39

РЕФЕРАТ

Пояснювальна записка до дипломної дослідницької роботи: 97 с., 13 рис., 13 табл., 18 інформаційних джерел.

У дослідницькій роботі представлені варіанти поглиблення переробки нафти, які можуть торкнутися провідного українського нафтопереробного заводу АТ “Укртатнафта”, враховуючі світові тенденції даної галузі.

В роботі розроблені заходи з охорони праці та навколишнього середовища для роботи з ЕОМ.

В техніко - економічній частині розраховані показники, які свідчать про прибутковість запропонованих варіантів реконструкції.

НАФТОВІ ЗАЛИШКИ, ГУДРОН, ВАКУУМНИЙ ГАЗОЙЛЬ, СХЕМА,

ВІСБРЕКІНГ“ТЕРМАКАТ”, ГАЗИФІКАЦІЯ, ГІДРОКРЕКІНГ, СПОВІЛЬНЕНЕ КОКСУВАННЯ, ДОСЛІДЖЕННЯ.

ЗМІСТ

ВСТУП…………………………………………………………………………….....5

1. АНАЛІТИЧНИЙ ОГЛЯД ВАРІАНТІВ ГЛИБОКОЇ ПЕРЕРОБКИ НАФТОВИХ ЗАЛИШКІВ……………………………………………………..11

   1. Глибока переробка нафти…………………………………………….11

   2. Шляхи поглиблення переробки нафти ……………………………...13

      1. Глибока переробка газойлів ………………………………………....17

      2. Переробка гудронів…………………………………………………...20

1.2.3 Беззалишкова переробка нафти……………………………………...23

1.3 Досягнення провідних світових фірм в області переробки нафтових залишків…………………………………………………………………………….27

2 АНАЛІЗ ПОТОЧНОЇ ТЕХНОЛОГІЧНОЇ СХЕМИ АТ “УКРТАТНАФТА”..40

3 ВАРІАНТИ НАПРЯМКІВ РЕКОНСТРУКЦІЇ АТ “УКРТАТНАФТА”……..46

3.1 Варіанти реконструкції……………………………………………….…46

3.1.1 Опис поточної схеми першого варіанту……………………………...48

3.1.2 Опис поточної схеми другого варіанту……………………………....55

3.2 Характеристика запропонованих установок та процесів……………..60

3.2.1 Комбінована установка гідрокрекінгу гудрону або важких газойлей і газифікація залишків гідрування з виділенням водню…………………………..60

3.2.2 Вісбрекінг “Термакат”………………………………………………..63

3.2.3 Сповільнене коксування………………………………………………64

3.2.4 Комбінована парогазова установка з внутрішньо-цикловою газифікацією………………………………………………………………………...66

4 ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНА ОЦІНКА ВАРІАНТІВ РЕКОНСТРУКЦІЇ АТ “УКРТАТНАФТА”………………………………………………………………....69

5 ОХОРОНА ПРАЦІ……………………………………………………………….78

Висновки до дипломної роботи…………………………………………………...95

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ…………………………………………………………...96

ВСТУП

Нафтопереробна і нафтохімічна промисловість грає важливу роль в економіці будь-якої країни, у тому числі і України.

Тому розвиток даної галузі і заходів щодо вдосконалення існуючих технологій є надзвичайно важливими. Нестримне використання природних ресурсів землі привело до того, що за даними OMCS (консультаційна служба нафтового ринку) [1] людством здобуто вже 129 мільярдів нафти (залишилося приблизно стільки ж).

Світовий вжиток нафти складає більше 4 мільярдів /рік, приріст розвідуваних запасів 0,95 мільярдів /рік . Неважко зробити прогноз, що нафти вистачить лише на 40-50 років, а якщо передбачити, що темпи її вжитку зростатимуть, то і того менше.

Збільшення глибини переробки нафти – найбільш актуальна проблема в сучасній нафтопереробці. Її необхідність обумовлюється більш стрімким зростанням потреби в моторних паливах в порівнянні з можливостями нафтовидобування. Середньорічний приріст кількості легкових автомобілів складає близько 9%, а світовий вжиток бензину досяг 840 млн. тон на рік. Підвищується також і вжиток дизельного палива – основного енергоносія для важких вантажних автомобілів, залізничного транспорту, автобусів і автотранспортних засобів (приблизно на 2% в рік). [1]

У таблиці 1 приведені темпи зростання вжитку нафтових палив по регіонах світу.

Таблиця 1 - Середньорічне зростання вжитку нафтових палив по регіонах світу в період з 1997 по 2005 рік [1]

Найменування нафтопродукту	Середньорічне зростання вжитку %
	Північна Америка	Європа	Країни Азії, що розвиваються
Нафта	1,4	0,7	3,5
Бензини	1,8	0,9	6,6
Дизельні палива	2,4	1,5	4,9
Реактивні палива	2,9	3,8	4,0

Якщо у якості палива для виготовлення теплової і електричної енергії можливо і економічно доцільно використовувати тверді паливні копалини і природний газ, то моторні палива в даний час виробляються практично лише з нафти і газового конденсату. Для вирішення даної проблеми основними вторинними процесами виступають каталітичний крекінг і гідрокрекінг. Процеси крекінгів займають домінуюче положення серед вторинних процесів нафтопереробки (таблиця 2).

