Депарафинизация, Пиролиз).

Мероприятия государственного характера, стимулирующие производство качественных нефтепродуктов:

Разработка Государственной программы повышения качества моторных видов топлива и продуктов нефтепереработки. Оценка необходимых инвестиций для решения этой задачи;

Программа экспортозамещения сырой нефти на качественные нефтепродукты;

Разработка стандартов и другой нормативной документации для производства и применения нефтепродуктов современного уровня качества;

Разработка акцизных и налоговых мероприятий, поощряющих производство качественных видов топлива и продуктов нефтехимии и препятствующих производству нефтепродуктов, не соответствующих уровню мирового качества.

В этой связи ближайшей задачей отечественного нефтегазового комплекса станет коренная перестройка перерабатывающей отрасли, целью которой будет замещение экспорта сырой нефти экспортом высококачественных нефтепродуктов.

Это окажется возможным лишь при широком развитии на отечественных НПЗ производства видов топлива, отвечающих современным мировым требованиям. Для обеспечения подобного производства потребуется ряд мер, к числу которых должны относиться организационные и экономические. Так, следует вводить новые стандарты и другие нормативные документы, регламентирующие качество продукции на уровне мировых стандартов. При этом следует ограничить возможности нефтепереработчиков производить виды топлива, не соответствующие современному уровню качества. С другой стороны, необходимо экономически стимулировать производство «экологически чистой» продукции, что сделает невыгодным выработку моторных видов топлива, не отвечающих современным требованиям. У нефтеперерабатывающих предприятий России отсутствуют стимулы для производства как автобензинов, так и дизельных видов топлива с улучшенными экологическими характеристиками. В России не разработана законодательная база, ограничивающая выпуск видов топлива, не отвечающих современным и перспективным экологическим требованиям.

Для обеспечения коренного улучшения качества автомобильных бензинов требуется решение двух основных задач:

· удаление серы из основной массы бензинов в ходе термических процессов, в частности - висбрекинга и коксования, - и бензинов каталитического крекинга;

· формирование углеводородного состава автобензинов, т. е. удаление из них ароматических углеводородов и, в первую очередь, бензола, олефиновых углеводородов без потери октанового числа (что одновременно требует вовлечения высокооктановых эфиров и спиртов).

Для формирования качества дизельного топлива в соответствии с современными требованиями необходимо достичь удаления серы из нефтяных дистиллятов до её остаточного содержания 50 ррm, а в последующем - 10 ppm. при одновременном снижении содержания ароматических углеводородов.

Решение указанных проблем связано с разработкой и внедрением новых технологических процессов (таб.1).

Таблица 1 - Процессы для улучшения экологических характеристик бензинов

Процесс	Катализатор	Улучшение показателей
Гидрирование бензолсодержащих фракций каталитического риформинга	Алюмо-платиновый катализатор	Позволяет снизить содержание бензола до 0,1% масс, без потери октанового числа
Селективный гидрокрекинг бензиновых фракций	Молибден на цеолите	Повышает октановое число головных фракций прямогонного бензина на 10-15 пунктов
Глубокая гидроочистка бензинов термического крекинга и коксования в смеси с прямогонным дизельным топливом	Алюмо-никель-молибденовый	Позволяет получать высококачественное сырье для процесса каталитического риформинга
Селективная гидроочистка бензинов каталитического крекинга	Алюмо-никель-молибденовый	Снижение содержания серы от ОД-0,3 до 0,03-0,08 % масс, при сохранении высокого октанового числа

Особое внимание должно быть уделено новым катализаторам гидроочистки, крекинга, гидрокрекинга, каталитического риформинга, изомеризации и каталитической депарафинизации. Эта проблема имеет большое государственное значение, т.к. затрагивает вопросы экономической независимости страны.

Приоритетным направлением совершенствования нефтепереработки в России является разработка и создание катализаторов для основных каталитических процессов с высокой гидрообессеривающей активностью и гидрокрекирующей способностью.

Также приоритетным направление является создание современных катализаторов риформинга, высокоэффективных реагентов, адсорбентов и абсорбентов, а также новых видов высокооктановых кислородосодержащих добавок к бензинам (в частности - этилового спирта) и технологий их производства.

Аналогичные технологии есть и у зарубежных фирм, и сотрудничество с ними Институт считает весьма полезным. Однако, учитывая сложившуюся в России экономическую ситуацию, более низкую цену отечественного оборудования и необходимость поддержки отечественных производителей, представляется целесообразным пересмотреть сложившиеся подходы и в большей мере привлекать к решению указанных задач промышленные технологии, разработанные в России, тем более что к настоящему времени уже существуют и опробированы в промышленности отечественные технологии, не уступающие по показателям западным аналогам.

