Оценка прогрессивности технологической структуры и анализ направлений структурно-технологического развития НПЗ

Федеральное агентство по образованию

 

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

 

САМАРСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  ТЕХНИЧЕСКИЙ  УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра  “Экономика промышленности”

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

 

по дисциплине: «Организация производства в отрасли»

на тему: «Оценка прогрессивности технологической структуры и анализ направлений структурно-технологического развития НПЗ»

 

Вариант 11

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил: студент 4-ИЭФ-5

Золотухина О.А.

                                                                                      Проверил: к. х. н. доцент

Агафонов И.А.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Самара 2013

 

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………3

1. Характеристика исходной нефти  и фракций, выделенных из нее. Классификация нефтей по ГОСТ Р 51858-2002……………………………………………………4

2.Выбор варианта переработки  нефти, обоснование ассортимента  получаемых продуктов и схемы НПЗ………………………………………………………………..5

3. Материальные балансы установок………………………………………………….7

4. Материальный баланс НПЗ, определение  глубины переработки нефти……….12

5. Определение удельного веса  каждой установки по объемам  переработки (по отношению к объему переработки на установке первичной переработки нефти)……………………………………………………………………………………....14

6. Определение рейтинга сложности (капиталоемкости)  спроектированного НПЗ с помощью коэффициентов сложности НПЗ В.Нельсона, сравнение со средним рейтингом сложности Российских НПЗ…………………………………………….15

7. Определение удельного веса  процессов, сравнение с эталонным  весом………16

8. Определение коэффициента технологического совершенства структуры (КТСС) спроектированного НПЗ (меры сходства с эталонной структурой)………………17

9. Определение приоритетных технологических  процессов спроектированного НПЗ  как объектов инвестиционной  программы. (На основании анализа  КТСС путем последовательного исключения процессов из формулы)………………………….19

10. Характеристики выбранной приоритетной  установки, ее назначение и условия  протекания процесса, расчет инвестиционных  показателей ..…………………….21

ВЫВОДЫ……………………………………………………………………………...38

Библиографический список……………………………………………………….….37

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

В данной работе дается характеристика кулешовской нефти и ее фракций. На основании этих данных и в соответствии с заданием производится выбор схемы НПЗ, предназначенного для переработки данной нефти, приводится краткая характеристика установок, входящих в состав этого завода, рассчитываются материальные балансы отдельных установок, которые затем сводятся в материальный баланс завода.

Далее определяются показатели, характеризующие сложность технологической структуры спроектированного НПЗ. Эти показатели следующие: комплексный индекс Нельсона, обеспечивающий построение оценки частных процессов нефтепереработки на базе сравнения затрат различных процессов глубокой переработки нефти с затратами процессов первичной нефтепереработки,  и коэффициент совершенства технологической структуры (Кстс), отражающий  меру оснащения НПЗ прогрессивными процессами и одновременно количественное влияние на обобщенные экономические результаты. Проводится подробный анализ показателя Кстс, который позволяет провести ранжирование технологических  процессов НПЗ по степени инвестиционной привлекательности.

Заключительная часть проекта содержит в себе экономические характеристики приоритетной установки, а так же анализ эффективности инвестиций. Для оценки эффективности инвестиций использовались следующие показатели:

• NPV;
• IRR;
• PBP;
• BCR.

           На  основе полученных данных сделаны  выводы об эффективности использования инвестиций на проектируемом НПЗ.

 

 

1. ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОЙ НЕФТИ И ФРАКЦИЙ,

ВЫДЕЛЕННЫХ ИЗ НЕЕ.  КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ ПО ГОСТ  Р 51858-2002

 

На основании данных, приведенных в задании на курсовую работу, можно дать следующую характеристику Кулешовской нефти согласно ГОСТ  Р 51858-2002.

По содержанию серы (0,20 % мас., табл. 1.1) нефть относится к классу №1( малосернистая нефть).

По содержанию фракций, выкипающих до 350оС (68,5 % мас., табл. 1.1)  нефть относится к типу 0 (особо легкая нефть).

По содержанию фракций, выкипающих до 200оС (35 % мас., табл. 1.1)  нефть относится к типу 0 (особо легкая нефть).

