Размещено на http://www.allbest.ru/

ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка»

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель генерального директора - главный инженер

ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка»

БИЗНЕС-ПЛАН

Строительство 2 очереди установки гидроочистки дизельного топлива (22 674)

Разработка бизнес-плана произведена

ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка»

А.П. Иванов

Волгоград - 2012 г.

Состав исполнителей

Наименование структурного подразделения	Должность	ФИО	Подпись
ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» Отдел реконструкции и развития производства	Начальник отдела	Пашкин Р.Е.
	Инженер-технолог	Кислицкий К.А.

Содержание

1. Основные технические и технологические решения

1.1 Назначение строительства 2-й очереди установки гидроочистки дизельного топлива

1.1.1 Качество сырья

1.1.2 Качество продуктов

1.1.3 Параметры на границе установки

1.1.4 Параметры энергоносителей и информация о площадке

1.1.5 Рабочие условия

1.1.6 Описание установки

1.1.7 Реакторный блок

1.1.8 Отпарки и охлаждение дизельной фракции

1.1.9 Блок аминной очистки

1.1.10 Блок колонны стабилизации

1.2 Краткое описание технологической схемы

1.3 Материальный баланс 2-й очереди установки гидроочистки дизельного топлива

2. Экономическая эффективность проекта

2.1 Общие положения

2.2 Инвестиционные расходы

2.3 Источник финансирования

2.4 Производственная программа

2.5 Расчет операционных расходов

2.6 Эксплуатационные штаты

2.7 Финансовый и экономический анализ проекта

2.8 Показатели экономической эффективности (с начала реализации проекта)

2.9 Анализ сильных и слабых сторон проекта

1. Основные технические и технологические решения

1.1 Назначение строительства 2-й очереди установки гидроочистки дизельного топлива

Необходимость в строительстве 2-й очереди установки гидроочистки дизельного топлива вызвана ужесточением требований по содержанию серы в дизельном топливе и доведением содержания серы в товарном продукте до требований Евро-5 - не более 10 ppm. В связи с наметившейся тенденцией по ужесточению требования к содержанию серы в товарном дизельном топливе, перед заводом в самое ближайшее время встанет проблема реализации дизельного топлива сначала на внешнем, а затем и на внутреннем рынкам.

После ввода в эксплуатацию 2-й очереди установки гидроочистки дизельного топлива ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» будет производить все дизельное топливо по перспективным европейским стандартам с содержанием серы не более 10 ppm.

Номинальная мощность 2-й очереди установки гидроочистки дизельного топлива по сырью составляет 3,0 млн. тонн в год.

Сырьём установки является смесь дизельных фракций с пределами выкипания 190-360°С установок ЭЛОУ-АВТ, вторичные бензины ЗК, легкий газойль замедленного коксования, легкий газойль каталитического крекинга.

Предел колебания мощности установки определяется работоспособностью оборудования и приборов автоматического регулирования в диапазоне 60-110% от номинальной производительности.

Установка гидроочистки дизельного топлива (II очередь) будет построена по проекту французской фирмы "Аксенс".

Число часов работы установки на режиме реакции условно принято 8400 в году, количество смен в сутки - 2, режим работы - непрерывный.

Катализаторы и реагенты:

1. Катализатор HR 526 1.2 (тип - промотированный CoMo);

2. Катализатор HR 538 2.5 (тип - промотированный NiMo);

3. Катализатор HR 945 (тип - NiMo на уникальном носителе);

4. Защитный слой катализатора АСТ 077 (тип - макропористые экструдаты);

5. Защитный слой катализатора АСТ 079 (тип - инертный материал с большими пустотами);

6. Керамические шары (150 мм);

7. Азот высокого давления;

8. Азот низкого давления;

9. Воздух на нужды КИПиА;

10. Воздух технический;

11. Метилдисульфид.

Реализация проекта позволит вовлечь в переработку низкосортное печное топливо установок замедленного коксования и довести его качество до требований норм на дизельное топливо, а также бензины замедленного коксования довести до качества, необходимого для возможности использования их в качестве сырья для производства этилена или сырья для установки каталитического риформинга.

1.1.1 Качество сырья

Источники сырья:

На установке гидроочистки дизельного топлива подвергают очистке четыре вида сырья, качество которых приведено в нижеследующей таблице (после пуска комплекса каткрекинга):

Таблица 1

Наименование показателя	Прямогонная дизельная фракция	Газойль коксования	Легкий каталитический газойль	Нафта коксования
Относительная плотность	0.838	0.855	0.915	0.740
Содержание серы, масс. %	0.8	1.5	0.09	0.4
Содержание азота (общее), масс. ппм	68	500	1200	40
Бромное число, г/100 г	1.0	45	-	75.2
Бромное число, г/100 г	-	-	2.1	-
Общее содержание ароматических соединений, %	26	42	76	22
Содержание бициклических ароматических соединений, масс. %	-	-	-	-
Разгонка по ASTM, °C	D86, об. %	D86, об. %	D86, об. %	D86, об. %
Температура начала кипения	175	158	200	43
5%	195	191	220	72
10%	205	204	230	90
30%	240	229	240	107
50%	276	253	250	123
70%	310	289	260	140
90%	345	335	278	158
95%	356	349	285	171
Температура конца кипения	370	361	300	187

