Здесь можно найти образцы любых учебных материалов, т.е. получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ и рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Разработка варианта нефтеперерабатывающего завода комплексной переработки нефти по топливному варианту

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 05.05.2012. Сдан: 2011. Страниц: 22. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


 
 
    Оглавление
 

Введение

 
Развитие нефтяной и газовой промышленности на современном  этапе характеризуется увеличением  объемов переработки нефти и  газа, расширением ассортимента и  повышением качества выпускаемой продукции, увеличением глубины переработки нефти. Серьезное внимание уделяется техническому перевооружению предприятий, реконструкции действующих установок для повышения их производительности и технико-экономических показателей производства, вопросам ускоренной замены морально устаревшей техники и технологий.
    Нефтеперерабатывающая отрасль является важнейшим звеном нефтяного комплекса России, определяющим эффективность использования углеводородного  сырья, обеспечивающим потребность  страны в моторных топливах, смазочных  маслах и других нефтепродуктах, без которых невозможно функционирование государственной инфраструктуры, и гарантирующим экономическую и стратегическую безопасность государства. Жизнедеятельность экономических регионов практически полностью зависит от нормального обеспечения их моторными топливами и другими нефтепродуктами. В связи с этим переходом на интенсивные методы технологии и строительством укрупненных и комбинированных установок все большую роль играет повышение качества расчетов процессов и аппаратов нефтепереработки, оптимизации действующих и проектируемых технологических схем.
    Источником  средств для модернизации нефтеперерабатывающих  заводов может явиться экспорт  нефтепродуктов (вместо существующего  в настоящее время экспорта сырой  нефти). Это окажется возможным лишь при широком производстве топлив, отвечающих современным требованиям, на отечественных НПЗ. Для обеспечения такого производства потребуется осуществление ряда мер, к числу которых должны относиться как экономические (стимулирование производства «экологически чистой» продукции, что сделает невыгодным выработку моторных топлив, не отвечающих современным требованиям), так и организационные. [1]
 

1. Разработка поточной схемы завода по переработке Южно - балыкской нефти.

1.1 Характеристика Южно – балыкской нефти

Южно-балыкское нефтяное месторождение — месторождение Среднеобской нефтегазовой области расположено в среднем течении реки Оби от Ханты – Мансийска на западе до Александровска на востоке. Залежи нефти на всех площадях Среднеобской нефтегазовой области относится к нижнему отделу меловой системы. Южно - балыкское нефтяное месторождение открыто в 1964 году.
    Материальный  баланс установок первичной переработки  нефти составляется согласно данным кривой истинных температур кипения (ИТК) сырой Южно - балыкской нефти (рис. 1), для построения которой воспользуемся справочными данными [2]  по разгонке исследуемой нефти в аппарате АРН-2 (табл. 1).  

Таблица 1.
Разгонка  ИТК Южно - балыкской нефти в аппарате АРН-2 

t выкипания фр-ции при 760 мм рт. ст., оС Выход (на нефть), %
отдел. фракций суммарный
газ до 28 0,77 0,77
28-64 2,57 3,34
64-96 2,63 5,97
96-127 2,87 8,84
127-154 2,95 11,79
154-180 3,04 14,83
180-203 3,00 17,83
203-227 3,20 21,03
227-252 3,25 24,28
252-274 3,42 27,70
274-295 3,46 31,16
295-314 3,46 34,62
314-332 3,46 38,08
332-350 3,42 41,50
350-370 3,46 44,96
370-394 3,50 48,46
394-419 3,75 52,21
419-445 3,62 55,83
445-467 3,88 59,71
467-490 4,29 64,00
Остаток >490 36,00 100,0
 
 
 
 

    
      

    Выход отдельных фракций принимаем  по их потенциальному содержанию в  нефти без учета четкости ректификации.
    Ниже  приведены справочные данные [2] физико-химической характеристики нефти (табл. 2) и состава газов, растворенных в нефти и низкокипящих углеводородов (табл. 3).  

Таблица 2.
Физико-химическая характеристика Южно - балыкской нефти 

Показатель Значение Показатель Значение
Плотность при 20 оС, 0,8730 Содержание  смол сернокисло-тных, % 36
Молекулярная масса, М 221 Содержание  смол силикагеле-вых, % 14,91
Вязкость  кинематическая при 20 оС, n20, сСт 34,03 Содержание  асфальтенов, % 7,09
Вязкость  кинематическая при 50 оС, n50, сСт 12,32 Коксуемость, % 7,33
Температура вспышки в закрытом тигле, оС < –35 Зольность, % 0,030
Температура застывания с обра-боткой, оС –11 Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти
0,19
Содержание  парафина, % 2,31 Выход фракций  НК – 200  оС, % масс. 17,6
Содержание  серы, % 1,54 Выход фракций  НК – 350 оС, % масс. 41,5
 
