Совершенствование технологии переработки нефтяного сырья (на примере ООО «Афипский НПЗ») тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Сидоров Алексей Владимирович

• Сидоров Алексей Владимирович
• кандидат наук
• 2024

Оглавление диссертации кандидат наук Сидоров Алексей Владимирович

Введение

Глава 1. Литературный обзор

1.1 Обзор схем первичной переработки нефти

1.2 Поточные схемы НПЗ, их характеристика и особенности

1.3 Деструктивная переработка нефти. Основные процессы и их роль в повышении глубины переработки

1.3.1 Процесс каталитического крекинга

1.3.2 Процесс гидрокрекинга

1.3.3 Процесс гидроочистки

1.3.4 Коксование и флексикокинг

1.3.5 Деасфальтизация

1.4 Краткое описание использованного программного обеспечения

1.5 Обзор современных аппаратов для определения фракционного состава нефти

1.6 Цель работы и основные направления исследований

Глава 2. Состояние ООО «Афипский НПЗ» до модернизации

2.1 Общие сведения о предприятии

2.2 Технологические схемы и характеристика существующих установок

2.3 Сырье, продукция и расчет эффективности работы действующего производства

2.4. Расчет экономической эффективности ООО «Афипский НПЗ» на базовом этапе

Глава 3. Исследование состава нефтяного сырья ООО «Афипский

НПЗ»

3.1 Статистические данные анализов проб нефтей «Крымская» и «Хадыженская»

3.2 Разгонка смеси Западно-Сибирской нефти в соответствии с ASTM D 2892/5236

Глава 4. Задачи первого этапа модернизации нефтеперерабатывающего комплекса ООО «Афипский НПЗ»

4.1 Комплекс гидрокрекинга - основной объект модернизации для повышения глубины переработки нефти

4.2 Технологическая схема гидрокрекинга и особенности программного расчета материальных и энергетических потоков установки

4.3 Технологические схемы и расчет потоков сопутствующих гидрокрекингу установок (стабилизации бензина, производства водорода и производства серы)

4.3.1 Установка стабилизации бензина

4.3.2 Установка производства водорода

4.3.3 Установка получения элементарной серы

4.4. Итоговый программный расчет технологической схемы и материальных балансов на первом этапе модернизации ООО «Афипский НПЗ»

4.5. Расчет экономической эффективности ООО «Афипский НПЗ» на первом этапе развития

Глава 5. Технико-экономическое сравнение установок коксования и деасфальтизации при выборе варианта второго этапа модернизации нефтеперерабатывающего комплекса ООО «Афипский НПЗ»

5.1. Технологическая схема установки гидроочистки дистиллятов коксования (ГОДК)

5.2 Расчет установки гидроочистки в программе РШ5

5.3. Технологическая схема установки замедленного коксования

ООО «Афипский НПЗ»

5.3.1 Расчет установки замедленного коксования в программе РТМБ

5.3.2 Итоговый программный расчет технологической схемы на втором этапе модернизации

5.3.3 Расчет экономической эффективности ООО «Афипский НПЗ» на втором этапе развития с установкой коксования

5.4. Технологическая схема установки деасфальтизации

5.4.1 Расчет установки деасфальтизации в программе РГМБ

5.4.2 Расчет установки гидроочистки в программе РГМБ

5.4.3 Расчет установки гидрокрекинга в программе РГМБ

5.4.4 Программный расчет установки производства водорода

5.4.5 Расчет установки производства серы в программе Р1МБ

5.4.6 Итоговый расчет технологической схемы на втором этапе модернизации в программе Р1МБ с установкой деасфальтизации

5.4.7 Расчет экономической эффективности ООО «Афипский НПЗ» на втором этапе развития с установкой деасфальтизации

Выводы

Список литературы

Приложение. Справка об использовании результатов диссертационной работы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии переработки нефтяного сырья (на примере ООО «Афипский НПЗ»)»

Введение

Невзирая на масштабное строительство и ввод в эксплуатацию в последние годы ряда предприятий нефтеперерабатывающей отрасли в разных регионах Российской Федерации, основное место выделяется и, очевидно, будет выделяться в перспективе коренной реконструкции действующих ныне давно отстроенных нефтезаводов и нефтехимических производств, а также строительству на их площадках современных технологических мощностей, позволяющих производить конкурентоспособную на мировом рынке продукцию. В последнее время развитие отечественной нефтеперерабатывающей сферы было основано на соблюдении требований по экологической части к нефтепродуктам (содержанию серы и уменьшению вредных выбросов), технологиям их производства, что послужило стимулом к созданию современных технологических процессов, оборудования, адсорбентов, катализаторов и т.д. [3,57, 82]

Афипский нефтеперерабатывающий завод (ООО «Афипский НПЗ») является одним из первых предприятий на Юге России по переработке нефти.

Индекс Нельсона равен 1,89 пункту (по состоянию на 2021 г.), глубина переработки составила 78,5%, выход светлых - 56,7%, что не соответствует утвержденной распоряжением Правительства РФ от 13.11.2009 №1715-р Энергетической стратегии до 2030 года. Поэтому задача усовершенствования технологии переработки ООО «Афипский НПЗ» является на текущий момент весьма актуальной. [18, 87]

Задача увеличения глубины переработки нефти и доведения ее до 97% решается путем модернизации технологии и строительством новых современных установок деструктивной переработки углеводородного сырья. [19]. В ходе модернизации ООО «Афипский НПЗ» будут построены новые объекты: комплекс гидрокрекинга, установка производства водорода, установка производства серы, установки глубокой переработки «темных» дистиллятов.

Ввод в эксплуатацию приведенных выше установок позволит ООО «Афипский НПЗ» достичь повышения глубины переработки до 97%, а выхода «светлых» дистиллятов до 84%. Планируется, что по итогам модернизации завод будет выпускать высококачественные экологически чистые и востребованные «светлые» нефтепродукты класса Евро-5.

Целью работы является поиск эффективного пути модернизации ООО «Афипский НПЗ», увеличение глубины переработки нефти и повышение выхода светлых дистиллятов, за счет совершенствования технологий и использования современного оборудования.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

- определение процентного соотношения целевых компонентов светлых фракций путем проведения лабораторных исследований сырьевой нефти,

- определение физико-химических свойств нефти и выполнение исследований фракционного состава в лабораторных условиях посредством проведения анализа с обзором современных приборов,

- проведение анализа выхода светлых фракций путем загрузки данных по фракционному составу нефти в модель Aspen PIMS по имитационной модели установок первичной переработки нефти базового варианта ООО «Афипский НПЗ»,

- дополнение модели Aspen PIMS ООО «Афипский НПЗ» установками первого этапа развития с математическим расчетом материальных балансов установок глубокой переработки нефти (гидрокрекинг),

- дополнение модели Aspen PIMS ООО «Афипский НПЗ» установками второго этапа развития с математическим расчетом материальных балансов установок замедленного коксования, деасфальтизации и гидроочистки дистиллятов,

- оценка глубины переработки модернизированного завода и проведение технико-экономической оценки при изменении поточной схемы предприятия.

