Главная Коллекция "Revolution" Производство и технологии Проект установки газофракционирования производительностью 450 тысяч тонн в год

Проект установки газофракционирования производительностью 450 тысяч тонн в год

Выбор технологической схемы переработки нефти. Описание процесса газофракционирования. Система управления химико-технологическими процессами и строительные решения. Анализ опасных и вредных производственных факторов. Расчёт себестоимости продукции.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 31.07.2013
Размер файла 952,0 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

  • Введение
  • 1. Технико-экономическое обоснование
  • 2.Технологические решения
    • 2.1 Характеристика исходной нефти
    • 2.2 Выбор варианта и технологической схемы переработки нефти
    • 2.3 Характеристика установок по переработке нефти
    • 2.4 Материальный баланс предприятия
      • 2.4.1 Материальный баланс НПЗ с глубокой переработкой нефти
      • 2.4.2 Сводный материальный баланс НПЗ с глубокой переработкой нефти
    • 2.5 Описание технологического процесса газофракционирования
      • 2.5.1 Характеристика сырья газофракционирующей установки
      • 2.5.2 Теоретические основы процесса
      • 2.5.3 Характеристика процесса
      • 2.5.4 Основные химические реакции
      • 2.5.5 Влияние основных технологических параметров на конечные результаты процесса
      • 2.5.6 Технологическая схема ГФУ
      • 2.5.7 Характеристика продуктов процесса и их применение
    • 2.6 Выбор основного оборудования
      • 2.6.1 Обоснование выбора типа основных аппаратов и оборудования установки
    • 2.7 Расчет основного оборудования
      • 2.7.1 Расчет изобутановой колонны газофракционирующей установки
      • 2.7.2 Расчет кубового остатка (испарителя)
      • 2.7.3 Расчет воздушного холодильника-конденсатора паров и-C4 H10
  • 3. Система управления химико-технологическими процессами
    • 3.1 Выбор и обоснование параметров автоматического контроля, регулирования, управления и сигнализации
    • 3.2 Выбор и обоснование приборов и средств автоматизации
  • 4. Строительные решения
    • 4.1 Выбор района строительства
    • 4.2 Объемно-планировочные и конструктивные решения зданий и сооружений
    • 4.3 Размещение оборудования
  • 5. Генеральный план и транспорт
    • 5.1 Размещение установки на генеральном плане
    • 5.2 Присоединение установки к инженерным сетям
    • 5.3 Вертикальная планировка и водоотвод с площадки
    • 5.4 Транспорт
    • 5.5 Благоустройство и озеленение промышленной площадки
  • 6. Безопасность и экологичность проекта
    • 6.1 Безопасность проекта
      • 6.1.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов проектируемой газофракционирующей установки
      • 6.1.2 Общая характеристика опасности проектируемой газофракционирующей установки
      • 6.1.3 Безопасность производственной деятельности
      • 6.1.4 Производственная санитария и гигиена труда
      • 6.1.5 Противопожарные мероприятия
    • 6.2 Экологичность проекта
      • 6.2.1 Охрана атмосферного воздуха
      • 6.2.2 Охрана естественных водоемов и рациональное использование водных ресурсов
      • 6.2.3 Утилизация отходов, защита почвы от загрязнений
      • 6.2.4 Благоустройство и озеленение санитарно-защитной зоны и территории предприятия
    • 6.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях
  • 7. Планирование производства
    • 7.1 Режим работы цеха, эффективный фонд работы оборудования
    • 7.2 Расчёт стоимости основных производственных фондов
      • 7.2.1 Расчёт стоимости зданий и сооружений
      • 7.2.2 Расчёт стоимости технологического оборудования, транспортных средств, инструмента и инвентаря
    • 7.3 Расчёт текущих затрат
      • 7.3.1 Расчёт численности персонала
      • 7.3.2. Расчет фондов заработной платы персонала
      • 7.3.3 Планирование себестоимости продукции
      • 7.3.4 Расчёт себестоимости продукции
      • 7.3.5 Планирование прибыли
  • Библиографический список

Введение

Нефть и газ относятся к основным невосполняемым источникам энергии. В настоящее время добыча газа в общем энергопотреблении по сравнению с другими источниками энергии максимальна. Потребление нефти в общем мировом энергетическом балансе немного упало, но продолжает играть решающую роль, поэтому сохраняют актуальность вопросы технологии переработки нефти.

