Технология газо- и нефтепереработки

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра Технологии нефти и газа

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине: «Технология газонефтепереработки»

Выполнила:

студентка гр. БП-08-01 А.Ф.Мусина

Проверил:

профессор, д.т.н. К.Г. Абдульминев

Уфа

2012

Содержание

1 Теоретическая часть

1.1 Термический крекинг

1.2 Процесс коксования

1.3 Каталитический крекинг

1.4 Каталитический риформинг

1.5 Гидроочистка топлива

1.6 Переработка нефтяных газов

1.7 Карбамидная депарафинизация дизельных топлива

2 Расчетная часть

Список использованной литературы

1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Термический крекинг

Предназначен для получения дополнительного количества светлых нефтепродуктов, термогазойля - сырья для производства сажи, дистиллятного крекинг - остатка для производства кокса «игольчатой» структуры. Модификация этого процесса - служит для уменьшения вязкости котельного топлива.

Сырьем термического крекинга являются тяжелые остатки, полученные при первичной перегонке нефти - мазут и гудрон, тяжелые газойли коксования и каталитического крекинга.

В результате термического крекинга получают:

1.Газ, содержащий непредельные и предельные углеводороды.

2.Бензин с октановым числом 66-72 (моторный метод), содержащий до 25% масс. Непредельных углеводородов и обладающий низкой химической стабильностью.

3.Керосино - газойлевая фракция - ценный компонент флотского мазута.

После гидроочистки используется как компонент дизельного топлива.

4.Крекинг - остаток используется как компонент котельного топлива. Он имеет более низкую температуру застывания, чем прямогонный мазут.

Процесс осуществляют при температуре до 520°С и давлении до 5 МПа.

1.2 Процесс коксования

Процесс коксования предназначен для получения нефтяного кокса и выработки дополнительных количеств светлых нефтепродуктов из тяжелых остатков.

Сырьем процесса являются гудрон, остаток термического крекинга, тяжелый газойль каталитического крекинга, экстракты масляного производства. Сырье не должно обладать высокой коксуемостью (не более 10-20%).

Существуют три модификации этого процесса: в «кубах периодического действия», в коксовых камерах и в «кипящем слое порошкообразного кокса».

Продуктами процесса коксования являются:

1. Кокс, который используется в производстве анодов, для выплавки алюминия, графитированных электродов - для получения электролитической стали, хрома, магния и других металлов. Полученный на установке кокс не полностью соответствует требованиям потребителей, он нуждается в облагораживании, которое осуществляется путем термической прокалки в специальных печах.

2. Газ содержит много непредельных углеводородов. По составу аналогичен газу термического крекинга.

3. Бензин, содержащий до 60% непредельных углеводородов и отличающийся низкой химической стабильностью. Октановое число 60-66. такой продукт используется, как правило, как компонент автомобильных бензинов.

4. Керосино - газойлевая фракция используется как компонент дизельного топлива. Может служить сырьем каталитического крекинга.

1.3 Каталитический крекинг

Процесс каталитического крекинга предназначен для получения дополнительных количеств светлых нефтепродуктов - высокооктанового бензина и дизельного топлива из тяжелых фракций в присутствии катализатора. В качестве сырья чаще всего используется вакуумный дистиллят, получаемый при вакуумной перегонке мазута, а также дизельные фракции коксования термического крекинга и гидрокрекинга.

Продукцией установки каталитического крекинга являются:

1.Газ, содержащий незначительное, по сравнению с газом термического крекинга, количество непредельных углеводородов.

2.Бензин с октановым числом 80 - 85 по моторному методу. Этот бензин служит компонентом товарных автомобильных бензинов.

3.Легкий газойль - компонент дизельного топлива.

4.Фракция 280 - 420°С - сырье для получения технического углерода.

5.Тяжелый газойль - используется как компонент котельного топлива.

В качестве катализаторов используются алюмосиликатные катализаторы.

