2) Гидрокрекинг

Для переработки гудрона построим установку гидрокрекинга.

На переработку отправляем только половину гудрона с АВТ, т.к. нам не хватает мощности гидроочистки дизельного топлива для очистки ДТ. Наличие установки гидрокрекинга позволяет переключать мощности НПЗ с выпуска больших количеств бензина (когда установка гидрокрекинга работает) на выпуск больших количеств дизельного топлива (когда она отключена). Гидрокрекинг повышает качество компонентов бензина и дистиллята. В процессе гидрокрекинга используются худшие из компонентов дистиллята и выдает компонент бензина выше среднего качества.

Мощность установки гидрокрекинга – 2000 тыс.т./год .

3) Каталитический риформинг

Увеличили мощность установки каталитического риформинга с 600 тыс.т./год до 1000 тыс.т/год за счет замены способа аксиального ввода сырья в реакторах на радиальный и монтажа дополнительного реактора риформинга, и увеличение некоторых избранных параметров, таких как температура и давление.

4) Изомеризация

В рамках модернизации НПЗ ввели установку изомеризации, мощность которой 450 тыс.т./год.

Изомеризация бензиновых фракций позволяет уменьшить содержания ароматических углеводородов при сохранении высокого октанового числа. Установка изомеризации позволяет извлекать из состава бензинов низкооктановые легкие фракции, производя изомеризат.

5) Гидроочистка

Ввели дополнительную установку гидроочистки, так как с применением гидрокрекинга объем дизельного топлива увеличился и мощностей на очистку не хватает. Мощность новой установки – 900 тыс.т/год, старой – 800 тыс.т./год.

6) Каталитический крекинг

Увеличили мощность установки с 460 тыс.т./год до 760 тыс.т/год за счет увеличения объема реакционной зоны реактора до 40 м3 путем поднятия узла смешения сырья и катализатора, добавления ряда колпачков в гирляндном устройстве реактора Р-1 .

Также удалось увеличить выход бензина за счет использования цеолитов и катализаторов, которые увеличивают объемную скорость подачи сырья, подачи кислорода, объём реакционной зоны.

Таким образом, план модернизации включает:

1. Увеличение мощности установок АВТ за счет замены насосных агрегатов и за счет с модернизации желобчатых тарелок и установкой под отборными тарелками отбойных устройств из сеток.

2. Установка гидрокрекинга для переработки гудрона.

3. Введение установки изомеризации для снижения содержания ароматических углеводородов.

4. Увеличение мощности установки каталитического риформинга.

5. Ввод дополнительной установки гидроочистки.

6. Увеличение мощности установки каталитического крекинга.

Таблица 2

Промежуточный баланс

Приход		Расход
Вакуумный газойль	1050	КК	960
		Смешение	90
Итого	1050		1050
Водородосодержащий газ	26,88	ГО	17,99
		Изомеризация	4,6
		Потери	4,29
Итого	26,88		26,88
Гудрон	2660	ГК	1330
		Смешение	1330
Итого	2660		2660

После проведения модернизации бензин и дизельное топливо с АВТ, дизельное топливо с гидроочистки не идут на смешение.

Таблица 3

План смешения бензина

	Компоненты			Продукты
Наименование	т.т.	О.Ч.	О.т.	АИ-92	АИ-95
				ОЧ 89	ОЧ 92
Бензин КР	895,900	93	83318,7	710,2	185,7
Бензин ККр	346,500	80	27720	236,9	110
Бензин ИЗ	437,000	91	39767	437	0
Отгон	26,9850	60	1619,1	26,985	0
ВОД	30	120	3600	0	30
Итого	1736,3850	89,86	156024,8	1411,035	325,350

В результате модернизации НПЗ мы начали производство АИ-95 и прекратили выпуск АИ-80.

Выпуск АИ-92 составляет 81,3%, а АИ-95 – 19,7%.

Таблица 4

Потери при смешении

Продукт	Пр-во	Потери, %	т.т.	ГП
АИ-92	1411,0	1	14,11	1396,9
АИ-95	325,4	1	3,25	322,1
Итого	1736,4		17,36	1719,02

Таблица 5

План смешения нефтепродуктов

Компоненты	Бензин		ДТ	Мазут	Всего
	АИ-92	АИ-95	0,10%	топочный
Бензин КР	710,20	185,70			895,9
Бензин КК	236,85	109,65			346,5
Бензин ИЗ	437,00	0,00
Отгон	26,99	0,00			27,0
ВОД	0,00	30,00			30,0
Компонент ДТ г/о			1709		1709,1
Вак. газойль				90	90,0
Лег. кат. газойль				378,0	378,0
Тяж. кат. газойль				105,0	105,0
Гудрон				1330	1330,0
Ловушечный пр.				60	60,0
(возврат потерь)
Итого	1411,0	325,4	1709,1	1963,00	5408,4
Потери,%	1,00	1,00		0,50
Потери, т.т.	14,110	3,254		9,82	27,18
Готовая продукция	1396,9	322,1	1709,1	1953,19	5381,3

Таблица 6

Баланс газа

Получено	т.т.	Расход	т.т.
АВТ	70	Хим. пр-ть	125,3
КР	45	Топливо	66
ККр	31,5
ГО	44,98
Итого:	191,3	Итого:	191,3

Таблица 7

Баланс топлива

Установка	Нормы	Расход	Покрытие
АВТ	3,2	224	газ сухой	66
КР	7,4	66,3	мазут	352,1
ГО	3,6	64,764
ККр	6	63,0
ИЗ	6,6	30,4
ГК	9,7	129,0
Итого:		418,1	Итого	418,1