Таблица 2

Компоненты сырья установки	Количество, тн/год
Прямогонная дизельная фракция, т/год	2 100 000
Газойль коксования, т/год	400 000
Легкий каталитический газойль, т/год	300 000
Нафта коксования, т/год	200 000
Итого, т/год	3 000 000

Качество смешанного сырья приведено в таблице №3:

Таблица 3

Наименование показателя	Значение показателя
Относительная плотность	0.841
Содержание серы, масс. %	0.80
Содержание азота (общее), масс. ппм	237
Бромное число, г/100 г	9.6
Общее содержание ароматических соединений, %	32.4
Разгонка по ASTM, °C	D86, об. %
Температура начала кипения	43
5%	207
10%	163
30%	184
50%	228
70%	259
90%	295
95%	340
Температура конца кипения	370

Свежий водородсодержащий газ (ВСГ):

Состав свежего водорода приведен ниже:

Таблица 4

Компонент	Содержание, % об
H2	75,00
C1	9,55
C2	6,80
C3	4,57
iC4	1,19
nC4	1,32
iC5	0,85
nC5	0,72
Итого	100.0

Требования компании Axens к максимально допустимому содержанию примесей в ВСГ приведены ниже (об. ппм)

Таблица 5

Наименование компонента	Содержание компонента, ppm
CO и CO2	10
CO	1.0
H2S	1.0
HCl	< 1.0

Регенерированный амин:

Качество регенерированного амина приведено ниже:

Таблица 6

Наименование показателя	Значение показателя
Тип Содержание амина в растворе (МЭА+H2O), масс. % Содержание H2S в регенерированном растворе амина (МЭА+H2O), масс. % Содержание H2S в насыщенном растворе амина (МЭА+H2O), масс. %	Моноэтаноламин: МЭА 12 - 15 0.42 2.7

1.1.2 Качество продуктов

Продуктовая нафта

Качество нафты, производимой на установки гидроочистки Prime D, должно удовлетворять следующим требованиям.

- Проба медной пластинкой - проходит,

- Температура конца кипения (D 86) < 210°C для Варианта 1 и < 180°C для Варианта 2.

Продуктовое дизельное топливо

Качество продуктового дизельного топлива должно удовлетворять следующим требованиям:

Таблица 7

Наименование показателя	ВАРИАНТ 1 Конец пробега	ВАРИАНТ 1 Конец пробега	ВАРИАНТ 2 Начало пробега	ВАРИАНТ 2 Конец пробега
Относительная плотность при 15оC, кг/м3	820-845	820-845	820-845	820-845
Содержание серы, масс. ппм	Не более 10	Не более 10	Не более 10	Не более 10
Общее содержание ароматических соединений, масс. %	Не более 11.0	Не более 11.0	Не более 11.0	Не более 11.0
Температура вспышки в закрытом тигле, °C	Не ниже 55	Не ниже 55	Не ниже 55	Не ниже 55
Цетановое число (расчетное), D4737	Не ниже 46	Не ниже 46	Не ниже 46	Не ниже 46
Содержание воды, масс. ппм	Не более 200	Не более 200	Не более 200	Не более 200
Температура застывания, °C	Не выше -10 (1)	Не выше -10 (1)	Не выше -10 (1)	Не выше -10 (1)
Маслянистость, мкм	Не более 460 (2)	Не более 460 (2)	Не более 460 (2)	Не более 460 (2)
Разгонка по ASTM (ожидаемая), °C	D86, об. %	D86, об. %	D86, об. %	D86, об. %
30%	245	246	233	234
50%	271	271	262	262
90%	343	343	341	341
95%	355	355	355	355
Температура конца кипения	370	370	370	370

(1) Как у сырья.

(2) Маслянистость дизельного топлива со сверхнизким содержанием серы не удовлетворяет требованиям, необходимо добавлять присадку.

1.1.3 Параметры на границе установки

Таблица 8

Наименование потока	Температура	Давление
Единицы измерения	°C	кПа, изб.
Сырье	55	600
Свежий водород	40	1 000
Продуктовая нафта	40	700
Продуктовое дизельное топливо	40	700
Сжиженный нефтяной газ	40	400
Топливный газ	20	400
Регенерированный амин	50	850
Насыщенный амин	60 (2)	400
Кислый газ	50	500
Котловая питательная вода	40	1 150 (1)
Кислая вода	48 (2)	400

(1) Требования компании Axens для производства перегретого водяного пара для отпарной колонны.