Таблица 2 - Процессы для повышения экологических характеристик дизельных видов топлива

Процесс	Катализатор	Улучшение показателей
Глубокая гидроочистка - деароматизация прямогонных дизельных дистиллятов	Алюмо-никель-молибденовый, 5-8 МПа	Позволяет получать дизельное топливо, содержащее менее 0,005 % масс серы и менее! 1% масс полициклических ароматических углеводородов
Глубокое деструктивное гидрирование и гидроочистка тяжелых и вторичных дизельных дистиллятов	При 15-30 МПа	Получение дизельного топлива современного уровня качества
Мягкий гидрокрекинг вакуумного газойля	Алюмо-никель-молибденовый, при 5-10 МПа	Получение малосернистого дизельного топлива и сырья каталитического крекинга

Положительным примером является опыт Китая, создавшего и внедрившего в короткие сроки на основе собственных разработок установки каталитического крекинга, более чем в 2 раза превосходящие мощности по этому процессу в России.

1.2 Принципы и факторы нефтепереработки

1.2.1Требования к качеству продукции нефтепереработки

Характеристика нефтепродуктов.

ГОСТ Р 51866-2002 (ЕН 228-99) ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Топлива моторные БЕНЗИН НЕЭТИЛИРОВАННЫЙ

Таблица 3 -Требования к бензинам высшего качества марок Премиум Евро-95 и Супер Евро-98

Наименование показателя	Значение
1 Октановое число, не менее: - по исследовательскому методу - по моторному методу	95,0 85,0
2 Концентрация свинца, мг/дм3, не более	Отсутствие
3 Плотность при температуре 15 °С, кг/м3	720-775
4 Концентрация серы, мг/кг, не более: вид I вид II вид III	150 50 10
5 Устойчивость к окислению, мин, не менее	360
6 Концентрация смол, промытых растворителем, мг 100 см3 бензина, не более	5
7 Коррозия медной пластинки (3 ч при 50 °С)3), единицы по шкале	Класс 1
8 Внешний вид	Прозрачный и чистый
9 Объемная доля углеводородов, %, не более - олефиновых - ароматических: вид I вид II вид III	18,0 42,0 35,0 35,0
10 Объемная доля бензола, %, не более	1,0
11 Массовая доля кислорода, %, не более	2,7
12 Объемная доля оксигенатов, %, не более - метанола - этанола - изопропилового спирта - изобутилового спирта - третбутилового спирта - эфиров (С5 и выше) - других оксигенатов	Отсутствие 5 10 10 7 15 10

Таблица 4 - Требования к неэтилированному бензину обычного качества марки Регуляр Евро-92

Наименование показателя	Значение
1 Октановое число, не менее:
- по исследовательскому методу	92
- по моторному методу	83
2 Концентрация свинца, мг/дм3, не более	5
3 Плотность при 15°С, мг/м3	720-775
4 Концентрация серы, мг/кг, не более	150
5 Устойчивость к окислению, мин, не менее	360
6 Концентрация смол, промытых растворителем, мг на 100 см3бензина, не более	5
7 Коррозия медной пластинки (3 ч при 50°С),единицы по шкале	Класс 1
8 Внешний вид	Прозрачный и светлый
9 Объемная доля углеводородов, %, не более:
- олефиновых	21
- ароматических	42
10 Объемная доля бензола, %, не более	1
11 Массовая доля кислорода, %, не более	2,7
12 Объемная доля оксигенатов, %, не более:
- метанола	3
- этанола	5
- изопропилового спирта	10
- изобутилового спирта	10
- третбутилового спирта	7
- эфиров (С5 и выше)	15
- других оксигенатов	10

Бензиновые фракции могут быть использованы как компонент товарного бензина, подвергаться вторичной разгонке для получения узких фракций и дальше идти на установку каталитического риформинга или являться сырьем пиролиза. Современные автомобильные и авиационные бензины должны удовлетворять ряду требований, обеспечивающих экономичную и надежную работу двигателей, и требованиям эксплуатации:

иметь хорошую испаряемость, позволяющую получить однородную топливовоздушную смесь оптимального состава при любых температурах;

иметь групповой углеводородный состав, обеспечивающий устойчивый, антидетонационный процесс сгорания на всех режимах работы двигателя;

не изменять своего состава и свойств при длительном хранении и не оказывать вредного влияния на детали топливной системы, резервуары, резинотехнические изделия и др.

В послевоенные годы экологические свойства топлива выдвигаются на первый план.

Таблица 5 - Характеристика фракций, выкипающих до 120 ⁰С

Темп-ра отбора, ?С	Выход на нефть, % масс.	Содержание серы, % масс.	Содержание у/в, % масс
			ароматических	нафтеновых	парафиновых
н.к.-62	2,4	следы	0	11	89
62-85	1,8	следы	3	25	72
85-120	3,0	0,023	6	24	70

Учитывая вышеприведенные свойства фракций и требования, предъявляемые к современным автобензинам, на установке первичной переработки нефти следует отбирать фракцию нк-120 ⁰С и подвергнуть ее вторичной перегонке, с целью получения узких фракций. Фракцию 85-120 ⁰С направляем на установку каталитического риформинга. Фракцию до 62 ⁰С подвергать риформингу нецелесообразно, т.к. содержащиеся в ней углеводороды имеют менее 6 углеродных атомов. Поэтому фракцию до 62 ⁰С отправляем на установку изомеризации, а фракцию 62-85 ⁰С используем как компонент товарного бензина.