 
Таблица 3.
Состав  газов (до С4), растворенных в нефти
     
Фракция Выход на нефть, % Содержание  индивидуальных УВ, % масс.
С2Н6 С3Н8 i - С4Н10 n - С4Н10 i- С5Н12   n5Н12
до  С4 0,77 0,30 14,10 14,80 70,80 -
     
    Вывод: В соответствии с ГОСТ Р 51858-2002 Южно – балыкская нефть относится к тяжелым (плотность от 870,1 кг/м3 до 895,0 кг/м3), сернистым (0,61?1,80 % масс. S) нефтям. В соответствии с технологической классификацией нефтей (ГОСТ 912-66), ее можно отнести ко II классу (по содержанию серы), типу Т2 (по содержанию фракции до 350 оС), группе М1 (по содержанию базовых масел) и подгруппе И1 (по индексу вязкости), виду П2 (по содержанию парафина).

1.2  Характеристика нефтепродуктов.

ГОСТ  Р 51866-2002 (ЕН 228-99) ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ 
Топлива моторные БЕНЗИН НЕЭТИЛИРОВАННЫЙ

    Таблица 4.
Требования  к бензинам высшего  качества марок Премиум  Евро-95 и Супер  Евро-98
Наименование  показателя Значение
1 Октановое  число, не менее: 
- по исследовательскому методу 
- по моторному методу
 
95,0 
85,0
2 Концентрация  свинца, мг/дм3, не более Отсутствие
3 Плотность  при температуре 15 °С, кг/м3 720–775
4 Концентрация  серы, мг/кг, не более: 
вид I 
вид II 
вид III
 
150 
50 
10
5 Устойчивость  к окислению, мин, не менее 360
6 Концентрация  смол, промытых растворителем, мг 100 смбензина, не более 5
7 Коррозия  медной пластинки (3 ч при 50 °С)3), единицы по шкале Класс 1
8 Внешний  вид Прозрачный  и чистый
9 Объемная  доля углеводородов, %, не более 
- олефиновых 
- ароматических: 
вид I 
вид II 
вид III
 
18,0 
 
42,0 
35,0 
35,0
10 Объемная  доля бензола, %, не более 1,0
11 Массовая  доля кислорода, %, не более 2,7
12 Объемная  доля оксигенатов, %, не более 
- метанола 
- этанола 
- изопропилового спирта 
- изобутилового спирта 
- третбутилового спирта 
- эфиров (Си выше) 
- других оксигенатов
 
Отсутствие 

10 
10 

15 
10
 
 
 
 
Таблица 5.
Требования  к неэтилированному бензину обычного качества марки Регуляр  Евро-92 

 Наименование  показателя Значение
 1 Октановое число, не менее:   
 - по исследовательскому методу 92
 - по моторному методу 83
 2 Концентрация свинца, мг/дм3, не более 5
 3 Плотность при 15°С, мг/м3 720-775
 4 Концентрация серы, мг/кг, не более 150
 5 Устойчивость к окислению, мин,  не менее 360
 6 Концентрация смол, промытых растворителем,  мг на 100 см3бензина, не более 5
 7 Коррозия медной пластинки (3 ч  при 50°С),единицы по шкале Класс 1
 8 Внешний вид Прозрачный и светлый
 9 Объемная доля углеводородов, %, не  более:  
 - олефиновых 21
 - ароматических 42
 10 Объемная доля бензола, %, не более 1
 11 Массовая доля кислорода, %, не более 2,7
 12 Объемная доля оксигенатов, %, не  более:  
 - метанола 3
 - этанола 5
 - изопропилового спирта 10
 - изобутилового спирта 10
 - третбутилового спирта 7
 - эфиров (Си выше) 15
 - других оксигенатов 10
    Бензиновые  фракции могут быть использованы как компонент товарного бензина, подвергаться вторичной разгонке для получения узких фракций и дальше идти на установку каталитического риформинга или являться сырьем пиролиза. Современные автомобильные и авиационные бензины должны удовлетворять ряду требований, обеспечивающих экономичную и надежную работу двигателей, и  требованиям эксплуатации:
    иметь хорошую испаряемость, позволяющую получить однородную топливовоздушную смесь оптимального состава при любых температурах;
    иметь  групповой углеводородный состав, обеспечивающий устойчивый, антидетонационный процесс сгорания на всех режимах работы двигателя;
    не изменять своего состава и свойств при длительном хранении и не оказывать вредного влияния на детали топливной системы, резервуары, резинотехнические изделия и др.
    В послевоенные годы экологические свойства топлива выдвигаются на первый план [3].
    Таблица 6.
    Характеристика  фракций, выкипающих до 120 0С
Темп-ра отбора, ?С Выход на нефть, %  масс.
Содержание  серы, % масс. Содержание  у/в, % масс
ароматических нафтеновых парафиновых
н.к.-62 2,4 0,6595 следы 0 11 89
62-85 1,8 0,7035 следы 3 25 72
85-120 3,0 0,7266 0,023 6 24 70
 
    Учитывая  вышеприведенные свойства фракций  и требования, предъявляемые к  современным автобензинам, на установке первичной переработки нефти следует отбирать фракцию нк-120 0С и подвергнуть ее вторичной перегонке, с целью получения узких фракций. Фракцию 85-120 0С направляем на установку каталитического риформинга. Фракцию до 62 0С подвергать риформингу нецелесообразно, т.к. содержащиеся в ней углеводороды имеют менее 6 углеродных атомов. Поэтому фракцию до 62 0С отправляем на установку изомеризации, а фракцию 62-85 0С используем как компонент товарного бензина.
 