(2) По расчетам компании Axens

1.1.4 Параметры энергоносителей и информация о площадке

Параметры энергоносителей

Водяной пар и пароконденсат

	Давление (кПа, изб.)	Температура (оC)
Пар среднего давления
Минимальное значение (для теплового расчета):	900	200
Нормальное значение:	950	210
Максимальное значение:	1 015	220
Для механического расчета:	-	-
Пар низкого давления
Минимальное значение (для теплового расчета):	200	133
Нормальное значение:	200	139
Максимальное значение:	300	143
Для механического расчета:	-	-
Пароконденсат
При остаточном давлении
Минимальное значение (для теплового расчета):	0.15	85
Нормальное значение:	0.2	90
Максимальное значение:	0.3	95

Вода строительство гидроочистка топливо финансирование

Охлаждающая вода - Прямая	Давление (кПа, изб)	Температура (оC)
Источник:	БОВ-2 (2-я система)
Минимальное значение:	450	-
Максимальное значение:	520	28
Для механического расчета:	-	-
Охлаждающая вода - Обратная
Возврат в:	БОВ-2
Минимальное давление для возврата:	310	-
Максимальная температура для возврата:	-	40
· Котловая питательная вода
Минимальное значение (для теплового расчета):	510	25
Нормальное значение:	620	40
Максимальное значение:	625 (1)	40
Для механического расчета:	-	-

(1) Для производства перегретого водяного пара для отпарной колонны требуется котловая питательная вода давлением не менее 1150 кПа, изб.

Воздух

Технический воздух (обезмасленный для регенерации катализатора)	Давление (кПа, изб.)	Температура (°C)
Минимальное значение:	-	Окружающего воздуха
Нормальное значение:	600	35-40
Для механического расчета:	700	50
Воздух КиА
Минимальное значение:	-	-
Нормальное значение:	600	Окружающего воздуха
Для механического расчета:	700	50

Азот

Качество: представить подробный анализ	N - 99,995 об. % O 0,005 об. %	N - 99,995 об. % O 0,005 об. %
Температура:	Окружающего воздуха	Окружающего воздуха
Минимальное давление:	500 кПа, изб.	6000 кПа, изб.
Для механического расчета:	800 кПа, изб.	6400 кПа, изб.

Топливо

Топливный газ	Давление (кПа, изб.)	Температура (°C)
Минимальное значение:	40	0
Нормальное значение:	40	20
Максимальное значение:	50	30
Для механического расчета:	80	50
Качество: представить типичный анализ, об. %
N2	1,05
H2	1,72
H2S	0,129
CH4	19,195
C2H6	25,15
C3H8	28,27
C4H10_1	8,455
C4H10_2	15,6
C5H12_1	0,156
C5H12_2	0,275
Топливный мазут	Давление	Температура
Минимальное значение:	500 кПа, изб.	70оС
Нормальное значение:
Максимальное значение:	600 кПа	80оС
Теплотворная способность	9600 ккал/кг
Вязкость по Эрмлеру при 80оС	5,0
Относительная плотность	871 кг/м3
Содержание серы, не более	1,5 масс. %

1.1.5 Рабочие условия

Реакторы

Температуры в реакторах

Температура на входе в реактор является наиболее явным параметром, изменяя который оператор может регулировать качество продукта. Скорость реакций гидроочистки увеличивается при повышении температуры. Но при повышении температуры увеличивается количество реакции крекинга и количество отложений кокса на катализаторе. В результате этого снижается активность катализатора. Рабочие температуры реактора подбирают для обеспечения наилучшего сочетания целей производства, размера реактора и требуемой длительности катализаторного цикла.

В последующей таблице приведены данные по ожидаемым температурам на входе и выходе слоя катализатора, а также по соответствующей средневзвешенной температуре слоя катализатора (СВТСК) в °C:

Таблица 9

		Вариант 1	Вариант 2
		Начало пробега	Конец пробега	Начало пробега	Конец пробега
1-й слой реактора	Температура на входе	339	380	339	380
гидроочистки	Температура на выходе	351	388	351	388
	?T	12	8	12	8
	СВТСК	347	385	347	385
2-й слой реактора	Температура на входе	340	378	340	378
гидроочистки	Температура на выходе	351	389 (1)	351	389
	?T	11	11	11	11
	СВТСК	347	385	347	385

(1) В конце пробега по Варианту 1 на выход второго слоя катализатора дополнительно подают закалочный продукт, чтобы снизить температуру на выходе реактора на 10°C. Ниже ввода закалочного продукта предусмотрен слой катализатора HR-945 для гидрирования олефинов, которые могут образоваться за счет рекомбинации при высокой температуре. Этот слой катализатора необходим для обеспечения требуемого значения бромного числа нафты в случае ее направления на этиленовую установку.

Средневзвешенная температура слоя для каждого катализатора определяется следующим образом:

СВТСК = (i) W(i) x

Где: (i) = слой (i) катализатора, W(i) = доля (%) катализатора в слое (i), T in(i) = температура на входе слоя (i), T out(i) - температура на выходе слоя (i).

Примечание: Второй слой катализатора разделен на две части, чтобы обеспечить перераспределение технологической среды между ними без подачи закалочного продукта.

Давления в реакторах

Давление в реакторном блоке регулируют давлением в сепараторе высокого давления V-03.

Это давление выбрано таким образом, чтобы поддерживать требуемое минимальное парциальное давление водорода на выходе реактора равным 30 бар (абс.) в начале пробега и 25 бар (абс.) в конце пробега. Поддержание в реакторе соответствующего парциального давления водорода необходимо для увеличения количества реакций гидроочистки и для регулирования скорости отложения кокса на катализаторе. Снижение парциального давления водорода ниже заданной величины приведет к уменьшению ожидаемой длительности катализаторного цикла.

