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.

Глубина переработки нефти на предприятиях России составляет около 70%, тогда как в развитых странах Запада она достигает 80-95%, что объясняется низкой долей углубляющих процессов на отечественных заводах, не превышающей 13% от объема переработки нефти (против 55% - на заводах США). Вследствие этого, на российских заводах ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как производство топочного мазута составляет более 30% от объема перерабатываемой нефти. Качество нефтепродуктов далеко не в полной мере отвечает современным требованиям, особенно по экологическим характеристикам.

Таким образом, НПЗ России в первое десятилетие ХХI века должны решить две сложные, взаимосвязанные проблемы:

· существенно углубить переработку нефти за счет развития новых деструктивных процессов переработки вакуумных дистиллятов и нефтяных остатков;

· улучшить экологические и эксплуатационные характеристики моторных топлив за счет широкого освоения процессов, обеспечивающих производство высокооктановых "экологически чистых" компонентов автобензинов, а также облагораживания средних нефтяных дистиллятов, в том числе полученных деструктивными процессами переработки остатков с выработкой глубоко очищенного дизельного топлива.

Решение указанных задач возможно лишь на базе коренной модернизации отечественных НПЗ (реконструкция действующих установок, строительство новых, современных установок по переработки нефти), что требует весьма значительных инвестиций. Основой реконструкции являются, прежде всего, надежные проверочные расчеты, позволяющие уточнить оптимальные параметры по производительности имеющихся аппаратов и оборудования. При этом следует учитывать, что нефтеперерабатывающие заводы имеют самый высокий уровень износа основных производственных фондов - 80% против 60-70% в других отраслях ТЭК.

Источником средств для модернизации нефтеперерабатывающих заводов может явиться экспорт нефтепродуктов (вместо существующего в настоящее время экспорта сырой нефти). Это окажется возможным лишь при широком развитии 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 [1].

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.

Широкое применение электронно-вычислительных машин изменило методы расчетов процессов химической технологии, сделав математическое моделирование основой современных методов анализа и прогнозирования. ЭВМ стали выполнять роль средств расчета, моделирования и управления химическими предприятиями.

При помощи вычислительных машин на крупных химических и нефтехимических предприятиях и даже внутри отдельных отраслей собираются, анализируются и перерабатываются потоки информации о процессах и производствах. Информация передается в управляющие машины, которые автоматически корректируют возникшие отклонения от нормального хода процесса.

Вопрос о сокращении сроков строительства заводов, быстрейшем создании новых производств и технологических схем и их освоении приобретает решающее значение. Применение методов и средств кибернетики позволяет сейчас реально ускорять промышленное внедрение результатов лабораторных исследований и обеспечивать оптимальные технологические режимы.

материальный баланс программа нефть

1. Разработка поточной схемы завода по переработке нефти Ekofisk

1.1 Характеристика нефти

По ТУ [5], предусмотренных для смесей нефти поставляемых предприятиями РФ для экспорта в зависимости от степени подготовки устанавливаются I, II, III типы. По этим показателям нефть Ekofisk относится к первому типу.

В таблице 1.1 представлены физико-химические свойства нефти Ekofisk.

Таблица 1.1.

Физико-химические свойства нефти Ekofisk

Физико-химическая характеристика нефти Ekofisk.

Плотность (₄²⁰) 0,8466

Молекулярная масса 237 г/моль

Вязкость: ₂₀ = 9,69 сСт.

₅₀ = 4,45 сСт.

Температура застывания (с обработкой) Ниже - 22 ⁰С

Давление насыщенных паров: при 38 ⁰С 385мм рт. ст.

при 50 ⁰С - мм рт. ст.

Содержание (%масс.): парафина 3,74

серы 1,30

азота 0,12

смол

сернокислотных 32

смол

силикагелевых 12,2

асфальтенов 2,62

Коксуемость 3,80 %

Выход фракций (% масс.) до 200 ⁰С 24,8

до 350 ⁰С 51,2

В таблице 1.2 приведен состав растворенных в нефти газов.

Таблица 1.2.

Состав газов (до С₄), растворенных в нефти.

Далее приведем свойства получаемых нефтепродуктов и сравним их с требованиями в ГОСТах.

Разгонка (ИТК) нефти Ekofisk в аппарате АРН-2 представлена на рисунке 1 и в таблице 1.3.

Рисунок 1. Разгонка (ИТК) нефти Ekofisk в аппарате АРН-2

Таблица 1.3

Разгонка (ИТК) нефти Ekofisk в аппарате АРН-2

1.2 Характеристика нефтепродуктов

1.3 Обоснование выбора поточной схемы завода

Производство нефтепродуктов и нефтехимического сырья из нефти организованно на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Современные нефтеперерабатывающие заводы должны отвечать следующим требованиям:

· обладать высокой пропускной способностью и минимальным числом единичных технологических установок с использованием комбинированных систем;

· осуществлять комплексную переработку нефти с минимальной долей отходов; обеспечить высокое качество получаемых продуктов при максимальной рентабельности;

· использовать безотходную технологию с учетом экологических требований.