За истекшие годы существенно изменился облик нефтеперерабатывающей промышленности: значительно увеличились единичные мощности установок, увеличились степени извлечения целевых компонентов, произошли качественные перемены в технологии и конструктивном оформлении процессов, достигли широкого внедрения современные средства автоматизации.

Одной из ключевых задач развития нефтеперерабатывающей промышленности является повышение глубины переработки нефти за счёт увеличения доли вторичных процессов. К числу вторичных процессов переработки нефти относится процесс газофракционирования предельных газов.

За последние полтора десятилетия переработка углеводородных газов развивалась быстрыми темпами и в настоящее время она оказывает влияние на отрасли народного хозяйства и является большим комплексом материального производства.

1. Технико-экономическое обоснование

Как подтвердили экономические исследования рентабельнее транспортировать сырье (нефть) к месту концентрированного потребления нефтепродуктов, чем перевозить нефтепродукты с заводов, расположенных вблизи промыслов. Поэтому нефтеперерабатывающий завод располагаем непосредственно в районах с высокой плотностью потребления нефтепродуктов. Ростовская область - это развитая промышленная зона, нуждающаяся в нефтепродуктах. Основное назначение проектируемого НПЗ - обеспечение продуктами НПЗ не только Ростовской области, но и прилегающих к ней территорий чему способствует развитая транспортная инфраструктура области.

Нефтеперерабатывающий завод, в состав которого входит проектируемая газофракциониующая установка, является предприятием топливного направления, перерабатывающий Марковскую нефть (скважина №9). Данная нефть отличается малой плотностью, отсутствием асфальтенов, малым содержанием силикагелевых смол, твердых парафинов и масляных фракций.

Установка газофракционирования относится к установкам, на которых происходят вторичные процессы переработки нефти. Мощность установки по продукту 450 тыс. тонн/год. Установка предназначена для переработки нестабильных головок, получаемых на установке атмосферно-вакуумной перегонки нефти (АВТ), а также жирных газов риформинга с получением следующих продуктов:

- сухого газа (используется как топливо в технологических печах);

пропановой фракции (используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент для многих технологических установок);

изобутановой фракции (служит сырьем для установок алкилирования и производства синтетического каучука);

н-бутановой фракции (применяется как сырье пиролиза, производства синтетического каучука, в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров, в летнее время используется как компонент бытового сжиженного газа);

- фракции С5 и выше (применяется как компонент автобензина).

Перспективное увеличение потребности в углеводородных газах обосновано маркетинговыми исследованиями. Углеводородные газы НПЗ являются ценным сырьем для нефтехимических процессов и используются как энергетическое и бытовое топливо. Особенно рентабельным с экономической точки зрения является выпуск сжиженного газа для коммунально-бытового потребления. Также значительно расширилось применение сжиженных углеводородных газов в автотранспорте с целью экономии бензина.

Резюмируя выше сказанное, можно сделать вывод о том, что данный проект является эффективным как с технической точки зрения, так и с экономической.

2. Технологические решения

2.1 Характеристика исходной нефти

Сырьем для нефтеперерабатывающего завода является нефть Марковского месторождения.

Для выбора варианта и схемы переработки нефти приводится её характеристика. Характеристика марковской нефти приводится в виде таблиц, взятых из пособия [5]. В характеристике нефти приводятся: физико-химические свойства, характеристика фракций, выкипающих до 200 С, их групповой углеводородный состав, характеристика легких керосиновых дистиллятов, характеристика дизельных топлив и компонентов, свойств, определяющих шифр нефти и состав по истинным температурам кипения (ИТК).

По материалам этих таблиц устанавливается шифр нефти, по технологической классификации по ОСТ 38.01197, являющейся основой для выбора варианта и схемы переработки нефти.

Таблица 2.1- Физико-химическая характеристика Марковской нефти №9

№ п/п

Наименование показателей

Значение

1

2

3

1

Плотность при 20 0С ,кг/м3

737,6

2

Кинематическая вязкость, мм2/с:

при 20 0С

0,97

0,72

при 50 0С

3

Температура застывания:

(с термообработкой), 0С

(без термообработки), 0С

-

<60

4

Содержание, % масс.