Таблица 10

		Вариант 1	Вариант 2
		Начало пробега	Конец пробега	Начало пробега	Конец пробега
Реактор гидроочистки	Давление на входе, кПа, изб.	6 300	6 570	6 300	6 570
	Давление на выходе, кПа, изб.	5 950	5 950	5 950	5 950
	?P, кПа	350	620	350	620

· Объемная скорость и кратность рециркуляции водорода

Часовая объемная скорость жидкости равна единице объема жидкого углеводородного сырья при 15°C в м3/час, деленной на объем катализатора в м3.

Общая объемная скорость принята равной:

LHSV = 0.85 час-1

Сепаратор высокого давления V-03:

Давление5300 кПа, изб.

Температура53°C

Блок отпарки:

Отпарные колонны T-02

Давление в верхней секции:710 кПа, изб.

Таблица 11

	Вариант 1	Вариант 2
	Начало пробега	Конец пробега	Начало пробега	Конец пробега
Температура сырья, °C	275	275	275	275
Расход водяного пара на отпарку, кг/час	10 500	10 500	10 500	10 500
Отношение “орошение/сырье отпарной колонны», масс. %	10.3	10.6	18.1	18.2

Емкости орошения отпарной колонны V-08

Давление640 кПа, изб.

Температура40°C

Блок аминной очистки

Амин = 12 масс. % МЭА в водном растворе.

Концентрация H2S в регенерированном и насыщенном амине составляет соответственно 0,42 масс. % и 2,7 масс. % в водном растворе.

Аминные абсорберы высокого давления Т-01:

Давление в верхней секции:5.260 кПа, изб.

Температура кислого газа:53°C

Температура регенерированного амина:63°C (*)

Расход регенерированного амина:81 610 кг/час

(*)Чтобы избежать конденсации углеводородов и пенообразования в абсорбере необходимо поддерживать разность температур регенерированного амина и кислого газа на уровне не менее 10°С.

Аминные абсорберы низкого давления Т-03:

Давление в верхней секции: 600 кПа, изб.

Температура кислого газа:38°C

Температура регенерированного амина:50°C (*)

Расход регенерированного амина:44 000 кг/час

(*)Чтобы избежать конденсации углеводородов и пенообразования в абсорбере необходимо поддерживать разность температур регенерированного амина и кислого газа на уровне не менее 10°.

Блок стабилизации нафты:

Колонна стабилизации нафты Т-04

Давление в верхней секции:800 кПа, изб.

Таблица 12

	Вариант 1	Вариант 2
	Начало пробега	Конец пробега	Начало пробега	Конец пробега
Температура сырья, °C	170	168	141	141
Общая нагрузка рибойлера, Гкал/час	4.35	4.28	3.31	3.36
Отношение “орошение/сырье колонны стабилизации», масс. %	50.3	48.9	114.5	106.8

Емкость орошения V-11 колонны стабилизации

Давление730 кПа, изб.

Температура40°C

1.1.6 Описание установки

Нижеприводимое описание необходимо рассматривать вместе с технологическими схемами установки.

1.1.7 Реакторный блок

Сырье подвергают фильтрации в сырьевом фильтре F-01 A/B и направляют в расходную емкость сырья V-01, откуда оно откачивается сырьевыми насосами Р-01 А/В. Сырье смешивают с рециркулирующим газом и свежим водородом. Эту смесь подогревают в теплообменниках «сырье/продукты реактора» E-01 A/B/C/D/E/F. После этого сырье окончательно нагревают до температуры реакции в печи Н-01 нагрева сырья реактора.

Температуру на входе в реактор регулируют изменением расхода топливного газа, поступающего на горелки печи.

В реакторе R-01 в присутствии катализатора протекают реакции насыщения олефинов, обессеривания, денитрификации и насыщения ароматических соединений. Поскольку эти реакции являются в высшей степени экзотермическими, температуру на входе во 2-й слой катализатора и на выходе реактора регулируют путем подачи закалочного газа.

На выходе реактора продукты реакции используются для подогрева сырья отпарной колонны в теплообменнике «продукты реакции/сырье отпарной колонны» E-02 и затем для подогрева сырья реактора в теплообменниках E-01 A/B/C/D/E/F.

Затем продукты реакции охлаждают и частично конденсируют в воздушном холодильнике продуктов реакции ЕA-01. Чтобы предотвратить отложение солей аммония и возможную коррозию в ЕA-01, на вход воздушного холодильника подают воду насосами промывочной воды P-02 A/B. В качестве промывочной воды используют смесь котловой питательной воды и воды, выделенной в емкости орошения V-08 отпарной колонны, коагуляторе продуктового дизельного топлива V-09 и емкости орошения V-11 колонны стабилизации. Эти потоки воды собирают в емкость промывочной воды V-02. Максимальное ожидаемое содержание H2S в емкость промывочной воды V-02 составляет 2 000 масс. ппм.