     Характеристика легких керосиновых дистиллятов.
    Таблица 7.
ГОСТ 10227-86. Топлива для  реактивных двигателей 

Показатели ТС-1* Т-1 Т-1С Т-2 РТ Т-6 Т-8В
Плотность при 20?С, кг/м3, не менее 
Фракционный состав:
Температура начала перегонки, ?С:
не ниже
не выше
отгоняется при  температуре, ?С,
не выше:
10%
50% 

90% 

98%
Кинематическая  вязкость, мм2/с, при температуре:
20?С не менее 

- 40?С не более
Низшая теплота  сгорания, кДж/кг, не менее
Высота не коптящего  пламени, мм, не менее
Температура, ?С:
вспышки в закрытом тигле, не ниже
начала кристаллизации не выше
780 (775) 
 
 

-
150 
 
 

165
195 

230 

250 
 
 

1,30
(1,25)
8 

43120
(42900) 

25 
 

28 

-60
800 
 
 
 
-
150 
 
 

175
225 

270 

280 
 
 

1,50 

16 

42900 
 

20 
 

30 

-60
810 
 
 
 
-
150 
 
 

175
225 

270 

280 
 
 

1,50 

16 

42900 
 

20 
 

30 

-60
755 
 
 
 
60
- 
 
 

145
195 

250 

280 
 
 

1,05 

6 

43100 
 

25 
 

- 

-60
775 
 
 
 
135
155 
 
 

175
225 

270 

280 
 
 

1,25 

16 

43120 
 

25 
 

28 

-55
840 
 
 
 
195
- 
 
 

220
255 

290 

315 
 
 

<4,5 

60 

42900 
 

20 
 

62 

-60
800 
 
 
 
165
- 
 
 

185
не нор-мируется
не нор-мируется
280 
 
 

>1,5 

16 

42900 
 

20 
 

45 

-50
* в скобках приведены значения показателей для ТС – 1 первого сорта, отличные от значений высшего сорта
 
    Керосиновые фракции могут использоваться как  топливо для реактивных и тракторных карбюраторных двигателей, для освещения. Реактивные топлива должны обладать следующими основными свойствами:
    хорошей испаряемостью для обеспечения полноты сгорания;
    хорошими прокачиваемостью и низкотемпературными свойствами для обеспечения подачи топлива в камеру сгорания;
    низкой склонностью к образованию отложений, характеризуемой высокой термической и термоокислительной стабильностью;
    хорошей совместимостью с материалами: низкие противокоррозионные свойства по отношению к металлам и отсутствие воздействия на резиновые технические изделия;
    хорошими противоизносными свойствами, обуславливающие небольшое изнашивание деталей топливной аппаратуры;
    антистатическими свойствами, препятствующими накоплению зарядов статического электричества, что обеспечивает пожаробезопасность при заправке летательных аппаратов [3].
                                                         . Таблица 8.
    Характеристика  легких керосиновых  дистиллятов      
                                                                 
Температура отбора фракции, 0С Выход на нефть, %масс. r420 Фракционный состав Содержание серы, %масс. Температура начала крист., 0С
нк 10% 50% 90% 98%
120-240 14,7 0,7818 141 154 180 220 238 0,10 -62
 
 
Высота некоптящего  пламени – 25 мм;
Температура вспышки  в закрытом тигле – 28 0С;
Кинематическая  вязкость при 20 ?С – 1,30 мм2/с;
Кинематическая  вязкость при 40 ?С - 4,63 мм2/с;
Температура вспышки в закрытом тигле – 28 ?С. 

    Сравнивая свойства приведенного керосинового дистиллята с характеристиками реактивных топлив можно придти к выводу, что на установке первичной перегонки нефти можно выделять фракцию 120-240 0С, поскольку она может использоваться в качестве реактивного топлива марки ТС-1.  