Характеристика легких керосиновых дистиллятов.

Таблица 6 - ГОСТ 10227-86. Топлива для реактивных двигателей

Показатели	ТС-1*	Т-1	Т-1С	Т-2	РТ	Т-6	Т-8В
Плотность при 20 0С, кг/м3, не менее Фракционный состав: Температура начала перегонки, 0С: не ниже не выше отгоняется при температуре, 0С, не выше: 10% 50% 90% 98% Кинематическая вязкость, мм2/с, при температуре: 20?С не менее - 40?С не более Низшая теплота сгорания, кДж/кг, не менее Высота не коптящего пламени, мм, не менее Температура, 0С: вспышки в закрытом тигле, не ниже начала кристаллизации не выше	780 (775) - 150 165 195 230 250 1,30 (1,25) 8 43120 (42900) 25 28 -60	800 - 150 175 225 270 280 1,50 16 42900 20 30 -60	810 - 150 175 225 270 280 1,50 16 42900 20 30 -60	755 60 - 145 195 250 280 1,05 6 43100 25 - -60	775 135 155 175 225 270 280 1,25 16 43120 25 28 -55	840 195 - 220 255 290 315 <4,5 60 42900 20 62 -60	800 165 - 185 не нор-мируется не нор-мируется 280 >1,5 16 42900 20 45 -50
* в скобках приведены значения показателей для ТС - 1 первого сорта, отличные от значений высшего сорта



Керосиновые фракции могут использоваться как топливо для реактивных и тракторных карбюраторных двигателей, для освещения. Реактивные топлива должны обладать следующими основными свойствами:

хорошей испаряемостью для обеспечения полноты сгорания;

хорошими прокачиваемостью и низкотемпературными свойствами для обеспечения подачи топлива в камеру сгорания;

низкой склонностью к образованию отложений, характеризуемой высокой термической и термоокислительной стабильностью;

хорошей совместимостью с материалами: низкие противокоррозионные свойства по отношению к металлам и отсутствие воздействия на резиновые технические изделия;

хорошими противоизносными свойствами, обуславливающие небольшое изнашивание деталей топливной аппаратуры;

антистатическими свойствами, препятствующими накоплению зарядов статического электричества, что обеспечивает пожаробезопасность при заправке летательных аппаратов .

Высота некоптящего пламени - 25 мм;

Температура вспышки в закрытом тигле - 28 ⁰С;

Кинематическая вязкость при 20 ?С - 1,30 мм²/с;

Кинематическая вязкость при 40 ?С - 4,63 мм²/с;

Температура вспышки в закрытом тигле - 28 ?С.

Сравнивая свойства приведенного керосинового дистиллята с характеристиками реактивных топлив можно придти к выводу, что на установке первичной перегонки нефти можно выделять фракцию 120-240 ⁰С, поскольку она может использоваться в качестве реактивного топлива марки ТС-1.

Характеристика дизельных топлив.

Дизельныефракции могут бытьиспользованы как топливо для дизельных двигателей. Если нам необходимо получить зимнее или арктическое дизельное топливо, его направляют на установку депарафинизации для улучшения низкотемпературных свойств. Основные эксплуатационные показатели дизельных топлив являются:

цетановое число, определяющее высокие мощности и экономические показатели работы двигателя;

фракционный состав, определяющий полноту сгорания, дымность и токсичность отработанных дымовых газов;

вязкость и плотность, обеспечивающие нормальную подачу топлива, распыление в камере сгорания и работоспособность системы фильтрования;

низкотемпературные свойства, определяющие функционирование системы питания при отрицательных температурах окружающей среды и условия хранения топлива;

степень чистоты, характеризующая надежность работы фильтров грубой очистки и цилиндропоршневой группы двигателя;

температура вспышки, определяющая условия безопасности применения топлива в дизелях;

наличие сернистых соединений, непредельных углеводородов и металлов, характеризующие нагарообразование коррозию и износ.

Таблица 7 - Характеристика дизельного топлива (ГОСТ 505-52)

Показатели	Норма для марок
	Л	3	А
Цетановое число, не менее	45	45	45
Фракционный состав:
перегоняется при температуре, 0С, не выше
- 50%	280	280	255
- 90 % (конец перегонки),	360	340	330
Кинематическая вязкость при 20 0С, мм2/с	3,0-6,0	1,8-5,0	1,5-4,0
Температура застывания, 0С, не выше, для
климатической зоны:
- умеренной	-10	-35
- холодной	-	-45	-55
Температура помутнения, 0С, не выше, для
климатической зоны:
- умеренной	-5	-25	-
- холодной	-	-35	-
Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже:
для тепловозных: и судовых дизелей и газовых турбин	62	40	35
для дизелей общего назначения	40	35	30
Массовая доля серы, %, не более, в топливе:
Вида I	0,20	0,20	0,20
Вида II	0,50	0,50	0,40
Массовая доля меркаптановой серы, %, не более	0,01	0,01	0,01
Содержание фактических смол, мг/ 100см3 топлива, не	40	30	30
не более
Кислотность, мг КОН/100 см3 топлива, не более	5	5	5
Йодное число, г I2/100 г топлива, не более	6	6	6
Зольность, %, не более	0,01	0,01	0,01
Коксуемость 10 %-ного остатка, %, не более	0,20	0,30	0,30
Коэффициент фильтруемости, не более	3	3	3
Плотность при 20 0С, кг/м3, не более	860	840	830
Примечание. Для топлив марок Л,3 Д: содержание сероводорода, водорастворимых
кислот и щелочей, механических примесей и воды - отсутствие, испытание на медной
пластинке - выдерживают