После охлаждения в воздушном холодильнике ЕA-01 продукты реакции поступают в сепаратор высокого давления V-03, где происходит разделение трех фаз. Давление в сепараторе высокого давления регулируют изменением расхода свежего водорода, поступающего от компрессоров свежего водорода СМ-02 A/C и изменением расхода продувки на выходе аминного абсорбера высокого давления (с деблокировкой верхнего значения уставки).

Пары поступают в сепаратор V-04 аминного абсорбера высокого давления, где происходит их очистка от следовых количеств конденсированных углеводородов во избежание пенообразования в аминном абсорбере высокого давления Т-01. Регенерированный амин подают насосами P-03 A/В в аминный абсорбер. Поскольку регенерированный амин поступает с установки регенерации амина с температурой 50°C, требуется его подогрев в подогревателе регенерированного амина Е-11 для поддержания разности температур амина и рециркулирующего газа не менее чем в 10°C, чтобы обеспечить эффективную абсорбцию и предотвратить пенообразование в абсорбере. Амин, насыщенный H2S, собирается в кубе абсорбера высокого давления, откуда выводится по уровню в аминный абсорбер низкого давления Т-03. Рециркулирующий газ смешивают со свежим водородом от компрессоров свежего водорода CM-02 A/B и направляют в сепаратор V-05 компрессора рециркулирующего газа, оснащенный проволочной сеткой для отделения увлеченной воды, после чего компримируют в компрессоре рециркулирующего газа CМ-01 (с приводом от электродвигателя).

На нагнетании компрессора часть рециркулирующего газа смешивают со свежим сырьем, а остальную часть рециркулирующего газа подают под первый и второй слои катализатора в реакторе гидроочистки R-01.

Кислую воду выводят из сепаратора высокого давления по уровню и направляют в отпарную колонну кислой воды. Жидкую углеводородную фазу направляют в отпарную колонну Т-02 по расходу.

1.1.8 Отпарки и охлаждение дизельной фракции

Сырье отпарной колонны содержит H2S, который необходимо удалить. Жидкую углеводородную фазу из сепаратора высокого давления V-03 подогревают сначала в теплообменниках «сырье/кубовый продукт отпарной колонны»E-05 A/B/C/D/E и, наконец, в теплообменнике «продукты реактора/сырье отпарной колонны» E-02. Регулирование температуры сырья на входе отпарной колонны Т-02 осуществляется с воздействием на трехходовой клапан TV-068, который регулирует расход потока, направляемого в Е-02, и расход потока через байпас этого теплообменника.

Для отпарки в куб колонны вводят водяной пар среднего давления.

Пары сверху колонны частично конденсируют в воздушном конденсаторе ЕA-02 верхнего продукта отпарной колонны и в концевом конденсаторе E-04, верхнего продукта отпарной колонны, после чего жидкую фазу собирают в емкости орошения V-08.

Жидкую углеводородную фазу частично используют в качестве орошения в отпарной колонне Т-02 с подачей по расходу и коррекцией по температуре в верхней части колонны. Остальное количество направляют в колонну стабилизации нафты Т-04 по расходу с коррекцией по уровню в емкости орошения.

Кислую воду из емкости орошения направляют в блок отпарки кислой воды по уровню в водооотделителе и в емкость промывочной воды V-02.

Кубовый продукт отпарной колонны откачивают насосами продуктового дизельного топлива P_05 A/B и используют сначала для подогрева кубового продукта колонны стабилизации в рибойлере Е-08, а затем для подогрева сырья отпарной колонны в теплообменниках «сырье/кубовый продукт отпарной колонны» E_05 A/B/C/D/E. Температуру в рибойлере регулируется изменением расхода в байпасной линии рибойлера Е-08 системой двухдиапазонного регулирования.

Температуру гидроочищенного продуктового дизельного топлива снижают в воздушном холодильнике продуктового дизельного топлива EA-03 и в концевом холодильнике продуктового дизельного топлива E-06, после чего из дизельной фракции удаляют воду в коагуляторе продуктового дизельного топлива V-09. Воду направляют емкость промывочной воды V-02 по уровню в водоотделителе, а продуктовое дизельное топливо выводят в резервуарный парк..

Кислый газ из емкости орошения отпарной колонны, содержащий H2S, смешивают с газом из емкости орошения V-11 колонны стабилизации, и этот объединенный поток направляют в аминный абсорбер низкого давления T-03 через сепаратор V-10 аминного абсорбера.

1.1.9 Блок аминной очистки

Очистка газообразных углеводородов от H2S осуществляется в непрерывном процессе абсорбции с использованием водного раствора МЭА (12 масс. %).

Для аминной очистки предусмотрено два абсорбера:

Аминный абсорбер высокого давления Т-01,

Аминный абсорбер низкого давления Т-04.

Регенерация аминного раствора осуществляется на установке регенерации амина за границей настоящей установки гидроочистки.

Аминные абсорберы

Кислый газ высокого давления из сепаратора высокого давления V-03 сначала проходит через сепаратор V-04 аминного абсорбера высокого давления. В сепараторе V-04 предусмотрен сетчатый каплеотбойник для удаления тумана жидкости, жидкости или конденсатов (жидкая фаза возвращается в отпарную колонну Т-02). После сепаратора V-04 кислый газ поступает в аминный абсорбер высокого давления Т-01.