1.4 Каталитический риформинг

Для получения высокооктанового компонента бензинов или концентрата смеси индивидуальных ароматических углеводородов используется процесс каталитического риформинга; сырье - прямогонные бензиновые фракции, выкипающие от 60 - 90°С до 180°С. При получении бензола, толуола и ксилолов используются фракции, выкипающие соответственно в интервалах 62-85, 85-105, 105-140°С. Для предотвращения дезактивации катализатора в сырье не должно быть более 0,0001 - 0,0005% серы. Часто сырье предварительно подвергается гидроочистке для уменьшения в нем содержания серы.

Продуктами каталитического риформинга являются:

1. Газ, используемый как топливо для нефтезаводских печей.

2. Головка стабилизации, содержащая углеводороды Сз - Cs, служит сырьем газофракционирующих установок или используется как бытовой (сжиженный) газ.

Катализат - компонент высокооктанового бензина или сырье для установки экстракции ароматических углеводородов. Октановое число катализата 95 - 98 по исследовательскому методу.

Водородсодержащий газ (ВСГ) р 75 - 85% об. водорода, используется в процессах гидроочистки, гидрокрекинга, изомеризации.

Катализаторами процесса риформинга служат: платина (платформинг), платино - рениевые сплавы (ренийформинг).

Температура процесса 480 -510°С, давление 1,5 - 3,5 МПа.

1.5 Гидроочистка топлив

Проведение процесса гидроочистки ведет к улучшению качества, уменьшению содержания серы и повышению стабильности топливных дистиллятов, сырья каталитического крекинга. Процесс гидроочистки ведется в присутствии водород содержащего газа. Расход водорода на реакцию гидрирования сернистых, кислородсодержащих и непредельных углеводородов зависит от содержания этих соединений в сырье и обычно составляет от 0,3 до 1% масс, на сырье.

Продукты процесса гидроочистки:

1 .Очищенные от серу содержащих соединений фракции.

2. Бензин - отгон, используемый как компонент товарных бензинов - отличается низким октановым числом (50-55).

3.Сероводород, направляемый на производство серы или серной кислоты.

Катализаторами процесса гидроочистки являются люмокобальтмолибденовый и алюмоникельмолибденовый.

1.6 Переработка нефтяных газов

Переработка газов, получаемых на нефтеперерабатывающем заводе, заключается в очистке газа от примесей, сероводорода, низших меркаптанов, двуокиси углерода, его осушке и фракционировании.

Фракционирование газов позволяет получать фракции индивидуальных углеводородов высокой чистоты. Газофракционирующие установки (ГФУ) могут перерабатываться как смесь газов, так и отдельно газы с преимущественным содержанием предельных и непредельных углеводородов. переработка нефть крекинг риформинг

Продукцией ГФУ являются узкие фракции:

1. Этановая -- применяется как сырье пиролиза, в качестве хладагента на установках депарафинизации масел.

2. Пропановая или пропан - пропиленовая - применяется как бытовой газ, хладагент, сырье установок полимеризации и алкилирования.

3. Изобутановая - служит сырьем для алкилирования.

4. Бутановая или бутан - бутиленовая, которая используется как сырье для полимеризации и алкилирования.

5. Изопентановая, являющаяся сырьем для производства изопренового каучука, компонентом высокоонтановых бензинов.

6. Пентановая, применяемая как сырье процесса изомеризации.

Газообразные углеводородные фракции, получаемые на установке ГФУ,

могут быть использованы в качестве сырья для процессов полимеризации, алкилирования, изомеризации. Эти процессы позволяют получать компоненты высокооктановых бензинов.

1.7 Карбамидная депарафинизация дизельных топлив

Другим эффективным методом получения низкозастывающих топлив является процесс карбамидной депарафинизации.