Научная новизна работы.

1. Впервые расчетными исследованиями с использованием новых технологических решений и современного оборудования определена возможность повышения выхода светлых дистиллятов с доведением его до уровня 84%.

2. Дан анализ влияния глубины переработки нефти на структуру и вклад деструктивных процессов, который показал, что эффективность процесса гидрокрекинга при росте глубины переработки сырья несколько снижается -на 0,3%, а роль гидроочистки при дальнейшем увеличении глубины переработки растет на 1,8%.

3. На основании анализа выхода светлых фракций, выкипающих до 360°С, использованием программного обеспечения ASPEN PIMS по имитационной модели установок первичной переработки нефти для базового варианта ООО «Афипский НПЗ» выполнен расчет глубины переработки нефти и выхода светлых фракций. Глубина переработки составила 78,5%, выход светлых фракций - 56,7%.

4. На базе концепции увеличения глубины переработки нефти усовершенствована модель ASPEN PIMS с математическими расчетами материальных балансов при различной комбинации установок глубокой переработки нефти (гидрокрекинг, гидроочистка дистиллятов, установка замедленного коксования и установка деасфальтизации гудрона).

5. На основе научно-методологического подхода к разработке поточной схемы предприятия осуществлена ранее не применявшаяся оценка глубины переработки модернизированного завода в уникальной интеграции технологических потоков двух предприятий ООО «Афипский НПЗ» и АО "КНПЗ-Краснодарэконефть" в одну поточную схему, позволившую улучшить энергоэффективность модернизированных установок глубокой переработки нефти.

Практическая значимость:

1. Решена важная народнохозяйственная задача, связанная с разработкой комплексной технологии совершенствования ООО «Афипский НПЗ», позволяющая оценить маржинальность от реализации двух этапов модернизации завода на уровне 28,7 млрд.руб/год.

2. Результаты диссертационной работы положены в основу АО «Нефтехимпроект» при выполнении модернизации ООО «Афипский НПЗ», как стадии оптимизации блок-схемы предприятия, так и на стадии интеграции технологических потоков двух предприятий ООО «Афипский НПЗ» и АО «КНПЗ-Краснодар-Эконефть».

3. Предлагаемые технологические решения позволят довести глубину переработки нефти до 97%, а выход светлых дистиллятов до 84%.

4. Расчет материальных балансов технологических установок, а также анализ их технико-экономических показателей позволил определить наиболее оптимальный вариант модернизации ООО «Афипский НПЗ».

5. Полученные экспериментальные данные по фракционному составу и качеству нефтяного сырья могут быть основополагающими при построении имитационных моделей в РШЗ для подбора рецептур смешения и блендов получаемых продуктов из разных установок.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Обзор схем первичной переработки нефти

На промышленных установках НПЗ практически всегда присутствуют установки первичной перегонки сырой нефти.

К первичному способу переработки нефти относится этап разделения подготовленной нефти на узкие погоны по температурам кипения, основываясь на исходных потенциальных возможностях по ассортименту светлых и темных фракций, количеству и качеству получаемых нефтепродуктов. Основополагающим процессом является атмосферная перегонка нефти, в составе которой лежат простые физические процессы: нагрев и испарение нефти в нагревательных печах с последующим фракционированием в ректификационных колоннах на бензиновые, керосиновые, дизельные фракции и остаток - мазут [71].

Рядом факторов было обусловлено быстрое развитие первичной переработки нефти от периодических работающих кубов до современных установок: увеличение мощности по сырью, сокращение металлоемкости установок, сокращение непроизводственных потерь тепла, уменьшение площадей для обслуживания и строительства, необходимых для размещения аппаратурного оформления процесса, повышение качества нефтепродуктов за счет четкого погоноразделения и устранение крекингового разложения их в процессах нагрева, снижение пожаро- и взрывоопасности, повышение надежности технологической аппаратуры и оборудования и др. [72, 81]

Современные установки последнего поколения, как правило, комбинируются с процессами обезвоживания и обессоливания.

Первичную перегонку сырой подготовленной нефти в атмосферных блоках комбинированных установок атмосферно-вакуумных «трубчатках» реализовывают двумя основными способами:

1. испарением (однократным, в трубчатой печи) и разделением получившегося отгона в одной ректификационной колонне.

2. испарением (двукратным) с дальнейшим разделением в двух ректификационных колоннах, а именно в колонне предварительного испарения с отделением легких бензиновых фракций и растворенных углеводородных газов, после чего разделение отбензиненной нефти в основной атмосферной колонне [30].

Перегонку нефти с однократным испарением выполняют по схеме, приведенной на рисунке 1.1, данная схема широко описана в технической литературе. [30, 89].

Рисунок 1.1 - Схема перегонки нефти с однократным испарением

По приведенной схеме переработка нефтяного сырья со значительным количеством растворенного газа и низкокипящих соединений сопряжено с определенными технологическими трудностями, обусловленными: повышением давления на питательном насосе и, соответственно, во всех аппаратах до трубчатой печи. В то же время в печи и ректификационной колонне необходимо предусмотреть данное ограничение, как следствие, необходимо увеличение толщины стенок оборудования, что требует большего расхода металла на изготовление технологической аппаратуры, к тому же вызовет неизбежное ухудшение погоноразделения.

При переработке так называемой «легкой нефти» для уменьшения ограничений, описанных выше, применяют схему перегонки с двукратным испарением нефти в двух ректификационных колоннах. В первой по ходу колонне отбензинивания отбираются легкий бензин и газ. В данном случае снижается общее давление в системе и давление в следующей по ходу -основной ректификационной колонне, схема с двукратным испарением представлена на рисунке 1.2. В результате процесса наблюдается более полное выделение светлых нефтепродуктов и более четкое разделение их в колонне. [30, 72]

Рисунок 1.2 - Схема перегонки нефти с двукратным испарением

При работе по приведенной схеме требуется более высокая температура нагрева в печи по сравнению со схемой однократного испарения вследствие раздельного испарения легкокипящих и более тяжелых фракций [42, 30].