Очистка газа от H2S происходит при прохождении газа вверх через отверстия на тарелках, при этом газ барботирует через раствор амина на каждой тарелке. Контакт амина и очищаемого газа происходит в противотоке: аминный раствор проходит вниз по колонне, а очищаемый газ - вверх по колонне.

Регенерированный амин подается в абсорбер по расходу насосом P-03 A/В регенерированного амина высокого давления над верхней тарелкой с температурой выше температуры сырьевого газа, чтобы избежать конденсации углеводородов, вызывающей пенообразование (для борьбы с пенообразованием предусмотрена подача раствора антивспенивающего агента в линию подачи регенерированного амина). Насос P-03 В служит общим резервом для P-03 A.

Амин, насыщенный H2S (и поэтому называемый «насыщенным амином»), выводят из куба абсорбера высокого давления по уровню и направляют в куб аминного абсорбера низкого давления Т-04, где происходит испарение аминного раствора с выделением части растворенных углеводородов.

Кислый газ низкого давления из емкости орошения V-08 отпарной колонны и кислый газ из емкости орошения V-11 колонны стабилизации смешивают, и этот объединенный поток направляют через сепаратор V-10 аминного абсорбера низкого давления в аминный абсорбер низкого давления Т-04. Таким же образом кислый газ низкого давления промывают в противотоке амином при требуемой температуре. Очищенный газ выводят сверху и используют для создания подушки в расходной емкости V-12 регенерированного амина либо направляют на горелки низкого давления печи нагрева сырья реактора или в коллектор топливного газа.

Насыщенный амин выводят из куба аминного абсорбера низкого давления по уровню и направляют в блок регенерации амина.

Расходная емкость амина

Расходная емкость регенерированного амина V-12 предназначена для приема свежего 12% водного раствора МЭА с установки регенерации амина. Циркуляция амина осуществляется насосами регенерированного амина высокого давления P-03 A/B в аминный абсорбер высокого давления T-01 и насосами регенерированного амина низкого давления P-04 A/B непосредственно с установки регенерации амина в аминный абсорбер низкого давления T-03.

Чтобы избежать разложения аминного раствора при контакте с кислородом во время смешивания и для компенсации периодических колебаний объема загрузки амина в системе аминной очистки, в расходной емкости регенерированного амина V-12 предусмотрена подушка топливного газа.

1.1.10 Блок колонны стабилизации

Нафту, поступающую из емкости орошения отпарной колонны, направляют в блок стабилизации нафты по расходу с коррекцией по уровню в емкости. Нафту подогревают в теплообменниках «сырье/кубовый продукт колонны стабилизации» E- E-09 A/B/C и направляют в колонну стабилизации Т-04. Пары, выводимые сверху колонны стабилизации, частично конденсируют в воздушном конденсаторе EA-04 и дополнительно охлаждают в концевом конденсаторе E-07. Давление в колонне стабилизации регулируют расходом паров из емкости орошения V-11 колонны стабилизации. Эти пары, содержащие некоторое количество H2S, направляют в сепаратор V-10 аминного абсорбера НД. Декантированную воду направляют по межфазному уровню в водоотделителе в емкость промывочной воды V-02. Жидкие углеводороды откачивают насосами орошения P-07 A/B колонны стабилизации и возвращают в верхнюю часть колонны в качестве орошения по расходу с коррекцией по уровню в емкости орошения колонны стабилизации.

Кубовый продукт колонны стабилизации нагревают в рибойлере E-08 колонны стабилизации, тепловую нагрузку которого регулируют по температуре на выходе из межтрубного пространства рибойлера с воздействием на систему двухдиапазонного регулирования расхода через байпас теплообменника Е-08.

Кубовый продукт колонны стабилизации откачивают насосами продуктовой нафты P-08 A/B в E-09 А/В/С по расходу с коррекцией по уровню в кубе колонны стабилизации. Затем кубовый продукт дополнительно охлаждают в воздушном холодильнике EA-05 стабильной нафты и в концевом холодильнике E-10 стабильной нафты до температуры на границе установки.

1.2 Краткое описание технологической схемы

Сырьё, поступающее с установок АВТ, УЗК, сырьевым насосом направляется на блок гидроочистки, предварительно смешиваясь с водородсодержащим газом. Газо-сырьевая смесь нагревается в сырьевом теплообменнике и в печи до температуры 347-3800С и направляется в один реактор, где протекают реакции гидрогенизации, в результате которых соединения серы, кислорода и азота превращаются в присутствии водорода и катализатора в углеводороды с выделением сероводорода, воды и аммиака; олефины преобразуются в более стабильные углеводороды парафинового или нафтенового рядов в зависимости от их природы в исходном сырье.

После реакторного блока газо-продуктовая смесь при давлении 55 кгс/см2 отдает тепло в теплообменнике газо-сырьевой смеси и охлаждаясь в холодильнике направляется на блок сепарации, где отделяется ВСГ и направляется на МЭА очистку и далее в тройник смешения, а также отделяется углеводородный газ, который направляется в топливное кольцо завода.