- общей серы

0,004

- азота

0,002

- сернокислотных смол

-

- силикагелевых смол

0,19

- асфальтенов

Следы

- парафина

-

- нафтеновых кислот

-

- фенолов

-

5

Кислотное число, мг КОН на 1 кг. нефти

0,07

6

Коксуемость, %

-

7

Зольность, %

0,0074

8

Температура вспышки в закрытом тигле, 0С

<-36

9

Выход фракций, в % весовых:

до 200 °С

до 300 °С

до 350 °С

75,8

95,7

-

Таблица 2.2 - Характеристика фракций, выкипающих до 200 С

Таблица 2.3- Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 С

Температура отбора,С

Выход на (нефть), % масс.

p420,

кг/м3

nD20

Содержание углеводородов, % масс.

аромати-ческих

нафтеновых

парафиновых

всего

нормального строения

изостроения

28-60

5,3

0,6490

1,3750

0

6

94

44

50

60-95

16

0,6880

1,3880

3

12

85

37

48

95-122

16,2

0,7140

1,4018

5

14

81

30

51

122-150

15

0,7380

1,4118

11

9

80

29

51

150-200

21,8

0,7632

1,4240

12

12

76

27

49

28-200

74,3

0,7265

1,4065

7

11

82

33

49

Таблица 2.4- Характеристика лёгких керосиновых дистиллятов

Темпе-ратура отбора,С

Выход на нефть,% мас.

20,

кг/м3

Фракционный состав

20,

сСТ

Температура, С

Теплота сгорания, ккал/кг

Содержание % масс.

Начала кристал-ии

Вспы-шки

Арома-тических УВ

серы

Начало

кипения

10%

50%

90%

98%

120230

46

0,758

124

127

155

206

238

1,07

-60

-

10484

4

следы

Таблица 2.5- Характеристика дизельных топлив и компонентов

Темпера-тура отбора,С

Выход на нефть,% мас.

Цетановое число

Фракционный состав, % масс.

420,

кг/м3.

20,

сСТ

50,

сСТ

Температура, С

Содержание серы,%мас.

10%

50%

90%

98%

Застыва-ния

Помут-нения

150-320

42,7

50

170

198

262

300

0,7769

1,4

0,9

-52

<-25

следы

200-320

20,9

55

210

228

274

303

0,7950

2,8

1,7

-38

<-25

0,01

240-320

10,7

>57

250

258

286

307

0,8042

4,87

2,4

-27

<-25

0,02

Таблица 2.6- Свойства, определяющие шифр Марковской нефти

Наименование

Значение

1

2

1.Содержание серы

-в нефти

-в бензине /фр. нк-200 С/

-в керосине /фр. 120-240 С/

-в дизтопливе /фр. 200-350 С/

0,004

0,01

следы

0,02

Класс нефти

1

2.Выход фракций до 350С, % мас.

96,7

Тип нефти

1

3.Суммарное содержание базовых масел,

% мас. не более

-на нефть

3,3

Группа нефти

4

4.Индекс вязкости масел

<85

Подгруппа

4

5.Содержание парафина в нефти, % мас.

0

Вид нефти

1

Вид нефти

1

6.Шифр нефти

К1Т1Гр4Пг4В1

7.Содержание воды, % мас.

0,5ч1

8.Содержание солей, мг/л

3ч5

Таблица 2.7- Состав Марковской нефти №9 по ИТК

№ фракции

Пределы кипения

фракций, °С.

Выход фракций, % мас.

отдельной фракции

суммарный

1

2

3

4

1

до 28(газ до С?)

1,5

1,5

2

28-64

6,5

8

3

64-70

1,7

9,7

4

70-82

4,2

13,9

5

82-88

3,6

17,5

6

88-97

7,2

24,7

7

97-108

5,5

30,2

8

108-118

5,1

35,3

9

118-125

5,2

40,5

10

125-136

4,7

45,2

11

136-145

5

50,2

12

145-152

5,1

55,3

13

152-164

5,2

60,5

14

164-173

4,4

64,9

15

173-187

5,6

70,5

16

187-202

5,5

76

17

202-226

6

82

18

226-245

5,3

87,3

19

245-275

5,4

92,7

20

275-320

4

96,7

21

Остаток

3,3

100

2.2 Выбор варианта и технологической схемы переработки нефти

Исследование нефти с целью ее последующей классификации проводится для оценки потенциальных возможностей производства различных нефтепродуктов из данной нефти и выбор рациональной схемы ее переработки

Существует несколько вариантов технологических схем переработки нефти. В общем виде эти схемы могут быть сведены к трем-четырем основным типам:

топливная с неглубокой переработкой нефти;

топливная с глубокой переработкой нефти

топливно-масляная;

топливно-нефтехимическая.