 

     Характеристика дизельных  топлив.
    Дизельные фракции могут быть использованы как топливо для дизельных  двигателей. Если нам необходимо получить зимнее или арктическое дизельное топливо, его направляют на установку депарафинизации для улучшения низкотемпературных свойств. Основные эксплуатационные показатели дизельных топлив являются:
    цетановое число, определяющее высокие мощности и экономические показатели работы двигателя;
    фракционный состав, определяющий полноту сгорания, дымность и токсичность отработанных дымовых газов;
    вязкость и плотность, обеспечивающие нормальную подачу топлива, распыление в камере сгорания и работоспособность системы фильтрования;
    низкотемпературные свойства, определяющие функционирование системы питания при отрицательных температурах окружающей среды и условия хранения топлива;
    степень чистоты, характеризующая надежность работы фильтров грубой очистки и цилиндропоршневой группы двигателя;
    температура вспышки, определяющая условия безопасности применения топлива в дизелях;
    наличие сернистых соединений, непредельных углеводородов и металлов, характеризующие нагарообразование коррозию и износ [3].
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
      Таблица 9. 

      Характеристика  дизельного топлива (ГОСТ 505-52)  

    Показатели     Норма для марок
      Л 3 А
    Цетановое число, не менее 45 45 45
    Фракционный состав:                  
    перегоняется  при температуре, 0С, не выше                  
    -    50% 280 280 255
    -    90 % (конец перегонки),                   360 340 330
    Кинематическая  вязкость при 20 0С, мм2 3,0-6,0 1,8-5,0 1,5-4,0
    Температура застывания, 0С, не выше, для                  
    климатической зоны:                  
    -    умеренной -10 -35      
    -    холодной - -45 -55
    Температура помутнения, 0С, не выше, для                  
    климатической зоны:                  
    -    умеренной -5 -25 -
    -    холодной - -35 -
    Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже:                  
    для тепловозных: и судовых дизелей  и газовых турбин 62 40 35
    для дизелей общего назначения 40 35 30
    Массовая  доля серы, %, не более, в топливе:                  
    Вида  I 0,20 0,20 0,20
    Вида II 0,50 0,50 0,40
    Массовая  доля меркаптановой серы, %, не более 0,01 0,01 0,01
    Содержание  фактических смол, мг/ 100см3 топлива,  не 40 30 30
      не более                  
    Кислотность, мг КОН/100 см3 топлива, не более 5 5 5
    Йодное  число, г I2/100 г топлива, не более 6 6 6
    Зольность, %, не более 0,01 0,01 0,01
    Коксуемость 10 %-ного остатка, %, не более 0,20 0,30 0,30
    Коэффициент фильтруемости, не более 3 3 3
    Плотность при 20 0С, кг/м3, не более 860 840 830
    Примечание. Для топлив марок Л,3 Д: содержание сероводорода, водорастворимых
    кислот и щелочей, механических примесей и воды - отсутствие, испытание на медной
    пластинке - выдерживают
 
 
 
 
               
 
 
 
 
 
  
Таблица 10.
Характеристика  фракции дизельного топлива
                   
Температура отбора фракции, 0С Выход на нефть, % масс. r420   Фракционный состав Содержание серы, % масс. Цетановое число
10% 50% 90% 98%
240-350 18,8 0,8550 260 279 326 330 0,48 55
 
 
Температура застывания – -20 оС;
Температура помутнения – -13 оС;
Температура вспышки - 128 оС;
Кинематическая  вязкость при 20 оС – 6,00 мм2/с. 

    Основываясь на выше сказанном, при первичной  переработке Южно – балыкской нефти следует выделять дизельную фракцию с пределами выкипания 240-3500С.
    Сравнив характеристику прямогонной дизельной  фракции Южно – балыкской нефти  с характеристиками дизельных топлив (ГОСТ 505-52), можно сделать вывод  о том, что данную фракцию можно  использовать как дизельное топливо летнее или направить на установку депарафинизации для улучшения низкотемпературных свойств и получения дизельного топлива марки З.
    Характеристика  мазутов, остатков, сырья  для деструктивных  процессов.
    Мазут - остаток атмосферной перегонки - выкипающий выше 3500С, может использоваться как котельное топливо или сырье установок вакуумной перегонки и термического крекинга.
    Вакуумные дистилляты (вакуумные газойли) выкипают в пределах 350-5000С и используются как сырье каталитического крекинга  и гидрокрекинга; на нефтеперерабатывающих заводах с масленой переработкой получают несколько (два - три) вакуумных дистиллятов.
    Гудрон-остаток  вакуумной перегонки выкипает при  температуре выше 5000С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел. 

                                                                                   Таблица 11.
Характеристика  сырья для деструктивных  процессов
Остаток выше Выход на нефть, % масс.   r420      ВУ100  Сод-е  серы, % масс
Температура  
Коксуемость, % масс.
заст, оС вспышки,  оС
350 0С 58,5 0,9672 9,20 2,03 13 242  
9,95 
 
12,34
490 0С 36,0 1,0180 160,3 2,73 45 338
 
 
 
    Таблица 12.
    Характеристика  вакуумного газойля (сырья  для каталитического  крекинга)
Температура отбора фракции, оС Выход на нефть, % масс  
r420
Молекул. масса,
кг/кмоль
Коксу- емость,
%масс
Содержание, % масс Темп-ра застыв.,
оС
 