На прием компрессора ВСГ подается свежий водородсодержащий газ «на подпитку».

Далее жидкая часть с блока сепарации направляется на блок фракционирования, где отделяются г/о бензин и г/о дизельное топливо, которые отводятся в парки. Дизельное топливо - как готовый продукт европейского качества, а г/о бензин - как компонент автобензина при компаундировании или как сырьё установки каталитического риформинга или как сырьё установки производства этилена.

1.3 Материальный баланс 2-й очереди установки гидроочистки дизельного топлива

Таблица 13

Наименование	% масс.	тн/час	тыс.т/год
Сырьё:
1. Сырье г/о	96,16	357,44	3002496,0
4. ВСГ	3,84	14,29	120019,2
Итого:	100,00	371,73	3122515,2
Получено:
1. Сероводород	0,57	2,12	17840,1
2. Газ у/в	3,37	12,51	105092,4
3. ДТ с серой 10 ppm	81,05	301,30	2530928,4
4. Г/о вторичный бензин	14,71	54,68	459286,8
5. Потери	0,30	1,12	9367,5
Итого:	100,00	371,73	3122515,2

Рабочие условия

начало пробегаконец пробега

Мощность по сырью, т/год3000

Объемная скорость на основном кат-ре, ч^-1 1,0

Давление на выходе из реактора, кгс/см² 55

Давление в холодном сепараторе

высокого давления, кгс/см² 51,0

Парциальное давление Н₂ на выходе, кг/см² (абс.)28,125,7

Чистота подпиточного Н₂, % об. 75,0

Содержание Н₂ в рецикловом газе, % об. 84,084,0

Отношение рецикловый Н₂/сырье, нм³/м³ 120120

Средняя t слоя, ⁰С 347380

Общий адиабатический подъем температуры, ⁰С3532

Расчетный 1-ый пробег катализатора, мес. 33

Расчетный срок службы катализатора, лет 7,4

Качество сырья

Таблица 14

Наименование	Прям. ДТ	Газойль кокс.	Легкий газойль FCC	Нафта кокс.
Удельная плотность	0,838	0,850	0,915	0,732
Сера, % масс.	0,8	1,5	0,09	0,4
Общий азот, wtppm	68	500	1200	40
Общая ароматика, %	26,0	55	76,0	25
Йодное число	1,0	-	-	75,2
Цетановое число	49-51	-	22	-
Анилиновая точка	67-71	50-58	-	6-10
Т вспышки, 0С	>62	>62	-	-
Разгонка по ASTM, 0С	D86, % об.	D86, % об.	D86, % об.	D86, % об.
НК	175	170	200	38
5%	195	190	220	45
10%	205	200	230	50
30%	240	225	240	75
50%	276	257	250	115
70%	310	300	260	140
90%	345	350	278	170
95%	356	360	285	185
КК	370	375	300	189

Смешанное сырье будет иметь характеристики, приведенные ниже:

Удельная плотность0,828;

Сера, % масс0,796;

Общий азот, wtppm148;

Общая ароматика, %31,5;

Разгонка по ASTM, ⁰СD86, % об.

НК38

5%139

10%173

30%219

50%262

70%305

90%348

95%364

КК375

Качество водородсодержащего газа:

Н2, %об.75,0

С1, %об.9,55

С2, %об.9,55

С3, %об.4,57

iC4, %об.1,19

nC4, %об.1,32

iC5+, %об.0,85

nС5+, %об.0,72

Средняя молярная масса, г/моль9,4

Примеси:H2S: 1.0 ppm

CO: <1.0 ppm

CO+CO2<10.0 ppm

HCl<5.0 ppm

Гидроочищенное дизельное топливо должно иметь следующие характеристики:

Содержание серы в продукте, ppm10

Цетановое число, не менее51

Общая полиароматика, % масс.<11

НК, ⁰С160

50%, ⁰С278

90%, ⁰С345

95%, ⁰С362

КК, ⁰С375

Удельная плотность0,827

Цетановый индекс, D97658,0

Расход энергоносителей и реагентов

Топливо, Гкал/час12,0

Потребление пара СД, т/ч5,50

Охлаждающая вода, т/ч400

Вода промывки, т/ч12,0

Электроэнергия, кВт2102

2. Экономическая эффективность проекта

2.1 Общие положения

Финансово-экономический анализ и оценка эффективности проекта проведены в соответствии с «Методикой оценки инвестиционных проектов в Группе «ЛУКОЙЛ» (Приложение №10 к Положению об управлении инвестиционной деятельностью в Группе «ЛУКОЙЛ», утвержденному решением Правления от 19.09.2005г, протокол №26) и «Методикой оценки инвестиционных проектов в бизнес-секторе «Нефтепереработка», «Нефтехимия» и газоперерабатывающих организаций Группы «ЛУКОЙЛ» (вар.1.3 18/04/2005). Расчеты проекта выполнены в прогнозных ценах в соответствии с Едиными сценарными условиями для расчетов инвестиционных проектов Группы «ЛУКОЙЛ» на период 2013-2022 гг.

Исходные данные для проведения финансово-экономических расчетов формировались на базе исходных данных, собранных на ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка».