Твердое кристаллическое вещество - карбамид при определенных условиях способно перестраивать свою кристаллическую структуру, при этом каждая его ячейка состоит из шести молекул карбамида (гесксагональная структура), и эти молекулы располагаются по спирали и повернуты друг к другу под углом 120°. При таком построении между молекулами карбамида образуется канал, в котором могут размещаться молекулы другого вещества. Диаметр этого канала составляет 4,9А. Комплекс с карбамидом могут образовывать углеводороды, молекулы и имеют поперечный диаметр, равный диаметру канала. Такими компонентами являются н-каналы.

В результате процесса карбамидной депарафинизации получают депарафинированный продукт с низкой температурой застывания и жидкий парафин, содержащий 85-92% н-алканов.

Температура проведения процесса 25-50°С. Разложение комплекса проходит при повышении температуры до 70-75°С. Массовое соотношение карбамида к сырью обычно поддерживается 1,5-2:1.

2.Расчетная часть

Вариант № 20

Исходные данные:

Мощность НПЗ - 18 000 000 тонн в год.

Количество котельных топлив, получаемых на НПЗ - 18%, битумов - 7% на перерабатываемую нефть.

Решение:

Принимаем технологическую схему НПЗ, указанную на рисунке 1.1. Составляем материальный баланс в тоннах отдельных процессов, начиная с АВТ.

АВТ

Взято:	%	тн
1. Обезвоженная и обессоленная нефть	100	18 000 000
Получено:
1. Сухой газ	0,1	18 000
2. Головка стабилизации	0,9	162 000
3. НК - 180єС	18,6	3 348 000
4. 180 - 350 єС	26	4 680 000
5. 350 - 500 єС	24,9	4 482 000
6. Выше 500єС	28,8	5 184 000
7. Потери	0,7	126 000
Итого:	100	18 000 000

Далее составляем материальный баланс процессов, сырьем для которых являются нефтяные фракции, идущие только с АВТ.

В выбранной технологической схеме НПЗ имеется две установки вторичной перегонки фракции бензина НК - 180єС. Общее количество этой фракции составляет 3 348 000тн. Производительность каждой установки вторичной перегонки бензина определяет сам исполнитель. В данном случае принимаем производительность установки вторичной перегонки, работающей на облагораживание бензина, равной 2 348 000 тн, на производство ароматических углеводородов - 1 000 000 тн.

Вторичная перегонка на облагораживание бензина

Взято:	%	тн
1. НК - 180 єС	100	2 348 000
Получено:
1. НК - 85 єС	25,4	596 392
2 85 - 180 єС	73,9	1 735 172
3. Потери	0,7	16 436
Итого:	100	2 348 000

Вторичная перегонка для производства ароматических углеводородов

Взято:	%	тн
1. Фр. НК - 180єС	100	1 000 000
Получено:
1. Фр. НК - 62 єС	16	160 000
2. Фр. 62 - 85 єС	13,7	137 000
3. Фр. 85 - 110єС	12,8	128 000
4. Фр. 110 - 140 єС	24,7	247 000
5. Фр. 140 - 180 єС	32,1	321 000
6. Потери	0,7	7 000
Итого:	100	1 000 000

4. Каталитический риформинг на облагораживание бензина

Взято:	%	тн
1. Фр. 85 - 180 єС	88	1 735 172
2. Фр. 140 - 180 єС	12	321 000
Итого:	100	2 056 172
Получено:
1. Денатурированный бензин	84,5	1 737 465
2. Водородсодержащий газ	11	226 178
(в т.ч. водород)	0,8	16 449
3. Головка стабилизации	4	82 246
4. Потери	0,5	10 280
Итого:	100	2 056 172

5. Каталитический риформинг для получения ароматических углеводородов

а) Секция получения бензола и толуола

Взято:	%	тн
1. Фр. 62 - 85 єС	52	137 000
2. Фр. 85 - 110 єС	48	128 000
Итого:	100	265 000
Получено:
1. Ароматический катализат	84	222 600
в т.ч. бензол	10,3	27 295
толуол	16	42 400
ароматические С8 и выше	4,7	12 455
рафинат	53	140 450
2. Водородсодержащий газ	11	29 150
( в т.ч. водород)	1	2 650
3. Головка стабилизации	4	10 600
4. Потери	1	2 650
Итого:	100	265 000