Переработка нефти на НПЗ осуществляется с помощью различных технологических процессов, которые условно могут быть разделены на следующие группы:

· первичная перегонка нефти;

· термические процессы;

· термокаталитические процессы;

· процессы переработки нефтяных газов;

· процессы производства масел и парафинов;

· процессы производства битумов, пластичных смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода;

· процессы производства ароматических углеводородов.

В зависимости от ассортимента получаемой продукции, сочетания технологических производств, характера схемы переработки нефтеперерабатывающие заводы делят на

· топливные;

· топливно-масляные;

· заводы с нефтехимическими производствами.

При выборе поточной схемы завода, определяющей его структуру, т.е. входящие в его состав технологические установки, учитывают целый ряд факторов. Основные из них следующие:

· потребность в тех или иных нефтепродуктах в крупных районах их потребления; в настоящее время районы сооружения отечественных НПЗ соответствуют районам максимального потребления нефтепродуктов, что сокращает расходы на их транспортирование;

· оптимального соотношение производимых нефтепродуктов - бензина, реактивного, дизельного, котельного топлива;

· потребность нефтехимической промышленности в отдельных видах сырья или полупродуктов;

· наличие или отсутствие других доступных энергетических ресурсов, позволяющих обеспечить минимальное использование нефти в качестве котельного топлива;

· качество перерабатываемой нефти, обусловливающее долю гидрогенизационных процессов, возможность производства битумов и т.д.;

· гибкость отдельных процессов, позволяющая при необходимости изменять ассортимент получаемых продуктов [7].

Как уже отмечалось, физико-химические свойства нефтей и составляющих их фракций оказывают влияние на выбор ассортимента и технологию получения нефтепродуктов. При определении направления переработки нефти стремятся по возможности максимально полезно использовать индивидуальные природные особенности их химического состава.

Так, на рисунке 2 представлен топливный вариант глубокой переработки нефти Ekofisk с получением фракций бензина и дизельного топлива.

Сырая нефть поступает на установку АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка), где происходит её разделение на фракции. Газы после первичной переработки направляются на ГФУ для разделения на индивидуальные углеводороды; фракция до 150 ⁰С - на установку вторичной перегонки бензина. Дизельная фракция 150-350 ⁰С пройдя блок гидроочистки подается на депарафинизацию, а затем на станцию смешения дизельного топлива (с получением сортов Л и З). Широкая фракция вакуумного газойля (350-450°С) направляется на установку каталитического крекинга для увеличения выхода светлых нефтепродуктов. Часть остатка >450 ⁰С поступает на установку висбрекинга, а другая часть идет на установку замедленного коксования, также с целью увеличения отбора светлых нефтепродуктов и получения очень ценного игольчатого кокса. Для того же тяжелые газойли каталитического крекинга и коксования (350-500 ⁰С) используют как сырье гидрокрекинга.

Газы с каталитического крекинга, гидрокрекинга, висбрекинга и замедленного коксования идут на ГФУ для разделения. Бензиновые фракции этих процессов поступают на станцию смешения бензина. Легкие газойли висбрекинга и гидрокрекинга направляются на станцию смешения дизельного топлива, куда поступает и тяжелый алкилат с установки алкилирования.

На установки ГФУ поступают газы различных процессов, где они разделяются на сухой газ, пропан-бутан (ПБ) пропан-пропиленовую фракцию (ППФ), бутан-бутиленовую фракцию (ББФ). Сухой газ и пропан-бутан используют как бытовой газ или топливо для заводских печей. Бутан-бутиленовая фракция (ББФ) в присутствии серной кислоты на установке алкилирования подвергается процессу алкилирования, в результате чего получают дополнительное количество высокооктанового компонента автомобильного бензина и дизельного топлива.

Присутствие гидрокрекинга и гидроочистки, даже при наличии установки риформинга, вызывает необходимость в отдельной установке по производству водорода, сырьем для которой служит сухой газ предельной ГФУ.

Для выделения сероводорода из газов могут быть использованы следующие процессы: поглощение растворами этаноламинов, поглощение холодным метанолом, поглощение раствором трикалийфосфата, вакуум - карбонатный метод и др.

Использование такой схемы вызвано необходимостью получения максимального выхода светлых фракций. Причем, благодаря низкому содержанию серы в нефти и продуктах ее первичной перегонки установки каталитического риформинга для производства высокооктанового компонента бензина эксплуатируются на прямогонных негидроочищенных бензиновых фракциях.

Из нефти получают дизельные зимнее (содержание серы - до 0,1%, температура застывания - не выше - 35⁰С) и летнее (содержание серы до - до 0,2%).

Используя оптимальный подбор мощностей отдельных установок возможно достижение благоприятных соотношений выходов автобензина и дизельного топлива при обеспечении их высокого качества. При этом предусматривается использование тяжелых газойлевых фракций коксования и висбрекинга в качестве сырья процесса гидрокрекинга.