Схема нефтеперерабатывающего завода определяется потребностью в нефтепродуктах определённого ассортимента, качеством перерабатываемой нефти, стоянием разработки технологических процессов. Решающим фактором является потребность в нефтепродуктах того района, где находится предприятие. Кроме того, балансом производства и потребления нефтепродуктов предусматривается их перевозки с минимумом затрат.

Марковская нефть по технологической классификации нефтей, согласно ГОСТ 912-66, имеет шифр: 1.1.4.4.1, то есть относится к малосернистым , имеет выход фракций до 350°С - 96,7%, имеет низкое содержание базовых масел, содержание парафинов - менее 1,5%.

По классификации Марковской нефти видно, что она пригодна для переработки по топливному варианту. В данном случае выбрана схема завода по топливному варианту с глубокой переработкой нефти.

3авод имеет в своём составе установки первичной и вторичной переработки: из первичной - это обессоливание, обезвоживание нефти, перегонка на выделением бензиновой, керосиновой, дизельной фракций; вторичной перегонки - когда бензиновая фракция делится на три узкие фракции, одна из них направляется на изомеризацию, вторая - на установку каталитического риформинга для получения бензола, толуола, третья - (тяжёлый бензин) подвергается каталитическому риформированию в режиме производства высокооктанового бензина. Керосиновая и дизельная фракции очищаются от сернистых соединений на установке гидроочистки; часть дизельной фракции депарафинизируется с получением жидких парафинов С10-С20 и зимнего дизельного топлива.

Газовые потоки AT и риформинга поступают на ГФУ для получения товарных сжиженных газов - пропана, н- бутана, изо-бутана и т.д.

Тяжёлый остаток AT - мазут - выпускается как товарное котельное топливо, а часть - как сырьё для битумной установки (для получения гудрона, который далее окисляется до битума) [1,2,4].

Рисунок 1 - Схема завода по топливному варианту с глубокой переработкой нефти

2.3 Характеристика установок по переработке нефти

1. Нефть сырая из резервуаров хранения поступает на установку ЭЛОУ-АВТ, которая является головной.

В состав установки входят:

1) электрообессоливание и обезвоживание нефти;

2) атмосферная перегонка и стабилизация бензина;

3) вакуумная перегонка остатка;

4) блок утилизации дымовых газов.

Процесс производится с помощью физико-химических методов: обессоливание, обезвоживание, очистки от сернистых соединений; физических методов: ректификации, теплообмена. Для перегонки используют одноступенчатые трубчатые установки. Вначале перегонку ведут при атмосферном давлении с выделением бензиновой и других высококипящих фракций; остаток - мазут - перегоняют в вакууме во избежания расщепления углеводородов при действии высокой температуры. Установка предназначена для получения из нефти дистиллятов бензина, керосина, дизельного топлива, гудрона. Кроме этих продуктов на установке получаются сухой и жирный газы, сжиженный газ.

2. Сырьём установки каталитического риформинга и экстракции ароматических углеводородов являются фракции отбираемые в пределах 62-85С и 85-105С. Процесс предназначен для получения ароматических углеводородов (главным образом бензола, толуола), важное значение имеет побочный продукт-водородсодержащий газ. Сырьё с блока риформинга вводится в экстрактор,в верхнюю часть которого подаётся экстрагент. Из нижней части экстрактора насыщенный углеводородами растворитель поступает в отпарную колонну, где осуществляется процесс экстрактивной ректификации.

3. Прямогонные бензиновые фракции (85-105С,105-140С,140-180С) являются сырьём установки каталитического риформинга. Процесс заключается в ароматизации бензиновых фракций происходящих в результате реакций каталитического преобразования нафтеновых и парафиновых углеводородов в ароматические, при этом значительно возрастает октановое число. Выход высокооктанового компонента бензина составляет 80-88% (масс.), его октановое число 80-85 (моторный метод) против 30-40 для сырья. Применяется активный биметаллический платино-рениевый катализатор, имеющий форму цилиндров. Продуктами каталитического риформинга являются:

а) стабильный катализат - служит компонентом товарного автобензина;

б) водородсодержащий газ - используется на установках гидроочистки дизельного топлива, гидроочистки керосина, изомеризации углеводородов, каталитического крекинга;

в) нестабильная головка - является сырьём газофракционирующей установки;

г) углеводородный газ.