б) Секция каталитического риформинга для производства ксилолов

Взято:	%	тн
1. Фр. 110 - 140 єС	100	247 000
Получено:
1. Ароматический катализат	84	207 480
в т.ч. ксилолы	35,8	88 426
бензол	14,2	35 074
рафинат	34	83 980
2. Водородсодержащий газ	11	27 170
(в т.ч. водород)	0,8	1 976
3. Головка стабилизации	4	9 880
4. Потери	1	2 470
Итого:	100	247 000

6. Каталитический крекинг (1 -А)

Взято:	%	тн
1. Фр. 350 - 500 єС с АВТ	100	4 482 000
Получено:
1. Сухой газ	3,5	156 870
2. Жирный газ	14,5	649 890
3. Бензин (НК - 180 єС)	40	1 792 800
4. Легкий газойль (180 - 350 єС)	26	1 165 320
5. Тяжелый газойль (>350єС)	8,5	380 970
6. Кокс сжигаемый	6	268 920
7. Потери	1,5	67 230
Итого:	100	4 482 000

Прежде чем приступать к составлению материального баланса процесса замедленного коксования, необходимо произвести распределение гудрона между технологическими потоками, согласно выбранной схеме НПЗ ( рисунок 1.1). Гудрон, получаемый на АВТ, служит сырьем для процесса замедленного коксования, является компонентом котельного топлива. В соответствии с заданием выбранная технологическая схема НПЗ должна обеспечить получение битумов и котельных топлив в определенном объеме 7 и 18% соответственно на перерабатываемую нефть.

Составляем материальный баланс процесса производства битума. В соответствии с заданием на НПЗ должно получаться

(18 000 000 : 100) · 7 = 1 260 000 тн в год битумов различных марок.

При составлении материального баланса процесса производства битума необходимо определить, какое количество гудрона необходимо подвергнуть окислению, чтобы получить 1 260 000 тн битума.

7. Производство битума

Взято:	%	тн
1. Гудрон	100	1 312 500
Получено:
1. Битум	96	1 260 000
2. Отгон	3	39 375
3. Потери	1	13 125
Итого:	100	1 312 500

В соответствии с заданием на НПЗ должно получаться

(18 000 000 : 100) · 18 = 3 240 000 тн котельных топлив.

Принимаем, что в составе котельных топлив содержится 50% масс. гудрона. Следовательно, для обеспечения необходимого количества котельных топлив получается (3 240 000: 100) · 50 = 1 620 000 тн гудрона.

Таким образом, на производство необходимого количества котельных битумов требуется (1 620 000 + 1 312 500) = 2 932 500 тн гудрона.

На АВТ получается 5 184 000 тн гудрона (фр. 500 єС). Остальное количество гудрона в количестве 5 184 000 - 2 932 500 = 2 251 500 тн поступает на процесс замедленного коксования.

8. Замедленное коксование

Взято:	%	тн
1. Гудрон (> 500 °С) с АВТ	100	2 251 500
Получено:
1. Газ	9,5	213 893
2. Бензин (НК - 180єС)	15	337 725
3. Легкий газойль (180 - 350єС)	25	562 875
4. Тяжелый газойль (>350єC)	24	540 360
5. Кокс	25	562 875
6. Потери	1,5	33 772
Итого:	100	2 251 500

Далее составляем материальный баланс процесса гидроочистки дизельных топлив. Гидроочистке подвергаются фракции 180 - 350єС с АВТ, каталитического крекинга и замедленного коксования. Принимаем, что весь водород, образующийся на установках каталитического крекинга и замедленного коксования. Принимаем, что весь водород. Образующийся на установках каталитического риформинга, расходуется при гидроочистке дизельных топлив.