серы
 
смол
 
Va
350-490 22,5 0,9125 340 0,089 1,72 8 - 20
 
 
    Поскольку, темой данного курсового проекта  является разработка варианта комплексной  переработки Южно - балынской нефти с максимальным выходом топливных дистиллятов, то мазут данной нефти необходимо подвергнуть вакуумной перегонке на установке ВТ и получить вакуумный дистиллят и гудрон. А уже их направлять на процессы деструктивной переработки (каталитическому крекингу, коксованию, гидрокрекингу и др.). Проанализировав вышесказанное можно придти к выводу, что фракцию 350-4900С нефти необходимо отправить на установку гидрокрекинга. В процессе получаются компонент товарного бензина, легкий газойль, который можно использовать как компонент дизельного топлива летнего. Также на этой установке получают тяжелый газойль, который можно использовать как компонент котельного топлива. Гудрон, полученный из Южно - балыкской нефти на установке АВТ, можно использовать в качестве сырья установки деасфальтизации, а полученный из него битум деасфальтизации отправить на установку замедленного коксования.

1.3 Обоснование выбора поточной схемы завода

 
      Производство нефтепродуктов и нефтехимического сырья из нефти организованно на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Современные нефтеперерабатывающие заводы должны отвечать следующим требованиям:
    обладать высокой пропускной способностью и минимальным числом единичных технологических установок с использованием комбинированных систем;
    осуществлять комплексную переработку нефти с минимальной долей отходов; обеспечить высокое качество получаемых продуктов при максимальной рентабельности;
    использовать безотходную технологию с учетом экологических требований.
    Переработка нефти на НПЗ осуществляется с  помощью различных технологических процессов, которые условно могут быть разделены на следующие группы:
    первичная перегонка нефти;
    термические процессы;
    термогидрокаталитические процессы;
    термокаталитические процессы;
    процессы переработки нефтяных газов;
    процессы производства масел и парафинов;
    процессы производства битумов, пластичных смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода;
    процессы производства ароматических углеводородов.
    В зависимости от ассортимента получаемой продукции, сочетания технологических производств, характера схемы переработки нефтеперерабатывающие заводы делят на
    топливные;
    топливно-масляные;
    заводы с нефтехимическими производствами. 
    При выборе поточной схемы завода, определяющей его структуру, т. е. входящие в его  состав технологические установки, учитывают целый ряд факторов. Основные из них следующие:
    потребность в тех или иных нефтепродуктах в крупных районах их потребления; в настоящее время районы сооружения отечественных НПЗ соответствуют районам максимального потребления нефтепродуктов, что сокращает расходы на их транспортирование
    оптимального соотношение производимых нефтепродуктов – бензина, реактивного, дизельного, котельного топлива;
    потребность нефтехимической промышленности в отдельных видах сырья или полупродуктов;
    наличие или отсутствие других доступных энергетических ресурсов, позволяющих обеспечить минимальное использование нефти в качестве котельного топлива;
    качество перерабатываемой нефти, обусловливающее долю гидрогенизационных процессов, возможность производства битумов и т. д.;
    гибкость отдельных процессов, позволяющая при необходимости изменять ассортимент получаемых продуктов [4].
    Как уже отмечалось, физико-химические свойства нефтей и составляющих их фракций оказывают влияние на выбор ассортимента и технологию получения нефтепродуктов. При определении направления переработки нефти стремятся по возможности максимально полезно использовать индивидуальные природные особенности их химического состава.
    Так, в приложении №1 представлен топливный вариант переработки Южно - балыкской нефти с получением максимального количества топливных дистиллятов.
    Сырая нефть поступает на установку  ЭЛОУ-АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка), где происходит её обезвоживание, обессоливание и разделение на фракции. Газы после первичной переработки направляются на ГФУ; фракция до 120 0С направляется на установку вторичной перегонки бензина,  фракция 240-350 0С подается на гидроочистку, потом на депарафинизацию, а затем на станцию смешения дизельного топлива (с получением сортов Л и З). Широкая фракция вакуумного газойля (350-490°С) направляется на установку гидрокрекинга для увеличения выхода светлых нефтепродуктов.  Остаток >490 0С поступает на установку деасфальтизации, затем деасфальтизат идет на установку каталитического крекинга, а битум деасфальтизации идет на установку замедленного коксования.
    Газы  с каталитического риформинга, гидрокрекинга, каталитической изомеризации и каталитического крекинга идут на ГФУ. Бензиновые фракции этих процессов поступают на станцию смешения бензина.
    На  установку ГФУ поступают газы различных процессов, где они разделяются на сухой газ и пропан-бутан (ПБ). Сухой газ и пропан-бутан используют как бытовой газ или топливо для заводских печей.
    Присутствие гидрокрекинга, даже при наличии  установки риформинга, вызывает необходимость в отдельной установке по производству водорода, сырьем для которой служит сухой газ предельной ГФУ.
    Для выделения сероводорода из газов  могут быть использованы следующие  процессы: поглощение растворами этаноламинов, поглощение холодным метанолом, поглощение раствором трикалийфосфата, вакуум – карбонатный метод и др. В связи с тем,  что переработке подвергается сернистая нефть, необходимо строительство отдельной установки для производства элементарной серы.

