Реконструкция установки первичной переработки нефти ЭЛОУ-АТ-6

Общие сведения о первичной переработке нефти. Актуальность замены старого оборудования. Автоматизация и автоматизированные системы управления. Расчёт технико-экономических показателей реконструкции установки ЭЛОУ-АТ-6 на ООО "ПО Киришинефтеоргсинтез".
Краткое сожержание материала:

Размещено на

Введение

Начиная с 1993 г. Рост мощностей первичной переработки нефти (ППН) был незначительным. Все НПЗ в мире вынуждены были решать проблемы, связанные с ужесточением норм по охране окружающей среды: отказ от ТЭС в бензине, контроль над составом отходящих газов, производство модифицированного бензина, а также использование дизельного и котельного топлив более высокого качества. В течение 90-х годов американские нефтеперерабатывающие компании, чтобы остаться в бизнесе, израсходовали более 30 млрд. долл. только на выполнение регулирующих их деятельность требований правительства, главным образом, в области экологии [1].

Прогнозируется, что в период 1993-2010 гг. капиталовложения в мировую нефтепереработку, в основном, на решение экологических проблем и на строительство дополнительных мощностей для удовлетворения спроса на нефтепродукты, должны составить 125 млрд. долл. в год. Для удовлетворения растущих мировых потребностей на нефтепродукты необходимо ежегодно вводить в эксплуатацию один или два новых НПЗ. Однако, новых строительств, которые, как известно, требуют значительных капиталовложений и зачастую не окупаются, в США, Канаде и Западной Европе не ожидается. Кроме того, по исследованиям, проведенным в США в 1995 г., около 30% мощностей США по ППН могут быть ликвидированы в течение ближайших 10-и лет из-за введения новых законодательных актов по охране окружающей среды [1].

Обзор мировой нефтепереработки по состоянию на 1 января 2001 г. показал, что увеличение и уменьшение мировых мощностей по ППН компенсировали друг друга; снижение мощностей в основном имело место в странах СНГ (~ 64,5 млн. т.), доля остальных регионов в увеличении мощностей составила 54,6 млн.т. [1].

По данным Oil & Gas Journal на 01.01.2001 г. мировые мощности по нефтепереработке составили 4030.9 млн.т./год.

Наибольший рост мощностей ~4 млн.т./год, имел место на Ближнем и Среднем Востоке, главным образом в Объединенных Арабских Эмиратах (ОАЭ), за этим регионом следует Северная Америка (~ 3.2 млн.т./год) и Западная Европа (~1.6 млн.т./год).

В Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР) рост мощностей нефтепереработки составил лишь 894 тыс.т./год, что намного меньше по сравнению с 2000 г. (~24.8 млн.т./год).

В 2001 г. было введено в эксплуатацию:

- Sharjah Oil Rеfining Co. Ltd. НПЗ мощностью 3,5 млн.т./год в Шаряхе, Саудовская Аравия.

- Formoza Petrochemical Co. ввела в 2002 г. в Майляо, Тайвань новые мощности 22,3 млн.т./год.

- Sinopec в Шанхае, что увеличило более чем вдвое (до 17 млн.т./год) мощности компании.

В наибольшей степени закрытие установок по ППН наблюдалось в Южной и Северной Америке.

- Крупнейшим из закрытых в 2001 г. объектов был НПЗ Premcor мощностью 3,8 млн.т./год, расположенный в Блу-Айленде, шт. Иллинойс. Причина заключается в том, что этот НПЗ не соответствовал новым требованиям Управления по охране окружающей среды (УООС) по содержанию серы в топливных фракциях.

- Sunoco закрыла свой НПЗ в Ябукоа в соответствии с планом реструктуризации масляного производства.

- В ноябре 2001 г. ВР объявила о закрытии старейшей и самой малопроизводительной из трех установки по первичной перегонке нефти на НПЗ в Грейнджмуте, Шотландия, Великобритания.

Касаясь российских НПЗ, можно справедливо заметить, что состояние нефтеперерабатывающей промышленности (в частности ППН) в нашей стране относительно стабильно и имеются тенденции к развитию, хотя и небольшие. Исходя из всего вышеизложенного, становится понятным, что реконструкция действующей установки ЭЛОУ-АТ-6 ООО «ПО КИНЕФ», которая и является целью данного дипломного проекта, действительно актуальна. Часть технологического оборудования уже морально и физически устарело, следовательно, требует замены на более современное, более производительное и подходящее к современным требованиям экологии.

Данная установка предназначена для первичной переработки нефти, введена в действие в декабре 1968 года. Проект установки разработан институтом ВНИПИ Нефть. Генеральный проектировщик - институт Ленгипронефтехим. Она запроектирована для переработки сырой не обессоленной и не обезвожинной ромашкинской или арланской нефти. Производительность установки по проекту составляет 6 млн.т/год.