9. Гидроочистка дизельных топлив

Взято:	%	тн
1. Фр. 180 - 500єС с АВТ	72,2	4 680 000
2. Фр. 180 - 350єС с каталитического крекинга	18	1 165 320
3. Фр. 180 - 350єС с замедленного коксования	9,5	562 875
4. Водород с установок каталитического риформинга	0,3	21 075
Итого:	100	6 429 270
Получено:
1. Дизельное топливо	97	6 236 392
2. Бензин	1,5	96 439
3. Сероводород	1	64 292,7
4. Потери:	0,5	32 146,3
Итого:	100	6 429 270

Соотношение ДТ(Л) : ДТ(З) определяется исполнителем.

В данном случае на процесс карбомидной депарафинизации направляется 1 000 000 тн в год гидроочищенного дизельного топлива. Остальное количество (5 429 270 тн) является компонентом дизельного топлива летнего.

10. Карбамидная депарафинизация дизельного топлива

Взято:	%	тн
1. Гидроочищенное дизельное топливо	100	1 000 000
Получено:
1. Дизельное топливо (З)	82,5	825 000
2. Бензин	7	70 000
3. Сероводород	10	100 000
4. Потери	0,5	5 000
Итого:	100	1 000 000

11. Гидроочистка бензина замедленного коксования

Взято:	%	тн
1. Бензин	99,8	337 725
2. Водород со стороны	0,2	677
Итого:	100	338 402
Получено:
1. Гидроочищенный бензин	98,6	333 664
2. Газ	0,65	2 200
3. Сероводород	0,25	846
4. Потери	0,5	1 692
Итого:	100	338 402

Материальный баланс процесса сероочистки газов не составляется. Принимается, что весь сероводород, содержащийся в газовых потоках, извлекается и вместе с сероводородом, получающимся при гидроочистке, поступает на производство серы.

Зная содержание сероводорода в газовых потоках, а также количество сероводорода, получающееся при гидроочистке, определяем общее количество сероводорода:

? H₂S = Г_зк · б_зк + Г_кк · б_кк + H₂S_го

Для данного случая:

? H₂S = (213893*0,05)+(156870*0,08)+(649890*0,08)+125496+846=253320,3

Материальный баланс процесса газоразделения не составляется, если не требуется определить количество узких фракций.

Определяем количество каждого товарного нефтепродукта оформляется в виде таблицы.

1. Газ. При определении общего количества газа, получаемого на НПЗ, необходимо из соответствующих газовых потоков вычесть водород, использованный в процессе гидроочистки, и сероводород, попавший на получение серы.

Наименование процесса	Наименование потока	Количество, тн/год
1. АВТ	сухой газ	18 000
	головка стабилизации	162 000
2. Каталитический риформинг на облагораживание	водородсодержащий газ	209 730
	головка стабилизации	82 247
3. Каталитический риформинг
Секция «а»	водородсодержащий газ	26 500
	головка стабилизации	10 600
Секция «б»	водородсодержащий газ	25 194
	головка стабилизации	9 880
4. Каталитический крекинг	сухой газ	31 374
	жирный газ	597 899
5. Замедленное коксование	газ	203 199
6. Гидроочистка бензина	газ	2 199
Итого		1 378 822
%

2. Бензин

Наименование процесса	Наименование потока	Количество, тн/год
1. Вторичная перегонка на облагораживание	НК - 85єС	596 392
2. Вторичная перегонка на ароматику	НК - 62°С	160 000
3. Каталитический риформинг на облагораживание бензина	Дебутанизированный бензин	1 737 465
4. Каталитический риформинг на ароматику
Секция «а»	С8 и выше	12 455
	Рафинат	140 450
Секция «б»	Рафинат	83 980
5. Каталитический крекинг	Бензин	1 792 800
6. Гидроочистка дизельного топлива	Бензин	96 439
7. Гидроочистка бензина	Бензин	333 663
Итого:		4 953 644
%		27,5