  1.4  Описание поточной схемы НПЗ и расчет материальных балансов установок

1 Установка  ЭЛОУ-АВТ

 
    Назначение  процесса: обезвоживание и обессоливание нефти и разделение ее на фракции для последующей переработки или использования как товарных нефтепродуктов.
    В основе процесса лежит перегонка – физическое разделение нефти на составные части, именуемые фракциями.
    Сырая нефть поступает в электродегидраторы установки ЭЛОУ, где проводится обезвоживание и обессоливание с применением деэмульгатора. Затем обессоленная и обезвоженная нефть подается на перегонку в атмосферную колонну. Предпочтительной является схема с предварительной ректификационной колонной частичного отбензинивания нефти и последующей перегонкой остатка в сложной атмосферной колонне. В первой атмосферной колонне происходит частичное отбензинивание нефти с целью уменьшения нагрузки технологических печей по парам. Уходящие сверху этой колонны углеводородный пар охлаждают и конденсируют.  Во второй атмосферной колонне происходит разделение нефти на бензиновую фракцию, керосиновую фракцию 120-240 0С, дизельную фракцию 240-350°С  и остаток, разделяющийся в вакуумной колонне на мазут 350-490°С (сырье процесса гидрокрекинга) и гудрон>490°С (сырье процесса деасфальтизации).
       На современных НПЗ установки  АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти, определяют мощность завода в целом и от работы этих установок зависит качество и выход компонентов топлив, а также сырья для вторичных процессов. Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн. т/год, наиболее распространены установки единичной мощности 6 - 8 млн. т/год.
      Учитывая то обстоятельство, что  по заданию мощность завода  по переработке Южно - балыкской нефти составляет 4 млн. т/год, для нормальной работы необходимо установить 1 установку первичной перегонки мощностью 4 млн. т/год .  В таблице 13 представлен материальный баланс установки.
          Таблица 13.    
Материальный  баланс установки  ЭЛОУ - АВТ [5]
               
  Наименование % масс на нефть % масс на сырье тыс. т/год   
 
  Взято:        
1 нефть сырая 100,00 95,22 4000,00  
2 вода и соли 0,20 0,02 0,80  
3 вода свежая или конденсат 5,00 4,76 200,00  
  ИТОГО : 105,20 100,00 4200,80  
  Получено:        
1 соляной раствор 5,20 4,94 218,44  
2 у/в газ 0,77 0,73 32,35  
3 фр. НК-120 оС 7,20 6,84 302,46  
4 фр. 120-240 оС 14,70 13,97 617,52  
5 фр. 240-350 оС 18,80 17,87 789,75  
6 фр. 350-490 оС 22,50 21,39 945,18  
7 гудрон (> 490 оС) 35,93 34,15 1509,35  
8 потери  0,10 0,10 4,20  
  ИТОГО : 105,20 100,00 4200,80  

2 Установка деасфальтизации

 
    В остатках от перегонки нефти (гудронах, концентратах, полугудронах) наряду с  высокомолекулярными углеводородами содержится большое количество  смолисто-асфальтеновых веществ. В  основном растворенные или диспергированные в сырье смолисто - асфальтеновые вещества можно удалять обработкой остатков как серной кислотой, так и сжиженными низкомолекулярными алканами.
    Назначение  процесса:  разделение  гудрона на деасфальтизат - сырье для установки каталитического крекинга и побочный продукт – битум деасфальтизации, который идет на установку замедленного коксования. 
             Сырье:    гудрон с установки АВТ (> 490 0С).

      Условия:    температура: верха колонны,  0С             75-85
                               внизу колонны, 0С            55-65
                         давление, МПа       3,5-4,5
                         Кратность пропана к сырью (по объему )              5:1 

      Процесс деасфальтизации гудрона сжиженными низкомолекулярными алканами, главным  образом жидким пропаном, используется  не только при производстве высоковязких остаточных масел, но и для получения сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга, а также при получении котельных топлив.  Одним из основных факторов процесса является тип растворителя и его чистота. Бутан менее селективен, чем пропан и тем более этан. Метан и этан затрудняют конденсацию паров пропана в конденсаторе - холодильнике. При значительной концентрации этана в растворителе процесс деасфальтизации пришлось бы осуществлять при чрезмерном давлении, поэтому в техническом пропане должно быть не более 7% (мас.) других углеводородов, в том числе не более 3% этана. Присутствие пропилена и бутиленов также нежелательно, так как они повышают растворимость смол и полициклических углеводородов. В техническом пропане не должно быть серосодержащих соединений, так как они вызывают коррозию аппаратов и трубопроводов. 