Температура застывания - -20 ^оС;

Температура помутнения - -13 ^оС;

Температура вспышки - 128 ^оС;

Кинематическая вязкость при 20 ^оС - 6,00 мм²/с.

Основываясь на выше сказанном, при первичной переработке Южно - балыкской нефти следует выделять дизельную фракцию с пределами выкипания 240-350⁰С.

Сравнив характеристику прямогонной дизельной фракции Южно - балыкской нефти с характеристиками дизельных топлив (ГОСТ 505-52), можно сделать вывод о том, что данную фракцию можно использовать как дизельное топливо летнее или направить на установку депарафинизации для улучшения низкотемпературных свойств и получения дизельного топлива марки З.

Характеристика мазутов, остатков, сырья для деструктивных процессов.

Мазут - остаток атмосферной перегонки - выкипающий выше 350⁰С, может использоваться как котельное топливо или сырье установок вакуумной перегонки и термического крекинга.

Вакуумные дистилляты (вакуумные газойли) выкипают в пределах 350-500⁰С и используются как сырье каталитического крекинга и гидрокрекинга; на нефтеперерабатывающих заводах с масленой переработкой получают несколько (два - три) вакуумных дистиллятов.

Гудрон-остаток вакуумной перегонки выкипает при температуре выше 500⁰С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел.

Таблица 9 - Характеристика сырья для деструктивных процессов

Остаток выше	Вход нефть, масс	Соед-е серы, % масс	Температура застывания, оС	Температура вспышки, оС	Коксуемость, % масс.
350 0С	58,5	2,03	13	242	9,95
490 0С	36,0	2,73	45	338	12,34

Таблицав10в-вХарактеристика вакуумноговгазойляв(сырья для каталити -ческого крекинга)

Температура отбора фракции, оС	Выход на нефть, % масс	Молекул. масса, кг/кмоль	Коксу- емость, %масс	Содержание, % масс	Темп-ра застыв., оС
				серы	смол	Va
350-490	22,5	340	0,089	1,72	8	-	20

Поскольку, темой данного курсового проекта является разработка варианта комплексной переработки Южно - балынской нефти с максимальным выходом топливных дистиллятов, то мазут данной нефти необходимо подвергнуть вакуумной перегонке на установке ВТ и получить вакуумный дистиллят и гудрон. А уже их направлять на процессы деструктивной переработки (каталитическому крекингу, коксованию, гидрокрекингу и др.). Проанализировав вышесказанное можно придти к выводу, что фракцию 350-490⁰С нефти необходимо отправить на установку гидрокрекинга. В процессе получаются компонент товарного бензина, легкий газойль, который можно использовать как компонент дизельного топлива летнего. Также на этой установке получают тяжелый газойль, который можно использовать как компонент котельного топлива. Гудрон, полученный из Южно - балыкской нефти на установке АВТ, можно использовать в качестве сырья установки деасфальтизации, а полученный из него битум деасфальтизации отправить на установку замедленного коксования.

1.2.2 Факторы влияющие на качество нефтепродуктов и показатели качества

На каждом предприятии на качество продукции влияют разнообразные факторы, как внутренние, так и внешние.

К внутренним относятся такие, которые связаны со способностью предприятия выпускать продукцию надлежащего качества, т.е. зависят от деятельности самого предприятия. Они многочисленны, их классифицируют на следующие группы: технические, организационные, экономические, социально-психологические.

Технические факторы самым существенным образом влияют на качество продукции, поэтому внедрение новой технологии, применение новых материалов, более качественного сырья - материальная основа для выпуска конкурентоспособной продукции.

Нефтепродукты до использования проходят ряд технологических операций, при которых происходят различные физические и химические процессы, влияющие на показатели нефтепродуктов. Интенсивность этих процессов и,следовательно, глубина изменения качества зависят от целого ряда факторов, которые принято классифицировать на три большие группы : состав нефтепродуктов (углеводородный, фракционный, элементарный и т д) и их физико химические свойства; внешние условия, применяемые материалы технические средства. Более подробно факторы влияющие на показатели качества можно сгруппировать следующим образом:

Состав нефтепродукта: содержание и структура алканов, циклонов, аренов, непредельных углеводородов, гетероорганических соединений - азотистых, сернистых, кислородных, смолистых веществ и металлоорганических соединений.

Внешние условия температура, время, давление, радиация, присутсвие микроорганизмов, состав внешней среды, соотношение газовой и жидкой фазы, концентрация кислорода, влажность и запыленность атмосферы.

Конструкция и материалы технических средств качество и соотношение поверхности, конструктивные особенности трубопроводов, резервуаров, насосов и др.

В общем случае, процессы протекающие в топливных и смазочных материалах и ухудшающие их качества разделяют на физические и химические.

Физические это испарение, расслоение, загрязнение механическими примесями, поглощение влаги, смешение с другими нефтепродуктами и веществами, выделение высокоплавких компонентов при охлаждении.

Химические: окисление, конденсация, полимеризация, разложение, коррозия.

Организационные факторы связаны с совершенствованием организации производства и труда, повышением производственной дисциплины и ответственности за качество продукции, обеспечением культуры производства и соответствующего уровня квалификации персонала.

Экономические факторы обусловлены затратами на выпуск и реализацию продукции, политикой ценообразования и системой экономического стимулирования персонала за производство высококачественной продукции.

Социально - экономические факторы в значительной мере влияют на создание здоровых условий работы, преданности и гордости за марку своего предприятия, моральное стимулирование работников - все это важные составляющие для выпуска конкурентоспособной продукции.

Внешние факторы в условиях рыночных отношений способствуют формированию качества продукции. Внешняя или окружающая среда является неотъемлемым условием существования любого предприятия и является по отношению к нему неконтролируемым фактором. Все воздействие внешней среды можно разделить на следующие отдельные факторы: экономические, политические, рыночные, технологические, конкурентные, междуна - родные и социальные.

Анализ внешней среды дает возможности организации для прогнозирования ее возможностей, для составления плана на случай непредвиденных обстоятельств, для разработки системы раннего предупреждения на случай возможных угроз и для разработки стратегий, которые могли бы превратить внешние угрозы в любые выгодные возможности. Анализ внешней среды необходим в процессе стратегического планирования.

Среди рассмотренных факторов внешней среды конкурентные факторы занимают особое место. Ни одна организация не может себе позволить игнорировать фактические или возможные реакции своих конкурентов.

1.3 Модели и методы повышения качества продуктов нефтепереработки

Открытое акционерное общество «Славнефть - Ярославнефтеоргсинтез» - одно из крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий центральной России - входит в состав вертикально -интегрированной нефтяной компании ОАО «НГК «Славнефть».

Основным видом деятельности предприятия является предоставление услуг по переработке нефти.

По объемам первичной переработки нефти Общество занимает пятое место среди нефтеперерабатывающих заводов России.

На предприятии выпускается несколько десятков наименований нефтепро -

дуктов: автомобильные бензины, дизельное топливо, авиационный керосин, топливо для реактивных двигателей и топочный мазут; базовые, компрессионные, трансмиссионные и индустриальные масла; битумы - дорожные, кровельные и строительные; парафиновосковая продукция, ароматические углеводороды.

В числе потребителей продукции завода - практически все крупные предприятия Центрального и Северо-Западного регионов России, а также аэропорты, Управление Северной железной дороги и объекты военно-промышленного комплекса.

Выход светлых нефтепродуктов за 12 мес. 2009 года составил 57,25%, в т.ч.:

- автобензин - 17,03 %;

- керосин - 5,47 %;

- дизельное топливо - 27,31%;

- ароматические углеводороды - 0,66%;

- масла cмазочные - 1,78%;

- газы сжиженные - 0,60 %;

- топочный мазут - 31,37 %.

При этом существенно улучшился уровень их качества, что позволяет обеспечить увеличение продаж на внешних рынках конкурентоспособных нефтяных топлив.

Одним из приоритетов энергетической стратегии развития предприятия является модернизация и коренная реконструкция оборудования и выведение продукции на современный уровень для обеспечения потребителей качественными моторными топливами, смазочными маслами, спецжидкос -

тями, сырьем для нефтехимии, а также экспорта нефтепродуктов, качество которых отвечает мировым стандартам.

На основе исследований и проработок ОАО "Славнефть - ЯНОС" руководством ОАО «НГК «Славнефть» была поставлена стратегическая задача в виде комплексной программы работ по реконструкции и техническому перевооружению предприятия. Основные приоритеты поставленной задачи включали в себя:

- существенное повышение глубины переработки нефти;

- улучшение качества получаемых нефтепродуктов;

- повышение экологической безопасности предприятия;

- внедрение энергосберегающих технологий.

Обеспечение поставленных задач реализуется за счет строительства и модернизации технологических комплексов по углублению переработки нефти и повышению качества продукции. Кроме этого, в области повышения качества нефтепродуктов внедряются современные технологии по каталитическому риформированию бензинов, гидроочистке дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей, алкилированию, получению кислородсодержащих высокооктановых добавок. Коренная реконструкция предприятий нефтепереработки обеспечивает существенное улучшение экологической обстановки, снижение выбросов вредных веществ, а также снижает энергетические и материальные затраты в процессах производства продукции. Краткий перечень работ по реконструкции и модернизации технологических объектов ОАО "Славнефть - ЯНОС":

Реконструкция установки Л- 24/6.

Первый этап работы был проведен в 2001 году и в основном касался первого блока. В ходе его были заменены сырьевые теплообменники, модернизиро -

ваны воздушный газопродуктовый холодильник и печь П-1, переобвязан реактор Р-1. Работы, проведенные на первом этапе, позволили практически достичь проектной производительности 1-го блока - 150 м3/ч по сырью. На втором этапе были проведены работы, позволившие значительно повысить возможности по снижению серы в стабильном гидрогенизате и поднять производительность на втором блоке установки - монтаж новых реакторов большего объема, по одному на каждом блоке. На первом блоке это реактор Р-1 и новый большой реактор Р-2N, на втором блоке - соответственно реактор Р-3 с замененным сборником продукта (столом) и новый реактор Р-5. Ранее использовавшиеся в технологической схеме реактора Р-2 и Р-4 были выключены из работы. В новых реакторах установлены распределители сырья, разработанные фирмой «Рифинг» г. Миасс. Заменены форсунки, змеевик, футеровка и корпус печи П-2. Увеличен диаметртрубопроводов на 27входе в печь П-2 с 150 до 200 мм. Печь П-2 переобвязана с 2-хпоточной на 4-х. Применение современных, более активных катализаторов наряду со значительным снижением объемной скорости позволило добиться поставленной задачи - снижения общей серы в готовом продукте до 0,035 % масс. С 2003 по 2005 гг. на двух блоках установки Л-24/6 производился выпуск дизельного топлива, соответствующего требованиям ТУ 38.1011348-99 (с изм.1-11) и ТУ 38.401-58-296 (с изм. 1-12) с содержанием серы менее 0,035 % масс. Загруженная в реактора установки Л-24/6 система катализаторов фирмы «GRACE» позволяла получать необходимое качество дизельных топлив при работе на максимальной загрузке по сырью в «мягких условиях».

Реконструкция установки Л-24/6 под производство ДТ с содержанием серы не более 50 ррм была завершена в 2005 году. В ходе работы были смонтированы дожимные компрессора, позволившие увеличить давление в реактора до 45 ати, смонтирована схема квенча между реакторами. В реакторы была загружена более активная каталитическая система. В результате этих мероприятий стало возможным производство дизельного топлива с содержанием серы менее 50 ppm. Очередной этап модернизации установки проведен осенью 2006 года. Смонтирован дополнительный реактор Р-4N, заменены сырьевые теплообменники, сепараторы С-2N, C-4N, часть насосного оборудования. Блок аминной очистки переведён на раствор МДЭА.

Данные мероприятия позволяют выпускать дизельное топливо с содержанием серы не более 10 ррм. Реконструкция установки ЛЧ-24/7.

В марте-июне 2009 года проведено техническое перевооружение установки ЛЧ-24/7 для производства дизельного топлива с содержанием серы не более 10 ррм на загрузке 90% от максимальной.

В ходе работы были смонтированы дополнительные реактора Р-103, Р-203 и переобвязка существующих реакторов Р-101и Р-102, Р-201и Р-202 на параллельную работу. Установлены внутренние устройства во всех реакторах. Загружена новая более активная система катализаторов фирмы «GRACE» Заменены сырьевые теплообменники, сепараторы С-104, С-204,

С-105, С-205, половина насосного оборудования. Проведена модернизация существующих циркуляционных компрессоров, что позволяет применение на установке более «легкого» водородсодержащего газа. Смонтированы: узел промывки низкотемпературного оборудования реакторных блоков и блок сбора и вывода «кислой» воды с установки.

Проведена переобвязка оборудования блока аминовой очистки.

В 2001-2006 гг. на нашем предприятии было осуществлено строительство комплекса глубокой переработки нефти. Общая стоимость составила более 700 млн. долл. Проект финансировался за счет собственных средств ОАО НГК "Славнефть" и привлеченных средств Банка международного сотрудничества и развития Японии (объем кредитных ресурсов в рамках контракта с консорциумом "Тиссен-Мицуи" составил более 200 млн.долл.). Кредит был предоставлен под гарантии правительства РФ в рамках российско-японского Межправительственного соглашения.

Проект строительства был включен в Федеральную целевую программу "Топливо и Энергия", утвержденную постановлением правительства РФ от 6 марта 1996 года.В состав комплекса входят установка висбрекинга, гидрокрекинга с установкой производства водорода, риформинг с непрерывной регенерацией катализатора. Набор установок комплекса затрагивает всё существующее производство: увеличивается качество и количество бензинов, дизельного топлива. Улучшается качество мазута. Углубление процессов переработки приводит к увеличению образования сероводорода. В связи с этим в комплексе установок ГПН были предусмотрены и природоохранные объекты - установка мокрого катализа и блок регенерации сульфидсодержащих стоков.