Ранее исторически для нефтей с низким содержанием газа перегонку производили с заблаговременным испарением нагретой нефти в отдельном испарителе - пустотелой колонне, в которой сверху удалялась легкая паровая фаза, поступающая в основную ректификационную колонну либо в печь, это способствовало понижению давления в общей технологической схеме.

В настоящее время существует много вариаций по технологической реализации процесса, начиная от установок электрообессоливания и обезвоживания нефти (ЭЛОУ) в качестве отдельно стоящих блоков, так и в составе сложных комбинированных установок последнего поколения. Первичная перегонка представлена установками атмосферной перегонки и вакуумной перегонки со сложными колоннами. [42, 30]

На установках нефть проходит стадии обессоливания и обезвоживания, далее подготовленная нефть поступает на установки атмосферной перегонки для разделения на фракции. При большом содержании легких фракций в нефти могут быть предусмотрены колонны предварительного отбензинивания нефти, это позволяет уменьшить разницу давлений в атмосферных колоннах и более четкое разделение фракций. Полученные узкие фракции и мазут (либо гудрон), как правило, не соответствуют требованиям нормативных документов на товарные нефтепродукты, поэтому после установок АТ и АВТ используются деструктивные процессы. Технологическая схема установки ЭЛОУ приведена на рисунке 1.3. [7, 12].

Рисунок 1.3. Технологическая схема установки ЭЛОУ

Схема предусматривает подачу пара (вода может быть либо химически очищенная, артезианская, предварительно очищенная) с температурой не

у

соленая вода

выше 90°С насосом 8 через подогреватель 9. Ввод подготовленного пара необходим для растворения взвешенных кристаллов различных солей, входящих в состав нефти.

Подготовленная нефть отводится сверху через фидер 12. Вода, выполнив свою функцию, с растворенными солями в своем составе, отводится за пределы установки ЭЛОУ. Из верха второго электродегидратора обессоленная и обезвоженная нефть также через систему теплообменников выводится за пределы установки. Проходя по системе теплообмена, нагретая нефть отдаёт своё тепло входящей на установку холодной нефти. Вода из второй ступени электродегидратора выводится с установки ЭЛОУ в улавливатель 14.

На первой ступени блока ЭЛОУ из состава нефти отбивается 95-98% солей и 75-80% эмульсии водных капель, на второй ступени отбивается более 90% из состава оставшихся солей и 60-65% эмульсированной водной фазы. Давление в электродегидраторах поддерживается в пределах 1,0-1,8 МПа.

Далее на рисунке 1.4 приведен пример технологического оформления атмосферной перегонки нефти.

0-4- мефть 1

Рисунок 1.4. Технологическая схема установки АТ. Основными аппаратами первичной перегонки нефти являются ректификационные колонны, работающие при атмосферном давлении и

вакууме. Именно в них происходит фракционирование сырья. Примерные схематичные изображения колонн приведены на рисунках 1.5 и 1.6. [7, 12]

В составе ректификационных колонн устанавливают отбойные устройства, которые позволяют достичь эффективного отделения капель от паров при высокой скорости движения. [78]

Для эксплуатации вакуумных колонн важным условием является создание и поддержание необходимого вакуума. Вакуум создается сочетанием конденсации паров и отсасыванием не сконденсировавшихся газов при помощи вакуум-насосов.

Рисунок 1.5. Атмосферная

ректификационная колонна. Рисунок 1.6. Вакуумная колонна

1 - корпус; 2, 4, 6, 11 - тарелки жалюзийные прямоточные, 3х-, 2х- и 4х-поточные; 3 -монтажный штуцер; 4 - тарелка для флегмы;

1, 2, 4, 5, 10, 13 - штуцеры, 3 - отбойник, 6 -люки, 7 - тарелка, 8 - сборник флегмы, 9, 11 -муфты, 12 - опарная часть колонны.

5, 8 - тарелки ситчатые; 7 - тарелка для сбора флегмы; 9 - отбойник сетчатый; 10 - средства ввода сырья; 12 - коллектор для острого пара.

На схеме, изображенной на рисунке 1.7 приведен пример технологического процесса атмосферной перегонки нефти в сочетании с вакуумной перегонкой мазута.

Рисунок 1.7. Технологическая схема установки АВТ.

В первой колонне отделяются газы, пары воды и наиболее легкая бензиновая фракция с концом кипения до 120°С. В колонне 13 уже отбирается более тяжелая бензиновая фракция с концом кипения не более 180°С, газы разложения от нагрева в печи, все эти потоки конденсируются и разделяются в следующих сепараторах и отстойниках. Отпарные колонны 17 и 20 служат для узких фракций керосиновой и дизельной соответственно.

Вторичная перегонка происходит в колонне 32, где отбираются масляные фракции: первая масляная фракция в температурных пределах 350-400°С, вторая масляная фракция в пределах 400-450°С, третья масляная фракция в пределах 450-500°С. [13, 68]

Существует зависимость состава исходной нефти, способа переработки с ассортиментом получаемых продуктов. Например, при переработке отдельно взятых восточных нефтей могут разделиться фракции: бензиновые в пределах от температуры начала кипения до 140 °С, керосиновые фракции в пределах от 140 до 240 °С, дизельные фракции от 240 до 350 °С, газойли от 350 до 490 °С, масляные погоны разных узких погонов в пределах 350—400°С, 400—450°С и 450—500 °С, остаток (гудрон) с температурой более 500°С. Выходы масляных, топливных погонов можно получить в различных пропорциях и вариациях, зависящих от состава исходной нефти. [11]

Продукты первичной переработки нефти имеют различное применение в зависимости от схемы работы нефтеперерабатывающего завода. Углеводородный газ, который получается из атмосферных и вакуумных колонн, состоит главным образом из пропана и бутана. Пропан-бутановая фракция может быть использована как сырье для газофракционирования с целью получения сжиженного углеводородного топлива или автомобильного газового топлива.

Бензиновая фракция, имеющая нижнюю температуру кристаллизации -180 °С, может быть использована в качестве сырья для дальнейшей обработки в бензиновых установках, таких как риформинг, для получения автомобильного топлива.

Керосиновая фракция, имеющая температурный диапазон 120—240 °С, после очистки, обработки и тонкой фильтрации, может быть использована в качестве топлива для реактивных и газотурбинных двигателей. Фракция с температурой 150—300 °С может быть использована как осветительный керосин, но чаще она вводится в состав дизельного топлива.

Фракция дизельного топлива с температурой 180—350 °С, после соответствующей глубокой очистки, используется в качестве топлива для внутреннего сгорания в дизельных двигателях.

Фракция с температурой 200—220 °С из парафинистых нефтей является сырьем для производства жидких парафинов и синтетических моющих средств.

Атмосферный газойль с температурой 330—360 °С используется исключительно для дальнейшей переработки, например, в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья для каталитического крекинга. Кроме того, стоит отметить, что нефтеперерабатывающие заводы могут иметь дополнительные установки и процессы для получения различных продуктов, таких как смазочные масла, битум и другие нефтепродукты, которые находят свое применение в различных отраслях промышленности и бытовых нуждах. [69].

Мазут является тяжелым остатком, который образуется в результате атмосферной перегонки нефти. Его температура конца кипения составляет более 330 °С. Одним из основных применений мазута является использование его в качестве котельного топлива. Однако, если температура конца кипения превышает 360 °С, мазут может быть использован в качестве сырья для получения масляных фракций или подвергнут перегонке в вакуумной колонне для производства гудрона. Кроме того, мазут может быть направлен на различные установки для дальнейшей переработки. Например, его можно использовать в установках каталитического крекинга, гидрокрекинга и термического крекинга. Эти процессы позволяют получить ценные нефтепродукты из мазута.

Вакуумный газойль, который имеет температурные пределы между 350°С и 500 °С (или 350°С и 550 °С), также может использоваться в процессах каталитического крекинга и гидрокрекинга. Именно этот вид газойля является важным сырьем для получения различных нефтепродуктов.

Очищенные масляные фракции с температурными пределами в диапазонах 350—400 °С, 400—450 °С и 450—500 °С находят применение в

производстве смазочных масел. После процесса очистки эти фракции становятся ценными компонентами для создания различных видов смазочных материалов.

Гудрон, который представляет собой кубовый остаток, полученный в результате вакуумной перегонки нефти, направляется на дальнейшую переработку. Из гудрона можно получить кокс, битум и использовать его в качестве котельного топлива.

Таким образом, мазут и его переработанные продукты играют важную роль в нефтеперерабатывающей промышленности, обеспечивая разнообразие нефтепродуктов, от котельного топлива до смазочных масел и битума. 1.2 Поточные схемы НПЗ, их характеристика и особенности Термин "блок-схема" относится к последовательности технических процессов, реализуемых на предприятии. Традиционно процессы подразделяются на следующие группы:

- обезвоживание, обессоливание, первичная переработка, атмосферная перегонка либо атмосферно-вакуумная дистилляция, вторичная перегонка бензина, дизельного топлива и нефтяных фракций;

-термический крекинг, висбрекинг, коксование и пиролиз; -термические каталитические процессы, такие как каталитический крекинг, риформинг, платформинг, гидрокрекинг, селектоформинг, платформинг;

-алкилирование, полимеризация, изомеризация;

-процессы производства нефти и парафинов: деасфальтизация, депарафинизация, селективная переработка, адсорбция, доочистка гидрированием;

-процессы производства битумов, смазок, присадок, нефтяных кислот и технического углерода;

-процессы получения ароматических углеводородов, например, экстракция, гидродеалкилирование, деалкилирование,

диспропорционирование. [53, 54, 58]

В зависимости от ассортимента товарной корзины предприятия и сочетания технических производств нефтеперерабатывающие заводы подразделяются на основные участки так называемых топливных, мазутных и нефтехимических производств. В России построены три основных типа поточных схем: топливная, нефтяная и нефтехимическая.

В зависимости от разновидности поточной схемы заводы оснащались собственными техническими средствами. Топливная схема включала риформер, установку каталитического крекинга и установку гидроочистки дистиллятного масла. Поточные схемы нефти имели установки обезжиривания гудрона, селективной очистки, депарафинизации, гидроочистки и адсорбционной очистки. [44]

Топливные схемы можно разделить на технологии глубокой и неглубокой переработки нефти, как показано на рис.1.8 и 1.9 "Поточная схема НПЗ с неглубокой переработкой нефти" и "Типовая технологическая схема НПЗ с глубокой переработкой нефти с производством светлых нефтепродуктов".

Рисунок 1.8. Поточная схема НПЗ неглубокой переработки нефти.

Некоторые НПЗ, такие как Омский, Павлодарский, Московский, Уфимский и другие, работают по поточной схеме глубокой переработки нефти по топливному варианту. Это подразумевает под собой использование процесса термического крекинга гудрона и направление мазута на маслоблок для получения масел, парафина и церезина.

На других НПЗ, таких как Волгоградский, Рязанский, Ферганский, работает поточная схема по типу масляного варианта, где отсутствует процесс термического крекинга гудрона. На указанных предприятиях мазут направляется на маслоблок для получения масел, парафина и церезина. Кроме того, эти НПЗ включают установки гидрокрекинга, каталитического крекинга и коксования. На них можно организовать производство высокооктановых компонентов автомобильного бензина или метил-трет-бутилового эфира.

Нефтеперерабатывающие комплексы, такие как

Нижнекамскнефтеоргсинтез, Салаватнефтеоргсинтез, Ангарская НХК, Ярославнефтеоргсинтез, работают по топливно-нефтехимической схеме. В основном, используется процесс пиролиза вместо термического крекинга, что позволяет получать непредельные алкены и алкадиены, которые затем превращаются в дивинил, изопрен и ароматические углеводороды.

В целом отметим, что глубокая переработка нефти на НПЗ приносит больше прибыли.

Рисунок 1.9. Типичная поточная схема НПЗ с глубокой переработкой нефти с выработкой светлых

нефтепродуктов.

1.3 Деструктивная переработка нефти. Основные процессы и их роль в повышении глубины переработки

Основными деструктивными процессами глубокой переработки нефти являются каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг, гидроочистка, висбрекинг, коксование.

Применение катализаторов в процессах нефтепереработки позволило резко увеличить выход из нефти ценных продуктов и повысить их качество. Кроме того, каталитические процессы менее энергоемки по сравнению с термическими, протекают с большей скоростью при более мягких условиях (более низких температурах и давлениях).

Процессы деструктивной переработки нефтяного сырья протекают при условиях высоких давлений и температуре, возможно в присутствии катализатора. Строгое ведение процесса и соответствие технологического режима по условиям давления, температуры, объемных скоростях подачи сырья, расхода потоков, уровней продуктов в аппаратах необходимо для направления протекающих химических и физических реакций в сторону максимального выхода целевых фракций и уменьшения побочных реакций. В связи с этим значительное влияние для обеспечения нормальной работы установок деструктивной переработки имеет правильный выбор поточных схем и средств контроля, автоматического регулирования и автоматизации процесса. [21]

Автором рассмотрены некоторые последние разработки и технологии в области вторичной переработки углеводородного сырья.

1.3.1 Процесс каталитического крекинга

Цель каталитического крекинга состоит в получении веществ и компонентов высокооктанового бензина, легкого газойля и ненасыщенных углеводородных газов.

В реакторах современных установок каткрекинга обширно используется цеолитсодержащий катализатор с размером частиц от 35 мкм до 150 мкм и площадью активной поверхности примерно в пределах от 300м2/гр до 400 м2/гр. Указанные микросферы состоят из алюмосиликатной сложной матрицы с нанесённым цеолитным активным компонентом с содержанием до 30%.

В 21 веке существует широкая линейка разработанных цеолитов, однако наиболее распространенным цеолитом стал ультрастабильный цеолит типа Y, иногда добавляются редкоземельные металлы в небольшом количестве. Для полного сжигания кокса и доведения процессов окисления на поверхность цеолита добавляются промоторы дожига СО. Одним из недостатков цеолитсодержащих катализаторов является его истирание, особенно при непрерывных процессах, поэтому для улучшения его стойкости к истиранию добавляются специальные добавки. [9, 34, 56]

Существует несколько модификаций процесса каталитического крекинга, ранее существовала система с неподвижным слоем катализатора в реакторе, но постепенно передовые компании переходят на установки непрерывной регенерации, разделенным на несколько основных типов. Реакторы с движущимся слоем катализатора представляют собой систему, где сырье подается с нижней части реактора, а катализатор подается сверху из шлемовой части реактора. Отработанный катализатор подается на регенерацию через куб, а продукты через шлем, проходя дальнейшее разделение. Реактор с кипящим слоем катализатора, где микросферический катализатор представлен во взвешенном состоянии в потоке сырья. По мере закоксовывания катализатор становится тяжелее, опадает вниз на дно реактора, откуда отводятся на регенерацию.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сидоров Алексей Владимирович, 2024 год

Список использованных источников

1. Абаев Г.Н. Математическое описание фракционной разгонки нефтепродуктов и современные методы её определения / Г.Н. Абаев // Вестник Полоцкого. государственного университета. Серия В. Промышленность. Прикладные науки. — 2013. — №3. — С. 145 — 149

2. Абаев Г.Н. Моделирование постепенной перегонки немонотонно выкипающих нефтепродуктов / Г.Н. Абаев, А.В. Дубровский, Р.Г. Абаев // Химия и технология топлив и масел. — 2003. — №5. — С. 13 — 14

3. Азаров А.Н. Состояние и перспективы развития нефтяной промышленности в современных экономических условиях России: На материалах Ставропольского края: Дис. канд. экон. наук: 08.00.05 Москва, — 2006.

4. Алаторцев Е.И. Комплексное совершенствование контроля качества на НПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия. 2016. — №2. — С.21 — 25.

5. Алаторцев Е.И. Комплексное совершенствование контроля качества на предприятиях нефтепродуктообеспечения // Нефтепереработка и нефтехимия. 2016. — №8. — С.19 — 22

6. Александр Грицай. Прогнозирование методом экспоненциального сглаживания (ES, exponential smoothing). [Электронный ресурс] / Forecast NOW!. - 2010. - № 1. - URL : http://https://fnow.ru/articles/jeksponencial-noe-sglazhivanie (26 мая 2012).

7. Альбом технологических схем переработки нефти и газа - под ред. Б.И. Бондаренко. - М.: Химия, — 1983 г. — 123с.

8. Андронов С., Вице-президент ПАО «Транснефть». «Процесс вытеснения начался». «КоммерсантЪ», — 30.05.2019 г.

9. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа. — 2002. — С.672.

10. Баннов П. Г. Процессы переработки нефти. —М.: ЦНИИТЭнефтехим. 2001. — 415 с.

11. Баннов П. Г. Процессы переработки нефти. Учебно-методическое пособие для повышения квалификации работников нефтеперерабатывающей промышленности Ч III - М.: ЦНИИТЭнефтехим, — 2003. — с. 504.

12. Беляевский М.Ю., Беленов Е.А., Бондарева Т.А. Основная колонная аппаратура установки ЭЛОУ-АВТ нефтеперерабатывающих заводов и пути ее совершенствования. М.: ЦНИИТЭнетехим, — 1997. — С.39.

13. Боков А.Б. Показатели работы промышленной колонны К-1 установки ЭЛОУ-АВТ с перекрёстноточными насадочными контактными устройствами // Матер. Всерос. науч. конф. Теория и практика массообменных процессов химической технологии. — Уфа, 1996. — С. 163.

14. Валявин Г., Е.А. Хухрин, К.Г. Валявин. Место процесса замеленного коксования в схемах современных нефтеперерабатывающих заводов. // ХТТМ. — 2007. —ТЗ. — С. 15 — 18.

15. Вержичинская С. В., Дигуров Н. Г., Синицин С. А. Химия и технология нефти и газа, - М: Форум — Инфра. 2007. — С. 366.

16. Винтилов С.В. (ООО «Техкранэкспертиза»), Д.А. Акишев, В.П. Жолобов (ЗАО НПО «Техкранэнерго»), В.И. Зайцев (ОАО «Славнефть-ЯНОС»), «Анализ проблем, связанных с образованием отложений в процессах переработки нефти и ростом коррозионного износа оборудования на НПЗ»,— "Химическая техника". —17.06.2015.

17. Воробьев С.Ю., Алихашкин С.А. , Надточей И.В. /Законодательные проблемы нефтетранспортной отрасли в контексте загрязнения нефтепровода «Дружба» хлорорганическими соединениями —19.06.2019 г.

18. Гифранов Р.М. Курс на модернизацию. // Нефтепереработка и нефтехимия. 2010. — №7. — С.8 — 10.

19. Глазов А.В. Стратегия развития. Пути достижения цели // Нефтепереработка и нефтехимия. 2010. — №7. — С.6 — 8.

20. Грищенко О.В. Анализ и диагностика финансово-хозяйственной деятельности предприятия. Учебное пособие. Таганрог: Изд-во ТРТУ, — 2000. — С. 112.

21. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Часть 1 Москва: Химия, — 1972. — 360 с.

22. Гурко Н.С. Информационные технологии в ресурсосбережении // Учебное пособие для студентов заочной формы обучения специальности «Рациональное использование материальных и энергетических ресурсов». Санкт-Петербург. — УДК 004.9. — Информационные технологии в ресурсосбережении [Текст]: учебное пособие/ Н.С. Гурко — СПб: СПбГТИ(ТУ), 2011. — 39с.

23. Димуду И.А. Моделирование диагностики процессов ректификации нефти и нефтепродуктов на основе представлений об их фракционной разгонке: автореферат диссертации. канд. техн.наук: 05.17.08 /И.А. Димуду; Полоцкий госудаственный университет. — Новополоцк, — 1996. — 19 с.

24. Димуду И.А., Свойства фракционных разгонок нефтепродуктов и их смесей / И.А. Димуду, О.Н. Жаркова, Г.Н. Абаев, А.В. Спиридонов // Известия высших учебных заведений. Серия «Химия и химическая технология». — 1995. — Т.38, Вып. 1-2. — С. 136 — 142.

25. Дубровский А.В. Моделирование фракционного состава и плотности жидких углеводородов на основе их постепенной перегонки: автореферат диссертации. канд. техн. наук: 05.17.08 / А.В. Дубровский, Полоцкий гос. ун-т. — Новополоцк, — 2004. — 20с.

26. Еремин Н.А., Ан. Н. Еремин, Цифровая модернизация нефтегазового производства // Нефть. Газ. Новации. 2017 — № 12. — С. 6 — 9.

27. Жаркова О.Н. Аддитивность и взаимосвязь характеристик фракционных разгонок нефтепродуктов / О.Н. Жаркова, И.А. Димуду, Г.Н. Абаев, А.В. Спиридонов // Химия и технология топлив и масел. — 1995. — №5. — С. 38 — 40.

28. Жаркова, О.Н. Моделирование процессов компаундирования дизельных топлив и бензинов: автореферат диссертации. канд. техн. наук: 05.17.08 / О.Н. Жаркова; Полоцкий государственный университет - Новополоцк, 1996. — 20 с.

29. Инструкция по составлению статистической отчетности о глубине переработки нефти по производственному объединению (предприятию) (форма №5-ТЭК (нефтепереработка), утвержденная постановлением Госкомстата России от 13.10.1993 №190.

30. Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям "Переработка нефти" ИТС 30 — 2017г. — Дата введения 2018-05-01.

31. Капустин В.М. Гуреев А.А. Технология переработки нефти, Ч.2.- М.: КолосС, 2007

32. Капустин В.М. Кукс С.Г. Бертолусини Р.Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР - М. Химия, 1995

33. Капустин В.М., Гуреев А.А. Технология переработки нефти. Часть 2. Деструктивные процессы. М.: КолосС, 2007. — 334 с: ил. — (Учебники и учеб. пособия для студентов высш. учеб. заведений).

34. Капустин В.М. Технология переработки нефти. В 4-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти М.: КолосС, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2012. — 459 с. — (Учебники и учеб. пособия для студентов высш. учеб. заведений)..

35. Карманный справочник нефтепереработчика». Под ред. М.Г.Рудина и др. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2004, с.185-188

36. Копысицкий Т.И., Рзаев Ю.Р. Материальный баланс на установках переработки нефти НПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия. -2012. - №12.

— С.5 — 9.

37. Копысицкий Т.И., Рзаев Ю.Р. Сведение и оценка точности материального баланса на технологических установках НПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия. — 2012. — №11. — С.3 — 7.

38. Копысицкий Т.И., Рзаев Ю.Р. Материальный баланс на установках переработки нефти НПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2012. - №12.

39. Кувыкин В.И., Мелешкевич М.А. Метод повышения точности сведения материального баланса нефтеперерабатывающего завода // Современные наукоемкие технологии. —2023— № 7. — С.55 — 59.

40. Кувыкин В.И., Мелешкевич М.А. Интеграция систем планирования и учета нефтеперерабатывающих предприятий. // Инновации в науке, 2015.

— №52. — С.19 — 25.

41. Кузнецов Б.Т. Математические методы и модели исследования операций: уч. пособие, — М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2005, 656с.

42. Лебедев Ю.Н., Зайцева Т.М., Чекменёв В.Г. Структурированная насадка ВАКУПАК // Химия и технология топлив и масел. — 2002. — № 1. — С.29

— 31.

43. Лихтерова Н.М. Технология глубокой переработки нефти. Часть 1. Термокаталитические процессы

44. Матвеева Н. К., Клокова Т. П. Сборник справочных материалов к курсовому проектированию по курсу «Технология переработки нефти и газа». - М.: МИНГ, 1988.

45. Материалы семинара компании Shell Global Solutions, М. сентябрь, - 2001.

46. Мирушкин В.Н. Резервы эффективного развития нефтеперерабатывающих предприятий: дис. доктор экономических наук: 08.00.05. — Саратовский гос. социально-экономический университет, Саратов, 2005 — 457 с.

47. Нефтегазовые технологии, 2003 г. — №2. — с. 91

48. Нефти и газовые конденсаты России: Справочник. - Том 1. - М.:, 2000.

49. Охлопков А. «Свойства товарной сырой нефти, позволяющие идентифицировать источник нефтяного загрязнения окружающей природной среды», Нижний Новгород, 2015, [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://diss.unn.ru/files/2015/520/diss-Okhlopkov-520.pdf

50. Патент № RU 2 326 154 C2, Открытое акционерное общество "Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез" (ОАО "Славнефть-ЯНОС") (RU) Автор: Зоткин Виктор Андреевич (RU), Способ деасфальтизации гудрона

51. Петухов М.Ю., Боронин А.Б., Хохлов А.С. Статья: «Подходы к ЛП-моделированию производства НПЗ для целей планирования», журнал «Автоматизация в промышленности», 2016. — Т. 2. — С. 22 — 28.

52. Писаревский Д.В., Будник В.А., Куцуев К.А., Жирнов Б.С. Современные методы математической обработки и их роль в оптимизации технологических процессов нефтехимии и нефтепереработки // Нефтепереработка и нефтехимия. 2011. — №8. — С.16 — 21

53. Попова О.В. Математические модели в экономике управления: Уч.-метод. пособие, - Изд-во МГТУ, 2012, — 154с.

54. Прокофьев В.Л., Дмитриев В.Д. Физика (учебное пособие для техникумов) М.: «Высшая школа», 1983, — с. 543

55. Пути совершенствования поточных схем переработки нефти на НПЗ Франции // Э.И. ПНН. — 2000. — №11, 12. — С. 4 — 16.

56. Разманова С.В., Мачула И.А., Развитие отечественного и мирового нефтегазохимического комплекса // Нефтепереработка и нефтехимия. -2016. — № 1. — С.25 — 33.