       
              Таблица 14.
Материальный  баланс установки  деасфальтизации [5]
               
  Наименование % масс на нефть % масс на сырье тыс. т/год  
 
  Взято:        
1 гудрон 35,93 100,00 1437,2  
  ИТОГО : 35,93 100,00 1437,2  
  Получено:        
1 деасфальтизат 16,17 45,00 646,8  
2 битум деасфальтиз. 19,76 55,00 790,4  
  ИТОГО : 35,93 100,00 1437,2  

3 Установка каталитического крекинга

 
    Каталитический  крекинг – процесс каталитического  деструктивного превращения нефтяных фракций в моторные топлива, сырье для нефтехимии и алкилирования, производства технического углерода и кокса.
    Каталитический  крекинг на алюмосиликатных катализаторах  является одним из наиболее распространенных процессов в нефтеперерабатывающей промышленности и способствует значительному углублению переработки нефти.
    Целевым назначением процесса является получение  бензина с октановым числом  90-92 по исследовательскому методу. При  каталитическом крекинге образуется значительное количество газа, богатого бутан-бутиленовой фракцией (сырье для производства высокооктанового компонента бензина - алкилата).
    В данной работе использована установка  каталитического крекинга 1А/1М, представляющая собой усовершенствованную установку 1А. Усовершенствования затронули в основном конструкцию реакторно-регенераторного блока. Реактор и регенератор располагаются параллельно на разных уровнях. Катализатор перемещается в плотной фазе по U-образным катализаторопроводам (плотность потока 75 кг/м3). Реакционное пространство в реакторе ограничено стаканом с соответствующим уменьшением размеров и характеристик распределительной решетки.
    Регенерированный  катализатор из регенератора самотеком  по напорным стоякам направляется в  узлы смешения, где контактирует с сырьем. Нагретое до 260 – 270 ?С в печи сырье при контактировании с горячим катализатором испаряется, частично крекируется и далее под давлением водяного пара по наклонному лифт-реактору перемещается в реакционную зону реактора. Продукты крекинга, пройдя систему двухступенчатых циклонов, подаются в низ ректификационной колонны. Температуру в реакторе регулируют степенью нагрева и количеством сырья, поступающего в реактор, а также количеством циркулирующего в системе катализатора.
Закоксованный катализатор после его отпарки водяным паром по напорному стояку под давлением воздуха подается в регенератор. Температуру в регенераторе регулируют за счет съема тепла в его змеевиках, изменения степени закоксованности катализатора и количества циркулирующего катализатора. Для удаления катализаторной пыли из дымовых газов в регенераторе установлены двухступенчатые циклоны.  
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 15.
Материальный  баланс установки  каталитического  крекинга [4] 

  Наименование % масс на нефть % масс на сырье тыс. т/год  
 
  Взято:        
1 сырье (деасфальтизат) 16,17 100,00 646,80  
  ИТОГО : 16,17 100,00 646,80  
  Получено:        
1 УВГ 2,80 17,30 111,90  
2 бензин 6,99 43,20 279,42  
3 легкий  газойль 2,04 12,60 81,50  
4 тяжелый газойль 3,49 21,60 139,71  
5 кокс  выжигаемый 0,86 5,30 34,28  
  ИТОГО : 16,17 100,00 646,80  
   
   
 

4 Установка замедленного коксования

 
Назначение  установок коксования - получение  нефтяного кокса, выработка дополнительных количеств светлых нефтепродуктов из тяжелых остатков. Существует три модификации процесса: периодическое коксование в кубах, замедленное (полунепрерывное) коксование в необогреваемых камерах и коксование в псевдоожиженном слое порошкообразного кокса (контактное).
Сырьем  процесса может служить гудрон, остаток  термического крекинга, тяжелый газойль каталитического крекинга, асфальта и экстракты масляного производства, тяжелая смола пиролиза. Основные требования, предъявляемые к качеству сырья:
коксуемость - 10-20 % (масс.), содержание серы при получении  электродного кокса - не выше 1,5 % (масс.).
Нефтяной  кокс используется в производстве анодов для выплавки алюминия и графитированных  электродов - для получения электролитической  стали, хлора, магния и т. д., применяется  в производстве ферросплавов, кремния, карбида кальция. Кокс, получаемый на установках коксования, не полностью соответствует требованиям потребителей, нуждается в облагораживании, которое осуществляется путем термической прокалки в специальных печах.
Бензин  коксования содержит до 60 % масс.  непредельных углеводородов, недостаточно химически стабилен, имеет октановое число 60-66 (по моторному методу), используется как компонент низкосортных автомобильных бензинов и сырье для установок глубокой гидроочистки вторичных бензинов.
Керосино-газойлевые фракции служат компонентами дизельного, печного и газотурбинного топлив, а также сырьем установки гидроочистки, гидрокрекинга и каталитического крекинга.
В данной технологической  схеме предлагается переработка  гудрона (фракция > 490 °С), поступающего с вакуумного блока установки АВТ на установку замедленного коксования. Установки  замедленного  коксования  наиболее распространены ввиду простоты в аппаратурном оформлении и эксплуатации. Кроме того, выбор данной установки учитывает возросший спрос на нефтяной электродный кокс. Газ с установки поступает на ГФУ непредельных газов, бензин - на гидроочистку, а затем на установку каталитического риформинга, легкий газойль направляется на установку гидроочистки и далее используется как компонент ДТ, тяжелый газойль служит сырьем установки каталитического крекинга. 
 