Загрузка установки зависит от потребности завода в вырабатываемой ею продукции и составляет от 60 до 130% проектной производительности.

Первичная и вторичная разгонка нефти, а также стабилизация бензина происходят в ректификационных колоннах. Очевидно, что их функционирование невозможно без соответствующей теплообменной аппаратуры. Основными пунктами реконструкции является замена печи, предназначенной для поддержания температуры низа колонн блока вторичной перегонки и стабилизации бензина (ВПСБ). Это должно привести к более экономичному расходу топлива, уменьшению затрат на экологию, повышению стабильности ведения технологического процесса, что в свою очередь должно отразиться на качестве вырабатываемой продукции. Так же реконструкцией предусматривается замена концевых водяных холодильников блока ВПСБ на аппараты воздушного охлаждения и установка на них вариаторов частоты вращения, что должно привести к снижению затрат на оборотную воду и к существенной экономии электроэнергии в зимнее время года.

Подробнее о принятых решениях по реконструкции установки будет написано в технологическом разделе данной записки.

1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР

1.1 Общие сведения о первичной переработки нефти

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различающихся по температуре кипения. Для производства нефтепродуктов нефть разделяют на фракции и группы углеводородов, а так же изменяют ее химический состав.

Существуют первичные и вторичные методы переработки нефти. Первичными являются процессы разделения нефти на фракции путем перегонки, вторичные - процессы деструктивной (химической) перегонки нефти и очистки нефтепродуктов. Различают перегонку с однократными, многократными степенями испарения. Перегонка с однократным испарением характеризуется тем, что при нагревании смеси ее пара остаются в соприкосновении с жидкостью. При достижении определенной конечной температуры жидкую и паровую фазу разделяют в один прием - однократно. Примером однократного испарения является нагревание и испарение сырья в трубчатой печи. Исходный нефтепродукт нагревают, он часто испаряется в змеевике печи, а затем направляется в испаритель (колонну), где происходит однократное отделение образовавшихся паров от жидкости. После однократного испарения в системе остается все то, что до испарения исходная смесь находилась в жидком состоянии, после же испарения часть компонентов смеси перешла в пар. Четкость погоноразделения при перегонке с однократным испарением неудовлетворительна.

При перегонке с многократным испарением жидкая и паровая фазы разделяются в несколько приемов. Многократное испарение состоит из несколько повторяющихся несколько раз процессов однократного испарения. Образовавшиеся при испарение пары отделяют в несколько ступеней.

На второй ступени испаряется жидкая фаза, оставшиеся при отделении паров, образовавшихся на первой ступени, а на третьей ступени испаряется жидкая фаза оставшиеся после второй и т.д. Перегонку нефти на промышленных установках осуществляют при 360 - 380 С. При более высоких температурах начинается процесс разложения углеводородов - крекинг. В данном случае крекинг нерационален, так как образующиеся при разложении непредельные углеводороды резко снижают качество нефтепродуктов. Степень разложения увеличивается с повышением температуры. Чтобы этого избежать перегонку ведут при пониженном давлении - в вакууме, что позволяет из мазута извлекать дистиляты с температурой кипения да 500 С в пересчете на атмосферное давление.

1.2 Технико-экономическое обоснование

Несмотря на то, что установки ППН являются более простыми, чем, например, установки гидрокрекинга или ККф, они очень важны, так как перерабатывают всю поступающую на НПЗ нефть. Работа атмосферной (АТ) и вакуумной колонн (ВК) блока ППН влияет на все последующие процессы НПЗ. Кроме того, эффективная ВК имеет большое значение для решения экологических проблем, поскольку в ВК облагораживаются остатки , а их дистилляция намного сложнее других процессов. Анализ публикаций, проведенных в работе [1], позволили выделить следующие направления интенсификации работы блока ППН:

- применение высокоэффективных контактных устройств в ректификационных колоннах, обеспечивает низкий перепад давления в колоннах, позволяет увеличивать производительность блока ректификации в 2-3 раза и существенно улучшить качество фракций;

- замена маломощного технологического оборудования более производительным, т.е. установка колонн с увеличенным диаметром и числом тарелок, а так же монтаж параллельных колонн, аналогичных проектной, приводят к увеличению производительности, но без улучшения качества дистиллятов, при этом отмечается рост капитальных и эксплуатационных затрат;

- изменение схем и технологических режимов работы колонн, сопутствующей аппаратуры, блоков и установок в целом, что чаще всего вызвано необходимостью повышения качества дистиллятов и увеличения их отбора, однако эти проблемы решаются чаще всего дополнительными энергозатратами.

Внутренне устройство АК и ВК с годами улучшалось. Эта тенденция, а так же усовершенствование дизайна колонн и всего блока ППН, имеет ме...