57. Ракитский В.М. Тенденции и перспективы развития нефтепереработки в мире. СПб. — 2006. — С. 64.

58. Рудин М. Г., Сомов В. Е., Фомин А. С. Карманный справочник нефтепереработчика. - М.: ЦНИИТ Энефтехим, — 2004.

59. Свирская С.Н., Трубников И.Л., Нефть. Нефтепереработка. Часть 1. Методическое пособие для студентов химического факультета.

60. Сергей Кондратьев, «Экспорт без вбросов: как России избежать новых проблем с грязной нефтью», РБК, — 4 июня 2019 г.

61. Сидоров А. В., Ю. П. Ясьян, Исследование фракционного состава нефтяного сырья ООО «АФИПСКИЙ НПЗ» на аппарате полной разгонки

нефти // Вестник ГГНТУ. Технические науки, том XVIII, № 3 (29) - 2022. - С. 99 - 107.

62. Сидоров А. В., Ю. П. Ясьян, Комплекс гидрокрекинга - основной объект первого этапа модернизации Афипского НПЗ // Вестник ГГНТУ. Технические науки, том XVIII, № 1 (27) - 2022. - С. 43 - 53.

63. Сомов В.Е., Садчиков И.А., Шершун В.Г., Кореляков Л.В. Стратегические приоритеты российских нефтеперерабатывающих предприятий. / Под ред. В.Е. Сомова. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2002. — С. 292.

64. Спиридонов А.В. Моделирование фракционной разгонки нефтепродуктов с учетом динамических погрешностей системы измерения температуры / А.В. Спиридонов, О.Н. Жаркова, Г.Н. Абаев, И.А. Димуду // Химия и технология топлив и масел. — 1998. — №4. — С. 41 — 43.

65. Спиридонов А.В. Построение кривой ИТК по данным фракционной разгонки с учетом динамических погрешностей системы измерения температуры / А.В. Спиридонов, 13 О.Н. Жаркова, Г.Н. Абаев, Т.В. Шипило // Химия и технология топлив и масел. - 1999. - №3. - С. 37-39.

66. Спиридонов А.В. Разработка компьютерной системы контроля качества светлых нефтепродуктов на основе моделирования и экспресс-анализа их фракционного состава: автореферат. диссертации. канд. техн. наук: 05.17.08, 05.17.07 / А.В. Спиридонов; Полоцкий государственный университет - Новополоцк, 1998. — 19 с.

67. Способ автоматического определения фракционного состава жидких нефтепродуктов, выкипающих до 400°С, и устройство для его осуществления: патент РБ № 4979 / Г.Н Абаев [и др.]; заявлен в 1998 г.

68. Способ определения фракционного состава жидких нефтепродуктов посредством экспресс-перегонки (варианты) и устройство для его осуществления: пат. 2273845 РФ / Г.Н. Абаев [и др.]; заявлен 17.07.2003; опубликован 10.04.2006.

69. Справочник. Нефти СССР, т.4. — М.: Химия, 1971

70. Сухарев М.Г. Учеб. пособие: «Методы прогнозирования», Москва. — 2009. — С. 22.

71. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. /Под ред. О. Ф. Глаголевой и В. М. Капустина. - М.: Химия, КолосС, — 2007. — 400с.

72. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти / Под ред. О. Ф. Глаголевой и В.М. Капустина. - М.: Химия, КолосС. — 2006.

73. Ткачев С.М., Корж А.Ф. Технология переработки нефти и газа. Процессы глубокой переработки нефти и нефтяных фракций. В 2-х частях

74. Топлива. Смазочные материалы. Технические жидкости. Под ред. Школьникова В.М. Справочник.-М.: Техинформ, 1999.

75. Трушкова Л.В. Расчеты по химии и технологии нефти и газа/ Учебное пособие \ Под ред. Р. З. Магарила. Тюмень, ТюмГНГУ, 2001. — 76 с.

76. Тургунбаев С.М., Двинин, В.А., Ясьян Ю.П., Выбор сценария модернизации на примере Ильского НПЗ. Часть 2 // Нефтепереработка и нефтехимия. — 2016. — № 7. — С.11 — 17.

77. Устройство охлаждения термостата колонок. Разработка компании АНАЛИТ. (Патент № 184258)

78. Учебное пособие. - Москва, МИТХТ им. М.В. Ломоносова, 2004. — 64 с.

79. Фомина В. В. Анализ структуры нефтехимического комплекса и оптимизация технологических схем с применением метода графических моделей/ Фомина Вера Васильевна. — Уфа, 2009. — 132 с.

80. Фомина В.В., Катков А.Н., Абызгильдин А.Ю. Анализ структуры и построение графической модели сложного нефтехимического комплекса // Нефтепереработка и нефтехимия. — 2010. — №2. — С.33 — 39.

81. Хаджиев С.Н., Капустин В.М., Максимов А.Л., Чернышева Е.А., Кадиев Х.М., Герзелиев И.М., Колесниченко Н.В., Перспективные технологии для нефтепереработки и нефтехимии // Нефтепереработка и нефтехимия, 2014. — № 9. — С.3 — 10.

82. Хлытчев А.И., Фролов А.Н., Двинин В.А. Состояние и перспективы развития Афипского НПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия, — 2010. — № 3. — С. 3 — 6.

83. Царева М.И., Савина А.Г. Математическое моделирование экосистем. УДК 502.1:519.8.

84. Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа. Часть 3. Очистка и разделение нефтяного сырья, производство товарных нефтепродуктов/ Под ред. А. А. Гуреева и Б. И. Бондаренко. - 6-е изд., пер. и доп. - М.: Химия, — 1978г. — 424 с.

85. Эконометрика. Учебник / Под ред. И.И. Елисеевой. - М: Финансы и статистика. — 2002. — С. 344.

86. Экспертный совет Транснефти: «О перспективах изменения правил подключения НПЗ к системе МГП и их влиянии на нефтяную отрасль»

87. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р [Электронный ресурс]: Министерство энергетики Российской Федерации.

88. Эрдниева О.Г., Сангаджиева Л.Х., Бадмаев Ч.М. Большой практикум по химии нефти: учеб. пособие: в 2-х ч. Ч. 1. Физико-химические методы исследования нефтей и нефтепродуктов - Элиста: Изд-во Калм. университета. — 2012. — С. 80.

89. Эрих В.Н. Химия и технология нефти и газа/ Издательство "Химия", Ленинградское отделение, — 1977г. — 424 с.

90. Aspen HYSYS [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.aspentech.com/products/engineering/aspen-hysys (дата обращения:20.03.2018).