В основу расчета показателей эффективности проекта положен принцип определения его чистых экономических и финансовых результатов, состоящий в том, что в расчетах участвуют только изменения технико-экономических показателей, являющихся следствием реализации инвестиционного проекта.

Для выполнения расчетов были приняты следующие допущения.

Начало реализации проекта - 01.01.2005 г.

Горизонт расчета принят 10 лет по 2022 год включительно.

Ставка дисконтирования для оценки эффективности инвестиционного проекта принята в размере 15%.

Валютой, используемой для оценки инвестиционного проекта, является российский рубль.

2.2 Инвестиционные расходы

Инвестиционные расходы в прогнозных ценах (без учета НДС) составляют 8 362,016 тыс. руб.

2.3 Источник финансирования

Инвестиционные поступления на реализацию проекта планируются за счет средств ОАО «ЛУКОЙЛ».

2.4 Производственная программа

Цены реализации товарной продукции без учета налогов приняты по «Ценам на нефть и нефтепродукты, в соответствии с едиными сценарными условиями, используемыми для расчета инвестиционных проектов группы «ЛУКОЙЛ» и долгосрочного планирования на период 2012-2021 гг.».

2.5 Расчет операционных расходов

Смета затрат на производство продукции учитывает изменения расходных показателей, фонда оплаты труда, амортизационных отчислений на вводимые фонды и прочих затрат, связанные с реализацией проекта на ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка». Для расчета эффективности проекта были приняты следующие допущения:

· цены на энергоресурсы приняты по ценам 2012 года (на энергоресурсы собственного производства - по себестоимости) с учетом соответствующих индексов инфляции, согласно Единым сценарным условиям для расчетов инвестиционных проектов Группы «ЛУКОЙЛ» на период 2013-2022 гг.;

· амортизационные отчисления по вводимым основным фондам определены в соответствии с методикой оценки эффективности в бизнес-секторе «нефтепереработка» организаций группы «ЛУКОЙЛ» от 18.03.2005 г. (норма амортизационных отчислений составляет 6,7% в год);

· отчисления в ремонтный фонд приняты в размере 2% от стоимости вводимых основных производственных фондов;

2.6 Эксплуатационные штаты

Реализация проекта предполагает увеличение численности на 5 человек.

Изменение годового фонда оплаты труда рассчитано исходя из среднемесячной зарплаты одного работающего на установке и изменения численности работающих на предприятии. Среднемесячная заработная плата 1 работающего принята на уровне среднего значения за 2008 года (31 507 руб.), с учетом индексов роста зарплаты, в соответствии со «Сценарными макроэкономическими условиями на 2012-2021 гг.».

2.7 Финансовый и экономический анализ проекта

Финансовый анализ основывается на базовых формах финансовой отчетности, принятых в SAP Logan 620: «Отчет о прибылях и убытках», «Отчет о наличия и движении денежных средств».

«Отчет о прибылях и убытках» отражает производственную деятельность по проекту, характеризуя его с точки зрения прибыльности, рентабельности производства, доходности проекта, возможности накопления средств на оплату инвестиционных издержек и развитие производства.

В «Отчете о наличии и движении денежных средств» представлены финансовые потоки и накопленное сальдо денежных средств.

При составлении отчетных финансовых документов используются данные, полученные в результате расчетов, представленных ранее (расчет объема продаж, капитальных вложений, сметы затрат).

Все показатели «Отчета о прибылях и убытках» представляются без учета налогов, включаемых в цену реализации товарной продукции, показатели «Отчета о наличии и движении денежных средств» - с учетом всех налогов. Анализ эффективности проекта проведен по следующим показателям:

период окупаемости (PВ);

дисконтированный период окупаемости (DPB);

чистый доход (NV);

чистый дисконтированный доход (NPV);

приведенная стоимость денежных потоков (PV)

внутренняя норма рентабельности (IRR);

индекс прибыльности (PI).

Период расчета интегральных показателей - 120 мес.

Анализ эффективности проекта показывает, что проект удовлетворяет нормативным критериям эффективности инвестиционных проектов.

2.8 Показатели экономической эффективности (с начала реализации проекта)

Таблица 16

Наименование показателя	Значение
NPV (ЧДД), долл. США	2 250 697 176
PI (ИДДК)	204
PBP, лет	1

2.9 Анализ сильных и слабых сторон проекта

После ввода в эксплуатацию 2-й очереди установки гидроочистки дизельного топлива ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» будет производить все дизельное топливо с содержанием серы не более 10 ppm.

Строительство 2-й очереди установки гидроочистки дизельного топлива ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» позволит перерабатывать вторичные бензины установок коксования, которые при компаундировании с катализатом риформинга не позволяют получать товарные бензины требуемого качества (т.к. в них содержатся непредельные углеводороды и сернистые соединения). Гидроочищенный вторичный бензин далее может быть реализован как нефтехимическое сырье или переработан на узкие бензиновые фракции на установке вторичной перегонки бензинов 22/5 (№7).

Также значительно улучшатся экологические свойства реализуемых предприятием дизельных топлив и соответственно уменьшатся выбросы в атмосферу сернистых соединений.

Размещено на Allbest.ru