Таблиця 2 – Доля вторинних процесів на нафтопереробних заводах розвинених країн (% від первинної переробки) на 1995 рік [1]

Процеси	США	Японія	Великобританія	Німеччина
Термічні процеси	12,6	1,7	10,7	15,9
Каталітичний крекінг	37,9	8,4	17,5	8,2
Каталітичний риформінг	22,5	10,2	16,1	16,3
Гідроочистка	39,9	29,9	36,9	34,0
Гідрознесірчення	14,2	33,3	7,3	17,7
Гідрокрекінг	7,2	0,8	2,3	4,9
Алкілування	5,1	0,1	1,5	0,3
Ізомеризація	1,3	0,1	1,3	0,5
Всього	141,1	87,3	94,1	97,9

Кінець минулого і початок нового століття ознаменувалися різкою зміною вимог до якості автомобільних бензинів і дизельних палив. Це обумовлено прагненням людей зменшити негативну дію, яка спричинена викидами від двигунів внутрішнього згорання на довкілля і людину.

Після відмови від використання для підвищення октанового числа бензинів тетраетилсвинцю, обмеженням піддається вміст в них сірчистих з'єднань і ароматичних вуглеводнів. За перші п’ять років XXΙ сторіччя, автомобільні бензини зазнали більших змін, ніж за попередні 50-60 років. Законодавцем в цьому напрямі є США, які можуть бути названі бензиновою країною із-за своєрідної структури вжитку палив для двигунів внутрішнього згорання. Відповідно до закону про чисте повітря, в споживаних на території США бензинах загальний вміст ароматичних вуглеводнів не повинен перевищувати 25-28%, а бензолу - 1,0%. Виконання цих та інших вимог, в обмежений проміжок часу, для багатьох країн світу просто неможливе. Навіть у багатих країнах Європи прийнятий план поетапного виходу на рівень цих норм. Відповідно до нього з січня 2000 року (норми Євро-3) країни Європи перейшли на автомобільні бензини, які містять ароматичні вуглеводні в кількостях, що не перевищують 42%, а бензолу не більше 1,0%. За нормами Євро-4 (2005 рік) і Євро-5 (2010 рік) планувалося знизити вміст суми ароматичних вуглеводнів в бензинах спочатку до 35,0, а потім до 25,0%. [1]

З вдосконалення якості дизельних палив, великі зусилля докладають європейські країни. У них прийнята концепція посилення вимог до цього виду палива, особливо за вмістом у ньому сірчистих з'єднань. На відміну від стандартів, що діють у нас, допускають наявність загальної сірки в дизельних паливах 0,2 і навіть 0,5% мас, у деяких країнах Європи в даному нафтопродукті присутність сірки обмежена 0,005% мас. Надалі дуже вірогідне зниження цього рівня до 0,0005-0,001% мас. В даний час обмежене число нафтопереробних заводів в світі може отримувати дизельне паливо з таким ультранизьким вмістом сірчистих з'єднань. Окрім названого показника в цих паливах передбачається зменшення присутності ароматичних вуглеводнів, 98%-ій точки викіпання фракції і підвищення цетанового числа (в даний час 52 пункти, а в перспективі до 55-58 пунктів). В даний час на вітчизняних НПЗ автомобільні бензини, не задовольняють вимоги норм Євро-3, оскільки основним високооктановим компонентом, який виготовляється на них, є каталізат установок ріформінгу, що містить в середньому 4-5% бензолу і 62-68% сумарних ароматичних вуглеводнів. Тому в перспективі передбачені заходи, направлені на виділення бензолу з каталізату ріформінга. Перехід на випуск бензинів за нормами Євро-4 і тим паче Євро-5 є дорожчим, ніж вихід на норми Євро-3, і вимагає корінної зміни структури нафтопереробних підприємств. Для цього необхідно побудувати цілий комплекс технологічних установок, який включає процеси каталітичного крекінгу, алкілування ізобутана олефінами, отримання індивідуальних ароматичних вуглеводнів, ізомеризації пентан-гексанової фракції і тому подібне.

Таким чином, особливу актуальність на НПЗ останніми роками отримали каталітичні процеси, призначені як для збільшення глибини переробки нафти, так і для отримання високоякісних компонентів нафтопродуктів. Основними напрямами розвитку нафтопереробних підприємств в даний час є наступні:

- збільшення глибини переробки нафти;

- комплексність переробки нафти і газу;

- безвідходність переробки;

- укрупнення технологічних об'єктів і підприємств;

- комбінування процесів;

- автоматизація і комп'ютерне управління процесами;

-використання енерго- і ресурсозберігаючих технологій і устаткування;

- забезпечення екологічності продукції і виробництв, що діють;

- екологічна і промислова безпека виробництв і так далі.

У міру розвитку технології і потреб суспільства, поняття глибини і комплексності переробки нафти безперервно змінювалися. Якщо в початковий період розвитку нафтопереробки під глибиною і комплексністю розумілася ступінь витягання з нафти освітлювального гасу і колісного мастила, то потім на передній план висувалися вимоги виробництва бензинів для автомобілів, авіації і тому подібне.

Глибина переробки нафти, в даний час, визначається як ступінь використання нафти для задоволення потреб суспільства різними вуглеводневмісними продуктами за виключенням потреб в котельних паливах (у тому числі і для потреб самого НПЗ) та безповоротних втрат при переробці.

Комплексність переробки нафти передбачає як раціональне витягання з нафт цінних компонентів (масел, рідких і твердих парафінів, нафтенових кислот, сірко- і азотвмісних з'єднань, металів і тому подібне), так і оптимальну переробку раніше неутилізованих продуктів, наприклад легких газів, асфальтів, пеків.

Безвідходність переробки нафти передбачає не лише повну переробку всіх фракцій нафти, але і більшою мірою використання технологій, каталізаторів і реагентів, які виключають утворення шкідливих викидів і відходів.

Аналіз розвитку схем і процесів глибокої переробки нафти говорить про їх багатоваріантність, яка залежить від цілого ряду об'єктивних і суб'єктивних чинників. Проте при цьому можуть бути виділені основні закономірності. Останніми роками загальносвітовою тенденцією розвитку нафтопереробки є зрощення НПЗ з нафтохімічними заводами. Тобто, НПЗ лише паливного профілю поступаються місцем заводам паливно-нафтохімічного напряму. [1]

1 Аналітичний огляд варіантів глибокої переробки нафтових залишків

1. Глибока переробка нафти

Дефіцит викопної вуглеводневої сировини приводить до необхідності поглиблення переробки нафтових залишків. Це означає, що мазут прямої перегонки і гудрон підуть в основному на виробництво моторних палив, і виробництво котельних палив на їх основі різко скоротиться.

З іншого боку, швидке зростання видобутку природного газу і його використання в енергетичних установках, а також розвиток атомної енергетики в якійсь мірі компенсують необхідність спалювання котельних палив.

Генеральне і довгострокове завдання в області нафтопереробки – подальше поглиблення переробки нафти і істотне збільшення виготовлення моторних палив. При цьому під поглибленою переробкою розуміють отримання максимально можливої кількості палив і масел, які можливо отримати з 1 тони нафти.

Комбінування технологічних процесів, і є якраз тим шляхом, який дозволяє, вирішуючи питання енергозбереження, поглибити переробку нафти. Тому перш ніж перейти до розгляду питань комбінування, розглянемо проблему поглиблення переробки нафти.

У багатьох країнах, у тому числі і в Україні, глибину переробки нафти виражають формулою:

Г = (Тов. НП - ТМ - В )/ Н (1.1)

де Г - глибина переробки нафти, %;

Тов. НП - кількість товарних нафтопродуктів;

ТМ - кількість валового топкового мазуту (котельного палива) від переробленої нафти;

В - кількість безповоротних втрат від кількості нафти;

Н - кількість переробленої нафти;

Такий підхід дозволяє оцінювати величину глибини переробки незалежно від типу нафти, що переробляється, і набору технологічних процесів.

У США максимально досягнуте значення глибини переробки складає 96%. В Україні на початок 1990-х років воно складало близько 65 % .

Про значення глибини переробки нафти можна судити за наступними цифрами. На збільшення видобутку нафти на 1% потрібно в 14-20 разів більших витрат, ніж на збільшення глибини переробки нафти на 1 %. [2]

Якщо економічна доцільність поглиблення переробки нафти в принципі не викликає сумнівів, то кількісна оцінка економічного ефекту різними фахівцями виконується по-різному (хоча розбіжність кінцевих результатів при цьому не носить принципового характеру). Як приклад можна привести формулу:

Э = ДВН + ДВМ - ДВ - ДВГ - ДВЕ (1.2)

де Е - економічний ефект поглиблення переробки нафти;

ДВН і ДВМ - витрати на видобуток і транспорт нафти та мазуту, що вивільняються;

ДВ - додаткові витрати на поглиблення переробки нафти;

ДВГ - додаткові витрати на транспорт газу, який використовується замість мазуту;

ДВЕ- додаткові витрати на перехід електростанції з мазуту на газ.

Розрахунки, виконані за цією формулою стосовно об'єму переробки нафти 40,5 млн т/рік, показали, що в порівнянні з базовим варіантом (перегонка нафти до мазуту з відбором світлих 50 %) збільшення глибини переробки нафти до 62 % (за рахунок переробки мазуту в моторні палива) дає значення Е = 416 млн руб./рік (у цінах 1985 р.). Ця величина зростає до (1315 млн руб./рік при збільшенні глибини переробки нафти до 74 % (також в цінах 1985 р.). Таким чином, економічний ефект поглиблення переробки нафти на кожен відсоток складає близько 40 млн руб./рік (у вказаних вище цінах для прийнятого об'єму переробки нафти). [2]