Висбрекинг.

Первым объектом комплекса, построенным и введенным в эксплуатацию, стала установка висбрекинга. Основной особенностью висбрекинга на нашем предприятии является то, что он был интегрирован в вакуумную установку ВТ-6. Благодаря подобной интеграции, заметно (примерно на 25%) сокращается количество необходимого насосного и теплообменного оборудования, нежели для раздельных установок. Предпроектная подготовка была начата в 1996 году. В результате был сделан выбор в пользу змеевикового висбрекинга по технологии фирм «Foster Willer» и «UOP» . В 1997 г. были выданы исходные данные для проектирования установки мощностью 1,5 млн. тонн гудрона в год. Генеральным подрядчиком строительства установки висбрекинга выступило ЗАО «Славнефтьстрой». Летом 2004 года установка была сдана в эксплуатацию.

Целевой продукт - комбинированный компонент висбрекинга - смесь остатка висбрекинга и газойля висбрекинга используется при компаундировании мазута.

Благодаря пуску установки ВБ стало возможным уменьшить количество дизельного топлива, 28 вовлекаемого при приготовлении мазута.

Гидрокрекинг.

Вторым по очереди и первым по значимости стало строительство установки гидрокрекинга.вДля обеспечения гидрокрекинга водородом, была предусмотрена водородная установка с блоком короткоцикловой адсорбции.

Детальный проект установки был выполнен фирмой "Тоуо Еngineering Corp." (ТЕС), Япония и «UOP». Проект вспомогательных потоков выполнен ОАО "ВНИПИнефть".

Мощность установки по сырью - 2,14 млн. тонн в год. В качестве сырья используется вакуумный газойль с установки ВТ-6, бензин с установки висбрекинга, легкий газойль установки каталитического крекинга. Продуктами установки являются керосин, дизельное топливо, лёгкая и тяжёлые бензиновые фракции, гидроочищенный остаток - сырьё для установки каталитического крекинга.

Осенью 2006 года установка гидрокрекинга фактически вышла на проектные показатели, во второй декаде была достигнута конверсия в 60 %. В ноябре был успешно проведен Гарантийный пробег.

При работе на проектном режиме установка гидрокрекинга ежесуточно вырабатывает более 1500 т дизельного топлива с содержанием серы 3 ppm; более 350 т керосина; более 400 т тяжёлого бензина - компонент сырья для установки риформинга НРК; более 200 тонн лёгкой бензиновой фракции и около 2600 т гидроочищенного остатка - сырья для установки каталитического крекинга.

Переход установки 1А-1М на остаток гидрокрекинга привёл к резкому снижению содержания серы во всех продуктах каталитического крекинга, при этом увеличилась выработка рефлюкса и бензина.

В результате пуска комплекса гидрокрекинга глубина переработки нефти на предприятии увеличилась до 71-73 %.

Мокрый катализ.

Необходимость строительства установки мокрого катализа обусловлена значительным увеличением выработки сероводородсодержащего газа после пуска гидрокрекинга.

В основу была положена технология датской фирмы «Halder Topsoe». В качестве проектировщика выступало ОАО «Гипрохим». Печное и горелочное оборудование было разработано ЦКТИ. Котловое и теплотехническое оборудование было поставлено фирмой «Рафако» (Польша). Катализаторная масса, конденсатор кислоты, блоки управления туманом -«Halder Topsoe».

Мощность установки рассчитана на получение 86,6 тыс. тонн в год товарной серной кислоты. Строительство установки велось параллельно со строительством установки гидрокрекинга.

Осенью 2005 года приёмная комиссия подписала акт сдачи установки в эксплуатацию. В результате введения в эксплуатацию установки «Мокрый катализ» стало возможным перерабатывать весь образующийся на предприятии сероводородсодержащий газ, что улучшило экологическую обстановку в городе. Выработка технической серной кислоты увеличилась с 50 до 260 т/сутки.

Риформинг КР 600 (НРК).

Установка риформинга с непрерывной регенерацией катализатора КР-600. Проект установки разработан фирмой ТЕС (Япония) (блок НРК) и ЗАО «Нефтехимпроект» (г.Санкт-Петербург) по технологии фирмы «UOP» (США).

В соответствии с этой технологией процесс риформирования проходит в движущемся слое катализатора при достаточно жёстких условиях (температура 500-550 С, давление 6,5-9,5 кгс/см2). Процесс предполагает непрерывную регенерацию катализатора, благодаря чему поддерживается высокая каталитическая активность и большая продолжительность пробега

между остановами. Строительство установки завершено в 2006г. Установка гидроочистки сырья для риформинга была построена и пущена ранее - в 2003 году. В период с 2003 по 2006 год она использовалась для дизельного топлива и часть времени находилась на консервации.

Сырьём установки риформинга НРК является узкая гидроочищенная прямогонная бензиновая фракция 85-180°С, а так же бензиновая фракция с установки гидрокрекинга, т.н. тяжёлый бензин.