По содержанию парафиновых углеводородов (5,8 % мас., табл. 1.1) нефть относится к типу 0.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ВЫБОР ВАРИАНТА ПЕРЕРАБОТКИ  НЕФТИ, ОБОСНОВАНИЕ

АССОРТИМЕНТА ПОЛУЧАЕМЫХ ПРОДУКТОВ И СХЕМЫ НПЗ

В настоящее время существует три основных варианта переработки нефти, которые реализуются на современных НПЗ:

• топливный вариант (с глубокой и неглубокой переработкой);
• топливно-масляный вариант;
• нефтехимический (комплексный) вариант.

Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных топлив и масел не только производится подготовка сырья для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются процессы связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий. Таким образом, нефтехимический вариант по сравнению с топливным и топливно-масляным отличается большим ассортиментом нефтехимических продуктов, и, как следствие, высокими капиталовложениями. В настоящее время мировое производство продуктов основного органического синтеза базируется на использовании нефти и природного газа (около 95 %), уголь, сланцы, торф, древесина обеспечивают не более 5% потребляемого сырья. Химической переработке подвергается около 5 % добываемой нефти и ее продуктов. Остальная часть ее сжигается в различных двигателях и топках (выбросы в воздух СО2 - до 20 млрд. т / год). Из этого видно, что хотя наиболее рациональным было бы использовать нефть в качестве сырья нефтехимической переработки, основная масса нефти перерабатывается по первым двум вариантам.

По топливному варианту нефть перерабатывают, в основном, на моторные и котельные топлива. При одной и той же мощности по сырью (нефти) завод, работающий по топливному варианту, отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями.

Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой

Прямая перегонка дает только тот выход светлых, который обусловлен природными свойствами нефти. Поэтому, при глубокой переработке по топливному варианту предусматривается набор процессов вторичной переработки, при котором из  тяжелых нефтяных фракций и остатка - гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Каталитический крекинг вакуумного газойля (фракция 350...485оС) может дать дополнительно 10...15 % бензина в пересчете на нефть.

Сырьем завода, работающего по топливно-масляному варианту являются нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае требуется меньше производственных установок для получения высококачественных масел. Масляные фракции выкипают при температурах выше 350оС. Их очищают селективными растворителями (фенол, N-метилпирролидон), удаляя смолы и углеводороды с низким индексом вязкости, депарафинируют (смесью метилэтилкетона или ацетона с толуолом), что снижает температуру застывания, и подвергают гидроочистке. Это получение дистиллятных масел (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации. Деасфальтизат затем подвергают дальнейшей переработке по аналогии с дистиллятными маслами. Асфальт перерабатывают в битум и кокс.

Кулешовскую нефть можно перерабатывать как по топливному, так и по топливно-масляному варианту, так как она содержит значительное количество базовых масел, имеющих высокий индекс вязкости. В соответствии с заданием предполагается перерабатывать данную нефть по топливному варианту с углубленной переработкой. Нефть на заводе вначале поступает на установку первичной переработки, на которой она разгоняется на узкие фракции. Эти фракции потом поступают на установки, на которых улучшают их те или иные свойства или вещества, содержащиеся в них, подвергаются трансформации с целью получения других веществ, потребность в которых особенно остра.

В соответствии с заданием и с учетом физико-химических характеристик нефти при первичной перегонке Кулешовской нефти планируется получать следующие продукты:

• газ;
• фракция 28 - 85оС;
• фракция 85-120оС;
• фракция 120-180оС;
• фракция 180-240оС;
• фракция 240-350оС;
• фракция 350-500оС;
• гудрон, фракция > 500оС
• Газ. В Кулешовской нефти содержится  2,8 % мас. газов. Газы состоят преимущественно из пропан-бутановой фракции (см. табл. 1.2). Газы, содержащиеся в нефти состоят из предельных углеводородов. Они являются сырьем газофракционирующих установок предельных углеводородов, а также могут служить в качестве топлива на заводе. В состав проектируемого НПЗ вводим установку ГФУ предельных углеводородов.
• Фракция НК - 85оС в справочнике не рассматривается. Фракция нк-60оС на 100 % состоит из парафиновых углеводородов (неизвестно нормального или изостроения). Наиболее рационально подвергнуть фракцию изомеризации с получением высокооктанового компонента автомобильного бензина, не содержащего ароматических углеводородов, экологически безопасного.
• Фракции 85-120оС и 120-180оС - сырье установки каталитического риформинга, на которых из них получают компоненты высокооктанового бензина. Фракция 85-180оС содержит 16 % нафтеновых углеводородов, легко подвергающихся ароматизации, а также 68 % парафиновых углеводородов, ароматизацией которых можно значительно повысить октановое число фракции (см. табл. 1.5). Следовательно, схема завода будет включать в себя установку каталитического риформинга, сырьем которой будет фракция 85-120оС и частично фракция 120-180оС, часть которой будет использоваться в качестве компонента реактивного топлива (данных по этой фракции не приводится);
• Фракция 120-180оС может использоваться как компонент реактивного топлива. Фракция 120-140оС не содержит серы, фракция 140-180оС содержит следы серы (см. табл.1.5); Эти фракции войдут в состав более широкой фракции, которая явится основой реактивного топлива.
• Фракция 180-240оС может использоваться для получения компонента реактивных топлив в дополнение к вышеописанным более легким фракциям. Таким образом, на производстве реактивных топлив используется объединенная фракция 120-240оС, свойства которой в справочнике не приводятся. В табл. 1.6. приведены данные по фракциям 130-230оС и 130-220оС. Эти фракции содержат 0,009 и 0,008 % общей серы соответственно. Обе фракции содержат по 0,0013 % меркаптановой серы. Обе фракции не нуждаются в гидроочистки. Предполагаем, что фракция 120-240оС также не нуждается в гидроочистке.
• Фракция 240-350оС  является компонентом дизельного топлива. Непосредственно по этой фракции данных нет. Фракция 230-350оС (ближайшая по температурному диапазону выкипания) имеет высокое цетановое число, равное 58 пунктам (см. табл. 1.7). Температура застывания фракции 230-350оС составляет -11оС, что позволяет выпускать летнее дизельное топливо. Содержание общей серы составляет 0,16 %, следовательно, фракцию надо подвергать гидроочистке. Вводим на заводе установку гидроочистки дизельного топлива.
• Фракция 350-500оС - вакуумный газойль. С помощью установки каталитического крекинга из газойля можно получить дополнительное количество высокооктанового бензина, не заложенного в потенциале нефти. Помимо этого, на установке каталитического крекинга получается газ, богатый бутиленом и пропиленом. Эти непредельные компоненты отделяются от газа на установке ГФУ непредельных углеводородов и используются на установке алкилирования с целью получения компонентов бензина и дизельного топлива.
• Гудрон, фракцию выкипающую при температуре выше 500оС, на проектируемом НПЗ предлагается использовать в качестве сырья установок по производству битума и кокса. Битум используется для дорожных и строительных работ, а кокс необходим для производства электродов алюминиевой промышленности, химически стойкой посуды, с его помощью производится футеровка ядерных реакторов на АЭС.

3. МАТЕРИАЛЬНЫЕ БАЛАНСЫ  УСТАНОВОК

Таблица 1.

Материальные балансы установок НПЗ

№	Процессы и продукты	% на сырье установки	% на нефть
1.	АВТ
	Поступило:
	Нефть обессоленная	100,0	100,0
	Итого
	Получено:
	газ С1-С4	2,80	2,80
	фракция 28-85оС	7,33	7,33
	фракция 85-120оС	8,04	8,04
	фракция 120-180оС	14,60	14,60
	фракция 180-240оС	13,92	13,92
	фракция 240-350оС	22,42	22,42
	фракция 350-500оС	21,30	21,30
	фракция >500оС	8,60	8,60
	Потери	1,00	1,00
	Итого	100,00	100,00
2.	Каталитический риформинг
	Поступило:
	фракция 85-120оС	47,2	8,04
	фракция 120-180оС	42,9	7,30
	бензины-отгоны гидроочисток	4,6	0,78
	бензин коксования	5,3	0,89
	Итого	100,0	17,01
	Получено:
	катализат	83,0	14,12
	водородсодержащий газ	5,0	0,85
	в том числе водород	(1,1)	(0,19)
	головка стабилизации	5,0	0,85
	газ топливный	4,9	0,83
	потери	1,0	0,17
	Итого	100,0	16,82
3.	Изомеризация
	Поступило:
	фракция нк-85оС	94,80	7,33
	пентан с ГФУ	5,20	0,40
	водородсодержащий газ	1,10	0,06
	в том числе водород	(0,28)	(0,02)
	Итого	101,10	7,79
	Получено:
	изопентан	69,80	5,38
	изогексан	26,30	2,03
	газ топливный	4,00	0,31
	потери	1,00	0,08
	Итого	101,10	7,79