3. Дизельное топливо

Наименование процесса	Наименование потока	Количество, тн/год
1. Гидроочистка	Компонент дизельного топлива	5 236 392
2. Карбамидная депарафинизация	Компонент дизельного топлива летнего	70 000
	Дизельное топливо зимнее	825 000
Итого		6 131 392
%		34

4. Котельное топливо

Наименование процесса	Наименование потока	Количество, тн/год
1. АВТ	Гудрон по расчету	1 620 000
2. Каталитический крекинг	Тяжелый газойль	380 970
3. Замедленное коксование	Тяжелый газойль	540 360
4. Производство битума	Отгон	39 375
Итого		2 580 705
%		14,3

5. Индивидуальные ароматические углеводороды

Наименование процесса	Наименование потока	Количество, тн/год
1. Каталитический риформинг
Секция «а»	Бензол	27 295
	Толуол	42 400
Секция «б»	Бензол	35 074
	ксилолы	88 426
Итого:		193 195
%		1,07

6. Кокс

Наименование процесса	Наименование потока	Количество, тн/год
1. Замедленное коксование	Кокс	562 875
%		3,1

7. Жидкие парафины

Наименование процесса	Наименование потока	Количество, тн/год
1. Карбамидная депарафинизация	Жидкие парафины	100 000
%		0,55

8. Элементарная сера

Наименование процесса	Наименование потока	Количество, тн/год
1. Производство серы	Сера элементарная	235 588
%		1,3

9. Битумы

Наименование процесса	Наименование потока	Количество, тн/год
1. Производство битума	битум	1 260 000
%		7

10. Потери

Наименование процесса	Наименование потока	Количество, тн/год
1. АВТ	Потери	126 000
2. Вторичная перегонка на бензин	Потери	16 436
3. Вторичная перегонка на ароматику	Потери	7 000
4. Каталитический риформинг бензина	Потери	10 281
5. Каталитический риформинг на ароматику
Секция «а»	Потери	2 650
Секция «б»	Потери	2 470
6. Каталитический крекинг	Потери	67 230
	Кокс сжигаемый	268 920
7. Производство битума	Потери	13 125
8. Замедленное коксование	Потери	33 772
9. Гидроочистка дизельного топлива	Потери	32 146
10. Карбамидная депарафинизация	Потери	5 000
11. Гидроочистка бензина	Потери	1 692
12. Производство серы	Потери	17 732
Итого:		604 454
%		3,35

Составляем материальный баланс НПЗ

Взято:	%	тн
1. Нефти обессоленная и обезвоженная	100	18 000 000
Получено:
1. Газ	7,6	1 378 822
2. Бензин	27,5	4 953 644
3. Дизельное топливо	34	6 131 392
4. Котельное топливо	14,3	2 580 705
5. Индивидуальные углеводороды	1,07	193 195
6. Кокс	3,1	562 875
7. Жидкие парафины	0,55	100 000
8. Сера элементарная	1,3	235 588
9. Битум	7	1 260 000
10. Потери	3,35	604 454
Итого:	100,0037	18 000 677

Избыточный материальный баланс объясняется тем, что для процесса гидроочистки бензина водород был взят со стороны (тн).

Рисунок 1.1 - Схема НПЗ

Список использованной литературы

1. М.н. Ахметшина, К.Г. Абдульминев «Основы нефтяного и газового дела». Учебное пособие. - Уфа: Изд-во УГНТУ. 2000 - 65 с.

2. П.Л. Ольков, Р.А. Фасхутдинов «Проектирование нефтеперерабатывающих заводов». Методическоие указания к проведению к проведению практических занятий». Уфа - 1991 г.

3. И.П. Гуреев, С.А. Ахметов Глубокая перерабока нефти. М.: Химия, 1992-224 с.

4. Е.В. Смидович. Технология переработки нефти и газа. = М.: Химия, 1980 - Ч.2. - 328с.

Размещено на Allbest.ru

...