Таблица  16. 

Материальный  баланс установки  замедленного коксования [5] 

  Наименование % масс на нефть % масс на сырье тыс. т/год  
 
  Взято:        
1 битум 19,76 100,00 790,40  
  ИТОГО : 19,76 100,00 790,40  
  Получено:        
1 кокс 6,52 33,00 260,83  
2 УВГ 0,99 5,00 39,52  
3 головка стабилизации 0,43 2,20 17,39  
4 бензин 1,09 5,50 43,47  
5 легкий газойль 5,10 25,80 203,92  
6 тяжелый газойль 5,63 28,50 225,26  
  ИТОГО : 19,76 100,00 790,40  
     
     

5 Установка гидроочистки бензина

 
       Каталитическая  гидроочистка – один из самых распространенных и многочисленных процессов на современных НПЗ. В США мощность установок гидроочистки нефтяных фракций составляет приблизительно 10 млн. бар/день. Гидроочистке подвергаются все прямогонные фракции перед риформингом, большинство керосиновых, дизельных и вакуумных фракций, масляные дистилляты. В США широко распространены процессы гидроочистки нефтяных остатков. Практически каждая большая нефтяная компания имеет свои патенты на процессы гидроочистки или гидрообессеривания.
       Процесс гидроочистки заключается в обработке  фракции водородом под давлением. При этом протекают реакции расщепления  сернистых, азотистых и других гетероатомных  соединений, причем изменения углеродного  скелета углеводородных молекул  не происходит. Также гидрируются непредельные соединения. В связи с постоянным ужесточением требований к топливам по содержанию серы, гидроочистка приобретает все большее значение.
     Назначение: получение гидроочищенного бензина – сырья каталитического риформинга из прямогонного бензина и бензина с установки замедленного коксования.
     Сырье: бензин с установки замедленного коксования;
                 прямогонный бензин с установки вторичной перегонки бензинов (фр. 85-120 °С). 

     Условия:  температура      370-480 °С,
                      давление водорода     2,0 МПа,
                      кратность циркуляции ВСГ   200 м33,
                      катализатор Al - Co – Mo микросферический d = 0,2-1,5 мм.
     Расчет  выхода отдельных компонентов в % масс. на сырье проводится при использовании литературы [6] и представлен в таблице 17.
     Таблица 17.
     Материальный  баланс установки  гидроочистки бензина
  Наименование % масс на нефть % масс на сырье тыс. т/год
  Взято:      
1 фр. 85-120 оС 3,00 73,35 120,00
2 бензин с УЗК 1,09 26,65 43,60
3 водород 100% 0,002 0,05 0,08
  ИТОГО: 4,09 100,05 163,68
  Получено:      
1 у/в газ+Н2S 0,04 1,00 1,60
2 гидрогенизат 4,04 98,80 161,60
3 потери  0,01 0,25 0,48
  ИТОГО: 4,09 100,05 163,68

6 Установка гидроочистки дизельного топлива

     Установка гидроочистки дизельного топлива принципиально не отличается от гидроочистки бензина. Различны лишь условия гидроочистки, более тяжелые фракции перерабатываются в более жестких условиях.
Назначение: получение гидроочищенного дизельного топлива с низким содержанием серы из прямогонной дизельной фракции.
Сырье: прямогонная дизельная фракция (240-350 °С), диз. фракция с процесса гидрокрекинга;дизельная фракция с установки замедленного коксования.
Условия:  температура        350-420 °С,
           давление водорода       2,0 МПа,
           кратность циркуляции ВСГ     240 м33,
           катализатор Al - Co – Mo микросферический d = 0,2-1,5 мм.
     Направление потоков:
         у/в  газ– на ГФУ предельных газов,
         бензин-отгон  – на станцию смешения товарного бензина,
         гидроочищенное  дизельное топливо – на установку депарафинизации (для получения зимнего ДТ)
     Расчет  выхода отдельных компонентов в % масс. на сырье проводится при использовании литературы [6] и представлен в таблице 18.
     Таблица 18.
     Материальный  баланс установки  гидроочистки дизельного топлива
  Наименование   % масс на сырье тыс. т/год
% масс на нефть
  Взято:      
1 дизельная фракция  гидрокрекинга 9,54 28,53 381,6
2 дизельная фракция (240-350 оС) 18,80 56,22 752,0
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.