91. Aspen PIMS [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.aspentech.com/en/products/pages/aspen-pims (дата обращения: 20.03.2018).

92. Castañeda L.C., Munoz J.A.D., Ancheyta J. Current situation of emerging technologies for upgrading of heavy oils. // CatalysisToday. — 2014. -V.220— 222. — P.248 — 273.

93. Eelco T.C. Vogt, Bert M. Weckhuysen, in Advances in Catalysis, 2015.

94. Mustafa al Samarai; Christa H. M. van Oversteeg; Mario Ulises Delgado-Jaime; Tsu-Chien Weng; Dimosthenis Sokaras; Boyang Liu; Marte van der Linden; Ad M. J. van der Eerden; Eelco T. C. Vogt; Bert M. Weckhuysen et al. Nature of cobalt species during the in situ sulfurization of Co(Ni)Mo/Al2O3 hydrodesulfurization catalysts // Journal of Synchrotron Radiation. —2019-0501.

95. Gonzalez-Cortesa S.L., Rugmini S., Xiao Т., Green M.L.N., Rodulfo-Baechler, Imbert F.E. Deep hydrotreating of different feedstocks over a highlyactive Al203-supported NiMoW sulfide catalyst. // Applied Catalysis A: General. — 2014. -V.475. -P.270-281.

96. Marcello S. Rigutto, Laurent Huve, inStudies in Surface Science and Catalysis, —2007.

97. Martinez, J. A review of process aspects and modeling of ebullated bed reactors for hydrocracking of heavy oils / J. Martinez, J.L. Sanchez, J. Ancheyta, R.S. Ruiz // Catalysis Reviews. — 2010. — Vol. 52. — № 1. — P. 60 — 105.

98. Petro-SIM [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://petromehras.com/petroleum-software-directory/surface-facility-software/petro-simrefining-and-petrochemicals (дата обращения: 20.03.2018).

99. Rana Samano, M.S. A review of recent advances on process technologies for upgrading of heavy oils and residua / M.S. Rana Samano, J. Ancheyta, J.A.I. Diaz // Fuel. — 2007. — Vol. 86. — № 9. — P. 1216 — 1231.

100. Roberto Galiasso Tailleur, inStudies in Surface Science and Catalysis, 2000.

101. ROMeo Crude Unit Process Manager. Lake Forest, — 2014. — 4 p.

102. Sanjeev Mullick, Steve Dziuk, Dinu Ajikutira, Aspen Technology, Inc. Преимущества интеграции точного технологического моделирования и моделей объемного и календарного планирования в нефтепереработке. Описание и производственные результаты.

103. Share P., G. Hawkins Снижение затрат на модернизацию благодаря модульным решениям // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2011. - №11. — С.53 — 59

104. SPYRO Suite [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.spyrosuite.com/spyro-suite-7-2/?lang=ru (дата обращения: 20.03.2018).

105. UniSim Design [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.tadviser.ru/index.php/Продукт:Honeywell_UniSim_Design (дата обращения:20.03.2018).

106. United States. Process for determining the distillation characteristics of liquid petroleum products by express minidistilation and apparatus permitting implementation of this process: pat. 6.581.443 B2 / r. A6aeB [h gp.]. - June, 24, 2003.

107. White D., Hydrocarbon Processing. — 2010. — C. 61 — 70

Список использованных методов испытаний.

1. ГОСТ 51069-97 «Метод определения плотности, относительной плотности и плотности в градусах API»

2. ГОСТ 51947-2002 «Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии»

3. ГОСТ 50802-95 «Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов»

4. ГОСТ 51947-2002 «Метод определения температуры текучести и застывания»

5. ГОСТ 33-2016 «Определение кинематической и динамической вязкости»

6. ГОСТ 2477-2014 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды»

7. ASTM D 4929-2019 «Стандартные методы испытаний для определения содержания органических хлоридов в сырой нефти»

8. ГОСТ EN 116-2017 «Топлива дизельные и печные бытовые. Метод определения предельной температуры фильтруемости.».

9. ГОСТ Р 52709-2019 «Топлива дизельные. Определение цетанового числа».

10. ГОСТ Р ЕН 12916, IP 391 «Определение содержания ароматических углеводородов методом высокоэффективной жидкостной хроматографии»

11. ASTM D 2892-18 «Стандартный метод перегонки сырой нефти (ректификационная колонна с 15 теоретическими тарелками)»

12. ASTM D 4057-2019 «Стандартная практика ручного отбора проб нефти и нефтепродуктов»

13. ASTM D 4006-2016 «Стандартный метод испытаний для воды в сырой нефти путем перегонки»

14. ASTM D2892-20 Standard Test Method for Distillation of Crude Petroleum (15-Theoretical Plate Column)

15. ASTM D 5236 «Стандартный метод испытания дистилляции тяжелых углеводородных смесей (метод вакуумной дистилляции в перегонном кубе)

ПРИЛОЖЕНИЕ.

АО «МСФТСХИМППОЕКТ"

I I н ¡мх С АЧХТ.ТТЕТГРБУТТ

Г|||МПК<4

оЬ использовании рйчультлтоя дигг йртлципнмой раьлтм

Настоящим подтверждаем, что результаты диссертационного исследовании Сидорова АН. на тому: «Совершенствование технологии перераЬотки нефтяного сырья (на примере Лфипского НПЗ)» обладают актуальностью, научной новизной, представляют яегпммй практический интерес и положены и гмноиу т*>1нг<лг>гич1»гких решений при пыпплнсхми модернизации Афипского ППЗ, как на гтадии оптимизации ^лпк-гхсмы пррдприятия, так и на стадии интеграции трхнплогичрг кик шшжнк днух и||нди|)ин1ий ООО «Лфиш.ний НПЗ» и АО «кнпз Краен ода рэ ко нефть».

В резульгате проделанной работы достигается глубина переработки нефти до У/%, э оыход светлы* дистиллятов до 84%.

В А. Коэлоо

А о |Л}1Мрм|:й (С -Ш.1 н:> гМЕФгЕЮ1МПК>гКТ»

177'1". Г-*« -Л-11-11 у« л1.—4'1 Ктгптгп-мй "р г..-. 11 пя XI '(«с.>12; аз;!тсо »:*Х>:эгГрсэт

м:р1сспмркос.к1 г иле аии8м>с1жф<ш,

11/. <г--1п.-4|. ни ыл с.й.кг. Мэтэлв. и.чг. м.та та и)12)змзг5г г»: ¡и»! <3 с -м г«