Продукты установки - высокооктановый (102 п. ИМ) компонент автомобильных бензинов и высокоароматизированная фракция - сырьё для блока экстракции установки Л-35/6. Дополнительно на установке вырабатывается до 190 т/сут водородсодержащего газа. Установка была пущена в эксплуатацию в мае 2006 года.

Возможность работы в жестких условиях на новой установке КР-600 позволила увеличить выработку высокооктановых товарных бензинов и чистого водорода (3 % масс. от сырья 100% водорода), необходимого для увеличения загрузки установки гидрокрекинга до проектной. За счет фракционирования стабильного катализата увеличили выработку индивидуальных ароматичес -

ких углеводородов (бензола - в потенциале на 100-110 т/сут.). Выделение бензола из 29 стабильного катализата позволяет выпускать экологически чистые бензины уровня Евро-3, 4.

Блок регенерации сульфидсодержащих стоков.

Строительство блока регенерации сульфидсодержащих стоков обусловлено увеличением расхода кислых стоков, содержащих сульфиды и гидросульфиды аммония. Сброс такой воды на биологическую очистку невозможен, так как приводит к гибели биомассы.

Для нейтрализации кислых стоков было решено использовать метод локальной очистки, заключающийся в термическом разложении сульфидов и гидросульфидов аммония и выделением полученного сероводорода и аммиака, методом ректификации.

Генеральным проектировщиком и разработчиком процесса выступил ЗАО «Нефтехимпроект» (Россия).

Строительство блока регенерации сульфидсодержащих стоков мощностью 300,8 тыс. тонн/год установки было начато в 2002 , а завершено в 2004 году. В феврале 2005 года блок был пущен в эксплуатацию. Установка ВТ-3.

В 2006 году введена в эксплуатацию установка ВТ-3, технологическая схема которой разработана институтом ЗАО «Нефтехимпроект» (Россия).

Установка предназначена для получения вакуумного газойля, легкого вакуумного дистиллята и гудрона из остатка атмосферной перегонки нефти (мазута). Производительность установки по мазуту составляет 400 м3/ч (3049,6 тыс. т/год).

Комплекс сооружений и резервуаров сырой нефти.

В 2006 году введен в эксплуатацию Комплекс сооружений и резервуаров сырой нефти.

Комплекс предназначен:

- для приема нефти из резервуарных парков Линейной производственно-диспетчерской станции «Ярославль» (ЛПДС) Ярославского нефтепроводного управления ООО «Балтийские магистральные нефтепроводы»;

- для хранения, подготовки и отгрузки нефти в сырьевые парки установок первичной переработки нефти цеха №1 и товарно-сырьевого парка цеха №13.

Производительность комплекса по нефти составляет 12 млн. т/год.

Система налива темных нефтепродуктов в автотранспорт.

В октябре 2008 года была введена в эксплуатацию установка СНТНА, которая предназначена для хранения мазута топочного марки 100, отгрузки пяти марок нефтяных битумов и мазута топочного марки 100 в автоцистерны, отгрузки пяти типов масел (индустриальное, компрессорное, трансмиссион -

ные, турбинное и базовые экспортные) в автоцистерны.

Максимальная суточная пропускная способность ( в летний период ) составляет 3355 тн/сут, в том числе по маслам - 705 тн/сут, мазуту-200 тн/сут, битуму-2450 тн/сут.

В зимний период отгружаются мазут и масла в количестве 1305 тн/сут, в том числе битум -600 тн/сут.

Режим работы установки - отгрузка 12 часов в сутки, круглогодичный.

Проект разработан ЗАО «НЕФТЕХИМПРОЕКТ», рабочее проектирование выполнено ПРО «Славнефт -ЯНОС».

Установка позволяет осуществлять герметичный, автоматический налив в автотранспорт с отводом паров в безопасное место.

Установка производства водорода (УПВ).

В октябре 2009 года введена в эксплуатацию установка производства водорода (УПВ), которая предназначена для получения водорода из бензиновых фракций методом каталитического риформинга с последующей очисткой водородсодержащего газа на молекулярных ситах в адсорберах блока короткоцикловой адсорбции (КЦА) М-1.

Мощность установки по продуктовому водороду составляет 45000 нм3/ час.

Чистота получаемого водорода составляет 99,5% об.

Установка УПВ обеспечивает водородом установку гидроочистки дизельного топлива, возможна также подача водорода на гидрокрекинг и Изомалк-2. Дополнительно на установке получают следующие продукты:

- отходящий газ блоков КЦА, который используется в качестве топливного газа печи Н-1 установки,

- пар высокого давления, используемый для проведения реакций предриформинга и парового риформинга.

- пар среднего давления, используемый на паровых турбинах насосного оборудования и воздуходувки установки.

Разработчиком технологического процесса является фирма Foster Wheeler.

Генеральный проектировщик установки - ЗАО «Нефтехимпроект» (Россия).

Ассортимент выпускаемой продукции за последние годы значительно расширился. 30 ОАО "Славнефть-ЯНОС" одним из первых в стране стал производителем не...