4. В качестве сырья установки гидроочистки керосина используется прямогонная керосиновая фракция. Установка спроектирована для понижения содержания серы в сырье - керосине - с 0,166 до менее 0,001% (масс.). Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция. Кроме того получаются небольшие количества низкооктановой бензиновой фракции.

5. В качестве исходного дистиллята гидроочистки дизельного топлива используются керосин-газойлевые фракции с температурами выкипания 180 - 230, 230 - 350С (метод разгонки стандартный), дистилляты вторичного происхождения газойли коксования). Процессы протекают в среде водорода, на стационарном катализаторе (алюмокобальтмолибденовом), путём удаления серы, кислорода, смолистых соединений, непредельных соединений. Процесс гидроочистки повышает стабильность топлив, снижает коррозионную активность ,улучшает цвет и запах. Побочными продуктами процесса являются низкооктановый бензин, углеводородный газ, сероводород.

6. Сырьём установки карбамидной депарафинизации дизельного топлива является гидроочищенное диз.топливо. Процесс предназначен для получения зимних и арктических дизельных топлив с требуемыми температурами застывания (зимнее - имеет температуру застывания минус 40С, арктическое - минус 60С) и низкотемпературными свойствами, также процесс предназначен для получения низкоплавких парафинов. В процессе карбамидной депарафинизации используется водный, насыщенный при 70С раствор карбамида в смеси воды и изопропанола. Особенностью реакции комплексообразования в таких условиях является быстрое уменьшение концентрации карбамида за счёт его вступления в комплекс с нормальными парафиновыми углеводородами исходного сырья. Поэтому комплексообразование проводят в переменном температурном режиме.

7. Процесс газофракционирующей установки предельных газов предназначен для получения индивидуальных лёгких углеводородов. Источником углеводородных газов являются газы, выделившиеся при первичной перегонки на установке АВТ и каталитического риформинга. Газы первичной перегонки проходят очистку 15% раствором МЭА от сероводорода (процесс абсорбции). Очищенная смесь углеводородных газов и головка каталитического риформинга подаются на блок ректификации, где выделяются узкие углеводородные фракции:

а) пропановая - используется как бытовой сжиженный газ, применяется в качестве хладагента и сырья для пиролиза;

б) изобутановая - применяется в качестве сырья для производства синтетического каучука;

в) бутановая - используется как бытовой сжиженный газ, добавляется к автомобильным бензинам для повышения давления паров;

г) изопентановая - служит компонентом высокооктановых бензинов;

д) пентановая - является сырьём для процессов изомеризации;

е) сухой газ - выводится в топливную сеть;

ё) газовый бензин (С5 и выше) - компонент высокооктановых бензинов.

8. В качестве исходного сырья на установке изомеризации используется пентановая фракция, выделенная на ГФУ предельных газов, бензиновая фракция н.к.-62С, полученная на установке АВТ. В качестве водорода подпитки используется водородсодержащий газ с установки кат.риформинга. Установка изомеризации состоит из двух блоков - ректификации и изомеризации. В блоке ректификации сырьё предварительно разделяется на пентановые и гексановые фракции, направляемые на изомеризацию, после которой проводится стабилизация полученного продукта и выделение из него товарных изопентана и изогексана. В блоке изомеризации получают изомеризаты. Процесс изомеризации осуществляется в реакторе со стационарным слоем катализатора (бифункциональный, содержащий платину на кислотном носителе) в паровой фазе при давлении и циркуляции ВСГ. Достижение полного превращения н-пентана в изопентан осуществляется путём рециркуляции непревращённого н-пентана. Целевые продукты изомеризации (изопентан и изогексан) используются для производства высокооктановых компонентов бензинов, а также сырья для нефтехимической промышленности.

9. Сырьем установки ВТ-битумная является подготовленный для окисления гудрон, мазут с установки АВТ. В состав установки входят: блок вакуумной перегонки мазута и блок окисления гудрона. В блоке ВТ принята одноколонная схема вакуумной переработки мазута, обеспечивающая получение гудрона, удовлетворяющего по качеству требованиям, предъявляемым к сырью для производства битумов методом окисления. Технологическая схема битумного блока - двухпоточная, что дает возможность одновременно получать разные марки битумов: строительные и дорожные. Отработанные газы окисления, состоящие из азота, водяных паров, диоксида и оксида углерода, остаточного кислорода и органических веществ, выводят из окислительного аппарата на термическое обезвреживание - сжигание.