Таблица 8

Баланс потерь

Установка	т.т.	Структура
АВТ	70	Возврат	60
КР	18	Безвозврат.	140,4
ГО	17,99
ККр	63,0
Смешение	27,18
Остаток Н2	4,29
Итого	200,4	Итого	200,4

Таблица 9

Баланс газовой головки

Установка	т.т.
КР	53,8	Хим. пр-ть	179,8
КК	126,0
Итого	179,8	Итого	179,8

Таблица 10

Баланс производства по заводу (тыс. тонн)

	Год				t+3/t			t+3/t+1
Показатели	t	t+1	t+3*	абс.		темп прироста	абс.		темп прироста
Взято сырья:
сырая нефть	5800	6000,0	7000,0	1200,0		20,69	1000,0		16,667
высокооктановая добавка	1	30,0	30,0	29,0		2900,00	0,0		0
Итого сырья:	5801	6030	7030	1229,0		21,19	1000,0		16,584
Получено продукции:
бензин - всего, в том числе:	900	981,5	1719,0	819,0		91,00	737,5		75,1
АИ-95			322,1	322,1			322,1
АИ-92	180	225,0	1396,9	1216,9		676,07	1171,9		520,9
АИ-80	720	756,5		-720,0		-100,00	-756,5		-100,0
керосин специальный	600	600,0	1119,3	519,3		86,56	519,3		86,6
дизельное топливо - всего,	1050	1149,0	1709,1	659,1		62,77	560,1		48,7
в том числе с содержанием серы:
0,80%	500	549		-500,0		-100,00	-549,0		-100,0
0,20%	550	600		-550,0		-100,00	-600,0		-100,0
0,10%			1709,1	1709,1			1709,1
Итого светлых нефтепродуктов	2550	2730,5	4547,4	1997,4		78,33	1816,9		66,5
Газ химической промышленности	0	60,3	125,3	125,3			65,0		107,7
Газовая головка хим. пром-ти	80	91,2	179,8	99,8		124,69	88,6		97,1
Сероводород	8	9	18,0	10,0		124,88	9,0		99,9
Мазут топливный валовый	2963	2996,2	1963,0	-1000,0		-33,75	-1033,2		-34,5
Мазут топливный товарный	2783	2750,82	1601,1	-1181,9		-42,47	-1149,7		-41,8
Расход топлива, в т.ч.:
Газообразное	100	66	66,0	-34,0		-34,00	0,0		0,0
Жидкое	180	230,4	352,1	172,1		95,59	121,7		52,8
Потери - всего, в том числе:
Возвратные	50	60	60,0	10,0		20,00	0,0		0,0
Безвозвратные	100	91,68	140,4	40,4		40,38	48,7		53,1
Баланс	5801	6030	7030,0	1229,0		21,19	1000,1		16,6
Глубина переработки	0,42	0,42	0,740	0,3		78,23	0,3		77,8
Выход светлых нефтепродуктов	0,44	0,46	0,650	0,2		47,76	0,2		42,7

Цели модернизации (увеличение глубины переработки и выхода светлых нефтепродуктов) достигнуты. Так, глубина переработки возросла с 42% до 74%, т.е. в 1,8 раза, выход светлых нефтепродуктов с 46% до 65%, т.е. в 1,4 раза.

 

4. Анализ результатов и выводы:

- анализ вариантов работы НПЗ

Исходя из сделанных расчетов, можно сделать вывод, что режим работы НПЗ после модернизации более выгоден для реализации, хоть и требует дополнительных инвестиций. Но увеличение выхода светлых нефтепродуктов и уменьшение процента содержания серы приносит дополнительный доход.

- выбор и обоснование варианта реконструкции и модернизации;

Несоответствие выпускаемой продукции стандартам Евро-4 и Евро-5 обязывает собственников НПЗ провести реконструкцию и модернизацию. Также данные мероприятия необходимы для увеличения глубины переработки сырой нефти. В процессе модернизации были проведены модернизированы следующие устновки:

• установки риформинга, изомеризации, алкилирования для производства высокооктановых компонентов бензина;

• установки каталитического крекинга для производства высококачественных компонентов бензинов и увеличения глубины переработки нефти;

• установки гидрокрекинга для производства высококачественных компонентов дизельного топлива, авиационного топлива и увеличения глубины переработки нефти;

• установки гидроочистки для выполнения требований Технического регламента Таможенного союза по содержанию в продукции серы.

- сделать выводы о производственной стратегии компании.

Проанализировав полученные результаты, можно прийти к выводу, что за счет модернизации были достигнуты следующие цели:

• увеличили выход светлых нефтепродуктов на нефть, оптимизировали ассортимент автомобильных бензинов с увеличением доли высокооктановых бензинов;

• получили моторные топлива стабильного качества в соответствие с требованиями класса 5 Технического регламента;

• реализовали мероприятия, обеспечивающие стабильность деятельности, безопасную и безаварийную работу предприятия;

• сократили вредные выбросы и повысили эффективность очистных сооружений с использованием новейших технологий;

•произвели углубление переработки нефти и максимальное сокращение производства мазута за счет внедрения комплекса глубокой переработки вакуумных остатков.

Таким образом, исходя из полученных выводов, можно сказать, что данное предприятие достаточно успешно реализует свою производственную стратегию, и менеджмент организации работает эффективно.