10. Сырьем установки производства серы служит сероводород выделенный на установках в процессе переработки нефти. Сероводород выделяют с помощью 15%-ного водного раствора моноэтаноламина из соответствующих потоков с установок гидроочистки и гидрокрекинга. На установке производства серы смонтирован блок регенерации сероводорода из насыщенных растворов моноэтаноламина. Регенерированный моноэтаноламин возвращается на установки гидроочистки, где вновь используется для извлечения сероводорода. Основные стадии процесса производства серы и технического сероводорода: термическое окисление сероводорода кислородом воздуха с получением серы и диоксида серы; взаимодействие диоксида серы с сероводородом в реакторах (конвекторах), загруженных катализатором. Продукт установки - элементарная сера с её содержанием не менее 99,98 % (масс.) [1,2,4,6].

Поточная схема НПЗ по топливному варианту с глубокой переработкой нефти приведена на графическом листе 1.

2.4 Материальный баланс предприятия

Руководствуясь данными научно - исследовательских институтов и материалами типовых, повторно применяемых и индивидуальных проектов технологических установок, составляем схему материальных потоков предприятия.

2.4.1 Материальный баланс НПЗ с глубокой переработкой нефти

Таблица 2.8 - Материальный баланс НПЗ по топливному варианту с глубокой переработкой нефти

№ п/п

Процессы и продукты

% на сырье

установки

% на нефть

тыс. тонн/год

1

2

3

4

5

1

Обессоливание нефти

Поступило:

нефть сырая

101,000

101,000

11677,801

Получено:

нефть обессоленная

100,000

100,000

11562,179

вода и соли

1,000

1,000

115,622

ВСЕГО

101,000

101,000

11677,801

2

Атмосферно-вакуумная перегонка

Поступило:

нефть обессоленная

100,000

100,000

11562,179

Получено:

газ и головка стабилизации

1,500

1,500

173,433

фракция н.к. - 62 оС

6,200

6,200

716,856

фракция 62-85 оС

8,300

8,300

959,662

фракция 85-105 оС

12,700

12,700

1468,398

фракция 105-140оС

19,300

19,300

2231,503

фракция 140-180оС

20,000

20,000

2312,438

фракция 180-230оС

15,500

15,500

1792,140

фракция 230-320оС

13,200

13,200

1526,209

мазут

2,600

2,600

300,617

потери

0,700

0,700

80,935

ВСЕГО

100,000

100,000

11562,191

3

Каталитический риформинг и экстракция ароматики

Поступило:

фракция 62-85 оС(100%)

56,655

8,300

959,662

фракция 85-105 оС(50%)

43,345

6,350

734,199

ВСЕГО

100,000

14,650

1693,861

Получено:

бензол

11,800

1,729

199,910

толуол

11,900

1,743

201,529

сольвент

3,000

0,439

50,758

рафинат

56,000

8,204

948,562

водородсодержащий газ

5,000

0,732

84,635

головка стабилизации

5,000

0,732

84,635

газ

6,000

0,879

101,632

потери

1,300

0,190

21,968

ВСЕГО

100,000

14,648

1693,630

4

Каталитический риформинг

Поступило:

фракция 85-105 оС(50%)

19,126

6,350

734,199

фракция 105-140оС(100%)

58,130

19,300

2231,503

фракция 140-180оС(35%)

21,084

7,000

809,353

бензины-отгоны гидроочистки

1,660

0,551

63,708

ВСЕГО

100,000

33,201

3838,763

Получено:

катализат

83,000

27,557

3186,173

водородсодержащий газ

5,000

1,660

191,938

в том числе водород

1,100

0,365

42,226

головка стабилизации

5,000

1,660

191,938

газ

6,000

1,992

230,326

потери

1,000

0,332

38,388

ВСЕГО

100,000

33,201

3838,763

5

Гидроочистка керосина

Поступило:

фракция 140-180оС(65%)

56,338

13,000

1503,085

фракция 180-230оС(65%)

43,662

10,075

1164,891

водородсодержащий газ

1,200

0,277

32,016

в том числе водород

0,300

0,069

8,004

ВСЕГО

101,200

23,352

2699,991

Получено:

гидроочищенный керосин

97,200

22,429

2593,272

бензин-отгон

1,500

0,346

40,020

сероводород

0,100

0,023

2,668

газ

2,000

0,462

53,360

потери

0,400

0,092

10,672

ВСЕГО

101,200

23,352

2699,991

6

Гидроочистка дизельных фракций

Поступило:

фракция 180-230оС(35%)

29,127

5,425

627,249

фракция 230-320оС(100%)

70,871

13,200

1526,209

водородсодержащий газ

1,700

0,317

36,609

в том числе водород

0,400

0,075

8,614

ВСЕГО

101,698

18,942

2190,067

Получено:

гидроочищенное дизельное топливо

97,100

18,085

2091,049

бензин-отгон

1,100

0,205

23,702

сероводород

0,800

0,150

17,343

газ

2,300

0,428

49,486

потери

0,400

0,074

8,556

ВСЕГО

101,700

18,942

2190,137

7

Карбамидная депарафинизация дизельного топлива

Поступило:

гидроочищенное дизельное топливо

100,000

10,000

1156,219

Получено:

дизельное топливо зимнее

85,000

8,500

982,786

промежуточная фракция

9,100

0,910

105,216

парафин жидкий

5,000

0,500

57,811

потери

0,900

0,090

10,406

ВСЕГО

100,000

10,000

1156,219

8

Газофракционирование предельных газов

Поступило:

газ и головка атмосферно-вакуумной перегонки

38,541

1,500

173,433

головка каталитического риформинга

61,459

2,392

276,568

ВСЕГО

100,000

3,892

450,000

Получено:

пропан

21,600

0,841

97,200

изобутан

16,100

0,627

72,450

н-бутан

33,000

1,284

148,500

изопентан

8,600

0,335

38,700

н-пентан

11,000

0,428

49,500

газовый бензин

1,800

0,070

8,100

газ

6,500

0,253

29,250

потери

1,400

0,054

6,300

ВСЕГО

100,000

3,892

450,000

9

Изомеризация

Поступило:

фракция н.к. - 62 оС(100%)

93,541

6,200

716,856

н-пентан с ГФУ

6,457

0,428

49,486

водородсодержащий газ

1,100

0,073

8,440

в том числе водород

0,200

0,013

1,503

ВСЕГО

101,098

6,701

774,782

Получено:

изопентан

69,800

4,626

534,867

изогексан

26,300

1,743

201,529

газ

4,000

0,265

30,640

потери

1,000

0,066

7,631

ВСЕГО

101,100

6,700

774,667

10

Производство битумов

Поступило:

мазут

100,000

2,600

300,617

поверхностно-активные вещества

5,000

0,130

15,031

ВСЕГО

105,000

2,730

315,648

Получено:

битумы дорожные

72,700

1,890

218,549

битумы строительные

26,400

0,686

79,363

отгон

2,000

0,052

6,012

газы окисления

2,900

0,075

8,718

потери

1,000

0,026

3,006

ВСЕГО

105,000

2,730

315,648

11

Производство серы

Поступило:

сероводород

100,000

0,173

20,003

Получено:

сера элементарная

97,000

0,168

19,403

потери

3,000

0,005

0,600

ВСЕГО

100,000

0,173

20,003

2.4.2 Сводный материальный баланс НПЗ с глубокой переработкой нефти

Таблица 2.9 - Сводный материальный баланс НПЗ при работе по топливному варианту с глубокой переработкой нефти

Компоненты

в % (масс.)на нефть

на сырье установки

Поступило:

нефть обессоленная

100,000

11562,180

поверхностно-активные вещества на производство битума

0,130

15,031

ВСЕГО

100,130

11577,211

Получено:

Автомобильный бензин, в том числе:

42,619

4927,672

катализат риформинга

27,557

3186,170

рафинат от производства ароматических уг леводородов

8,204

948,561

изопентан

4,361

504,227

изогексан

1,743

201,529

бутан

0,684

79,085

газовые бензины

0,070

8,100

Керосин гидроочищенный

22,429

2593,270

Дизельное топливо летнее, в том числе:

8,995

1040,045

гидроочищенное дизельное топливо

8,085

934,830

промежуточная фракция депарафинизации

0,910

105,216

Дизельное топливо зимнее

8,500

982,785

Ароматические углеводороды, в том числе:

3,911

452,197

бензол

1,729

199,910

толуол

1,743

201,529

сольвент

0,439

50,758

Сжиженные газы, в том числе:

2,668

308,479

пропан

0,841

97,200

изобутан

0,627

72,450

н-бутан

0,600

69,373

изопентан

0,600

69,373

Жидкий парафин

0,500

57,811

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены