Промышленная переработка нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Выбор и обоснование способа производства

2. Технологическая часть

2.1 Назначение и характеристика готовой продукции

2.2 Характеристика, назначение сырья и исходных материалов

2.3 Физико-химические основы процесса

2.4 Краткое описание технологической схемы производства

2.5 Описание проектируемой фазы

2.6 Отходы производства и их использование

2.7 Охрана окружающей среды

2.8 Техника безопасности и противопожарной безопасности на фазе

3. Расчетная часть

3.1 Расчет материального баланса производства

3.2 Технологический расчет оборудования

3.3 Компоновка основного оборудования в рабочем помещении

4. Экономическое обоснование проекта

4.1 Расчет капитальных затрат

4.2 Расчет численности персонала и годового фонда зарплаты

4.3 Расчет стоимости сырья, материалов, полуфабрикатов

4.4 Определение потребности в энергии различных видов для технологических целей

4.5 Составление и расчет сметы цеховых расходов

4.6 Составление плановой калькуляции себестоимости

Заключение

Введение

История развития, перспективы. Значение производимой продукции.

Нефть - это природный жидкий горючий минерал, представляющий собой сложную смесь жидких углеводородов, в которой также растворены твердые углеводороды и смолистые вещества. Часто в ней растворены также и газообразные предельные углеводороды. Кроме того, она содержит сернистые, кислородные и азотистые органические соединения.

До середины Х 1Х века нефть добывалась в небольших количествах. Бурный рост промышленности в связи с широким использованием паровых машин привел к значительному возрастанию спроса на нефть. В 1900 году мировая добыча нефти уже равнялась 20 млн. тонн. На рубеже Х 1Х - ХХ веков были изобретены дизельный и бензиновый двигатели внутреннего сгорания. Их внедрение в практику привело к быстрому и неуклонному росту нефтедобычи и развитию нефтеперерабатывающей промышленности. В 1950 году мировая добыча нефти составляла уже 500млн.тонн.

Нефть и природный газ являются основой мирового топливно-энергетического баланса. Доля нефти в энергетике передовых стран составляет 43,6%, на долю природного газа приходится 22,7%, атомной энергии -10,8%. Продукты переработки нефти и газа широко используются во всех отраслях промышленности, сельского хозяйства, на транспорте. Из нефти вырабатывается огромный ассортимент жидкого топлива: бензины, керосины, реактивные и дизельные топлива, различные масла и смазочные материалы, битумы, мазуты, парафины и многое другое. Огромно значение углеводородных газов, ароматических углеводородов, жидких и твердых парафинов и других продуктов, выделяемых из нефти для дальнейшей химической переработки.

Промышленная переработка нефти началась в середине Х 1Х века. И, если вначале целевыми продуктами были в основном осветительный керосин и масла, то научно-технический прогресс, выдвинувший на передний план двигатель внутреннего сгорания, потребовал большого количества бензина и дизельного топлива. Для увеличения глубины извлечения этих фракций была создана установка под названием "атмосферная трубчатка", сочетающая огневой нагреватель (трубчатую печь) и ректификационную колонну. Сырая нефть прокачивалась через змеевик трубчатой печи, который обогревался факелом пламени мазута, сжигаемого в специальных форсунках.

После разгонки в ректификационной колонне получались следующие фракции: бензиновая, керосиновая, соляровая и мазут. Позже с целью увеличения выхода светлых продуктов атмосферная разгонка мазута была замещена вакуумной, что позволило получать вакуумные газойли и гудрон.

1. Выбор и обоснование способа производства

Методы переработки нефти. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным, относят процессы разделения нефти на фракции, когда используют ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов. Ко вторичным методам относят процессы деструктивной переработки нефти и газа. Процессы деструктивной переработки нефти предназначены для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия.

На современных НПЗ основным первичным процессом служит разделение нефти на фракции, то есть перегонка. При нагревании такой сложной смеси, как нефть, в паровую фазу прежде всего переходят низкокипящие компоненты, обладающие высокой летучестью. Частично с ними уходят высококипящие компоненты, однако концентрация низкокипящего компонента в парах всегда больше, чем в кипящей жидкости. По мере отгона низкокипящих компонентов, остаток обогащается высококипящими. Поскольку давление насыщенных паров высококипящих компонентов при данной температуре ниже внешнего давления, кипение может прекратиться. Чтобы сделать кипение безостановочным, жидкий остаток непрерывно подогревают. При этом в паровое пространство переходят все новые и новые компоненты со все возрастающими температурами кипения. Отходящие пары конденсируются, конденсат отбирают по интервалам температур кипения компонентов в виде отдельных нефтяных фракций.

Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в равновесии с жидкой фазой и при заданной температуре парожидкостная смесь покидает подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последние представляют собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой и выводится сверху. Пары проходят конденсатор - холодильник, где конденсируются, а образовавшийся конденсат охлаждается и стекает в приемник. Жидкая фаза выводится снизу испарителя, охлаждается в холодильнике и направляется в соответствующий приемник.

Таким образом, при перегонке с однократным испарением образующаяся паровая фаза находится в состоянии равновесия с жидкой фазой и лишь при определенной температуре их разделяют. При этом температура паровой и жидких фраз одна и та же.

Четность разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая, по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением, так как и в парах и в жидкости содержатся практически все фракции исходной нефти.

Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более однократных процессов изменения фазового состояния нефти, то есть однократных испарений. При каждом из них образовавшиеся пары отделяются от жидкого остатка, последний подвергается дальнейшему нагреву и вновь образовавшиеся пары снова отделяются от жидкой фазы, таким образом, нефть нагревается заданное число раз. Если при каждом однократном испарении происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния (то есть образовавшиеся пары непрерывно отделяются от жидкой фазы), а число однократных испарений бесконечно больше, то такая перегонка называется перегонкой с постепенным испарением.

Перегонка смеси двух углеводородов с многократным или постепенном испарении при одной и той же температуре обеспечивает меньшую долю отгона, чем с однократным.

Проект предусматривает установку АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка предназначена для переработки нефти по топливному варианту).

Завод представлен одним блоком АВТ мощностью 60 тыс тонн в год. Установка АВТ состоит из блока атмосферной перегонки (АТ). Установка оснащена необходимой инфраструктурой в виде котельной водоснабжения, промежуточным и товарным парками.

Блок атмосферной перегонки служит для перегонки нефти методом ректификации при небольшом избыточном давлении с получением бензиновых фракций н.к. - 180°С, фракции уайт-спирита 150-200°С или керосина 150-270°С, фракции дизельного топлива 150-350°С и мазута.

2. Технологическая часть

2.1 Назначение и характеристика готовой продукции

1. Прямогонный бензин:

- плотность 720кг/мі

- фракционный состав 35%;

- температура конца перегонки не выше 185 о С;

Бензин применяется как топливо для карбюраторных и инжекторных двигателей, высокоимпульсное ракетное топливо (Синтин), при производстве парафина, как растворитель, как горючий материал, сырье для нефтехимии.

2. Уайт-спирит

- плотность, 790 кг/мі;

- фракционный состав

- 10% кипит от 160 °С до 170 °С

- 90% кипит от 170 °С до 195 °С

- температура вспышки в закрытом тигле, не ниже 33°С;

- испытание на медной пластинке выдерживает;

- содержание водорастворимых кислот и щелочей (ВКЩ) - отсутствует;

- содержание механических примесей - отсутствует;

- цвет - не темнее эталонного раствора;

Применяется для разбавления масляных красок, эмалей и лаков, а также лакокрасочных материалов, грунтовок, шпатлевок марок$

3. Керосин осветительный

- плотность 795 кг/мі;

- фракционный состав:

- при температуре от 200 °С до 290 °С кипит 50 %

- температура вспышки, не менее 40 о С;

- температура помутнения, не более -15 °С;

- кислотность КОН на 1 смі - не более 1,0 мг;

- зольность, не более 0,002%;

- массовая доля серы, не более 0,015%;

- испытание на медной пластине - выдерживает;

- содержание ВКЩ - отсутствует;

- содержание механических примесей - отсутствует;

Керосин применяют как реактивное топливо, горючий компонент жидкого ракетного топлива, горючее при обжиге стеклянных и фарфоровых изделий, для бытовых нагревательных и осветительных приборов, в аппаратах для резки металлов, как растворитель, сырьё для нефтеперерабатывающей промышленности. Керосин может использоваться как заменитель зимнего дизтоплива для дизельных двигателей, а также как базовый вид топлива для многотопливных двигателей (на основе дизеля). А также применяется в народной медицине при ангине. Применяется так же для промывки механизмов, для удаления ржавчины

4. Дизельное топливо

- плотность при 20 °С, не более 860 кг/мі;

- фракционный состав

- 50% кипит при температуре до 280°С

- 46% при температуре от 280 °С до 360°С

- кинематическая вязкость при 20 о С, 3,0-6,0 ммІ/ с;

- температура застывания, не выше-10 °С;

- температура вспышки в закрытом тигле, 62 °С;

- испытание на медной пластине - выдерживает;

- содержание ВКЩ - отсутствие;

- температура помутнения, не выше -5 °С;

- массовая доля серы, не более:

- в топливе 1 вида 0,20%;

- в топливе 2 вида 0,50%;

- кислотность, КОН на 100 смі топлива - не более 5 мг;

- зольность, не более 0,1%;

- содержание механических примесей - отсутствует;

- содержание воды - отсутствует.

Основные потребители дизельного топлива - железнодорожный транспорт, грузовой автотранспорт, водный транспорт и сельскохозяйственная техника. Кроме дизельных двигателей остаточное дизельное топливо (соляровое масло) зачастую используется в качестве котельного топлива, для пропитывания кож, в смазочно-охлаждающих средствах при механической и закалочных жидкостях при термической обработке металлов.

5. Мазут.

- плотность - не нормируется;

- вязкость при 80 °С:

- кинематическая не более 59-118 ммІ /с;

- массовая доля серы, не более 1-1,5%;

- зольность: малозольного 0,05%, зольного 0,14%;

- механические примеси, не более 1,0%,;

- температура застывания, не выше 25 °С;

- температура вспышки в открытом тигле, 90-110 °С;

- массовая доля воды, не более 1,0%;

- содержание ВКЩ - отсутствует.

Мазуты применяются в качестве топлива для паровых котлов, котельных установок и промышленных печей

2.2 Характеристика, назначение сырья и исходных материалов

Нефть представляет собой сложную смесь взаимно-растворимых углеводородов. Ее характеристики зависят от месторождения. Далее приведены характеристики нефти западносибирского месторождения:

нефть сырая:

- плотность при 20°С, 845,6 кг/мі ;

- массовая доля воды, 0,06%;

- массовая концентрация хлористых солей, 12 мг/дмі (0,0014%);

- массовая доля механических примесей, 0,0036%;

- массовая доля серы, 0,57%;

- давление насыщенных паров, 50,0 кПа (375 мм.рт.ст);

- массовая доля парафина, 3,0%;

- температура застывания нефти, < °С -10;

- кинематическая вязкость при сдаче 7,318, ммІ/с.

2.3 Физико-химические основы процесса

В промышленной практике нефть разделяют на фракции, различающиеся температурными пределами перегонки. Такое разделение производится на установках первичной перегонки нефти с применением процессов испарения, дистилляции и ректификации.

Дистилляцией или перегонкой называется процесс разделения смеси взаимно-растворимых жидкостей на фракции, которые отличаются по температуре кипения как друг от друга, так и от исходной смеси. При перегонке - смесь нагревается до температуры, при которой компоненты с более низкой температурой кипения переходят в пары, а компоненты с высокой температурой кипения остаются в жидкости. Пары после конденсации образуют дистиллят. При этом в дистиллят увлекается значительное количество высококипящих компонентов, а в остатке накапливаются и легкокипящие компоненты.

Для чёткого разделения нефти на фракции применяют перегонку с ректификацией. Ректификация - это тепло и массообменный процесс разделения жидкостей, разделяющихся по температурам кипения, за счёт противоточного, многократного контактирования паров и жидкости. Процесс ректификации производится в ректификационных колоннах на специальных устройствах - тарелках или насадках.

В работающей ректификационной колонне через каждую тарелку проходит четыре потока:

1) жидкость - флегма, стекающая с вышележащей тарелки;

2) пары, поступающие с нижележащей тарелки;

3) жидкость - флегма, уходящая на нижележащую тарелку;

4) пары, поднимающиеся на вышележащую тарелку.

Пары и жидкость, поступающие на тарелку не находятся в состоянии равновесия, однако вступая в соприкосновение, стремится к этому. Жидкий поток с вышележащей тарелки поступает в зону более высокой температуры и потому из него испаряется некоторое количество низкокипящего компонента, в результате чего концентрация последнего в жидкости уменьшается. С другой стороны, паровой поток, поступающий с нижележащей тарелки, попадая в зону более низкой температуры - конденсируется, и часть высококипящего продукта из этого потока переходит в жидкость. нефть перегонка испарение бензин

Концентрация высококипящего компонента в парах, таким образом, понижается, а низкокипящего повышается. Фракционный состав жидкости по высоте колонны непрерывно изменяется.

Часть ректификационной колонны, которая расположена выше ввода сырья, называется концентрационной, а ниже - отгонной. В обеих частях происходит один и тот же процесс ректификации.

В зоне подачи в колонну предварительно нагретого сырья (эвапарационной) происходит эвапарация - однократное испарение сырья и предварительное разделение его на паровую и жидкую фазы.

Для нормальной работы ректификационной колонны, необходимо, чтобы с тарелки на тарелку непрерывно стекала орошающая жидкость - флегма. Поэтому часть готового продукта (ректификата) после конденсации возвращается на верхнюю тарелку в виде орошения. При помощи подаваемого наверх колонны холодного (острого) орошения регулируется температура верха колонны и определяется качество ректификата по температуре конца кипения (по содержанию в нём высококипящего компонента). В зависимости от числа получаемых продуктов, при разделе многокомпонентных смесей различают простые и сложные колонны.

В простых при ректификации получают два продукта - лёгкий бензин и полуотбензиненную нефть. Вторые предназначены для получения трёх и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединённые простые колонны, каждая из которых разделяет поступающую в неё смесь на два компонента. В сложных колоннах для создания флегмы по всей высоте колонны используются циркуляционные орошения. Флегму с определённой тарелки забирают насосом, прокачивают через теплообменники и охлаждённую возвращают в колонну.

Отгонные части сложных колонн выделяют в самостоятельные аппараты - отпарные колонны (стрипинги).

Одним из методов повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти является ввод в нижнюю часть ректификационной колонны испаряющего агента, коим является водяной пар.

Его влияние заключается в следующем:

- интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов;

- создаётся большая поверхность испарения за счёт того, что испарение углеводородов происходит внутри множества пузырьков водяного пара;

- в присутствии водяного пара снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно их температура кипения.

Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней в пределах от 10°С до 20°С. Рекомендуется применять перегретый в печах водяной пар и вводить его в колонну с температурой выше температуры подаваемого сырья.

Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы, необходимо чтобы примерно 25% её переходило в парообразное состояние.

Действие водяного пара заключается в том, что пузырёк пара при определённом давлении входит в нефтепродукт и, двигаясь вверх, изотермически расширяется. Углеводородные пары диффундируют внутрь пузырька и повышают в нём давление на величину, равную их давлению при данной температуре. Из-за повышения давления произойдёт расширение пузырька, парциальное давление нефтяных паров понизится. Нефтяные пары вновь начнут диффундировать внутрь пузырька и так до тех пор, пока их парциальное давление не станет равным 100 мм рт.ст, а парциальное давление водяного пара 660 мм рт.ст. С таким соотношением парциальных давлений пузырёк пара достигнет парового пространства. Здесь пузырёк разрывается, и пары устремятся в аппаратуру.

Вводимый в колонны пар выполняет как бы роль вакуума: жидкость испаряется при более низкой температуре, чем та, при которой давление паров равно внешнему давлению, так как температура испарения равна той, при которой сумма парциальных давлений нефтяных и водяных паров равна внешнему давлению.

Расход водяного пара на перегонку нефтяных фракций зависит от молекулярного веса отгоняемых фракций, температуры перегонки и доли отгона, которую надо достигнуть.

Для предупреждения разложения (крекирования) при получении высококипящих фракций нефти, перегонки мазута ведут в вакууме. Вакуум (разряжение) достигается в результате отсоса из колонны газов и водяного пара.

Остаточное давление в колонне в пределах от 5 до 8 кПа позволяет отпаривать фракции в пределах от 100°С до 150°С ниже чем при атмосферном давлении. Значительное снижение температуры перегонки достигается при совмещении перегонки в вакууме с водяным паром.

Атмосферную перегонку нефти проводят при температуре не выше 370°С, при более высокой температуре начинается крекинг. Вакуум позволяет отобрать при относительно низких температурах дистилляты, выкипающие до 500°С (в пересчёте на атмосферное давление).

Чёткость ректификации и глубина отбора зависят от многих факторов, важнейшими из которых являются:

- качество сырья;

- количество орошений;

- тип и число тарелок;

- конструкция и место ввода сырья;

- рабочие условия и др.

Контроль за работой ректификационных колонн в основе сводится к оперированию параметрами процесса, температурным режимом, давлением и количеством подаваемого водяного пара.

Температура сырья на входе в колонну зависит от природы сырья, глубины отбора, давления и относительного расхода водяного пара. Чем легче по фракционному составу сырьё и чем меньше глубина отбора дистиллятов, тем более низкая, при прочих равных условиях, может быть температура сырья на входе в колонну. Увеличение температуры низа колонны приводит к уменьшению содержания легкокипящих компонентов в остатке и увеличению отбора фракции от сырья. Повышение температуры верха колонны позволяет производить отбор ректификата с заданной температурой конца кипения и повысить температуру начала кипения фракции, отбираемой в последующей секции колонны.

Кроме того увеличение количества циркуляционных орошений даёт возможность разгрузить верхнюю часть колонны по парам, уменьшить подачу острого орошения и повысить температуру предварительного нагрева, тем самым увеличив глубину отбора.

Давление в ректификационной колонне зависит от ряда факторов.

Для обеспечения максимального отбора дистиллятов от сырья, давление должно быть как можно ниже и в то же время обеспечить конденсацию паров дистиллята при помощи наиболее дешёвого и доступного хладоагента. Увеличение давления в колонне вызывает также повышение температуры кипения углеводородов, а следовательно и повышение температуры ректификации приводит к увеличению теплопотерь. В вакуумных колоннах оптимальным является давление, соответствующее максимально допустимой температуре вводимого сырья.

Увеличение количества водяного пара подаваемого в низ колонны до определённого предела позволяет увеличить глубину отбора дистиллятов сырья при прочих равных условиях.

Дальнейшее увеличение количества водяного пара приводит к перегрузке колонны по парам повышенного давления в колонне, снижению чёткости ректификации и уменьшению отбора дистиллятов.

При переработке сернистых нефтей выделяются коррозионно-активные соединения - сероводород и меркаптаны. Скорость коррозии углеродистой стали в среде влажного сероводорода составляет от 0,3 до 1,5 мм в год.

Другой причиной является наличие в нефти солей. При нагреве оставшиеся в нефти соли разлагаются. Из хлоридов образуется хлористый водород, который в присутствии влаги обладает коррозионной активностью. Скорость коррозии в присутствии влажного хлористого водорода в 10-20 раз выше, чем в присутствии сероводорода, показателем интенсивности служит РН воды, удаляемых из разделительных емкостей атмосферных колонн.

Для подавления хлористоводородной коррозии на установках нефть подщелачивается. С этой целью применяют раствор едкого натра. Подщелачиванием можно уменьшить скорость коррозии в 10-20 раз.

2.4 Краткое описание технологической схемы производства

Нефть доставляется к месту переработки в железнодорожных цистернах и откачивается в резервуары товарно-сырьевого парка.

Нефть из резервуара забирается сырьевым насосом Н-1.

Для предотвращения попадания воды на приём сырьевого насоса в резервуарах имеется отстойная зона высотой 0,8 м. Отстоявшаяся вода из резервуаров дренируется в канализацию. Сырьевым насосом нефть под давлением 10 МПа (10кг/смІ) прокачивается через теплообменники Т-1, Т-2, где нагревается за счёт тепла циркуляционных орошений и выводимых с установки керосина и дизельного топлива, далее через теплообменники Т-3, Т-4, где нагревается за счёт тепла мазута и гудрона и с температурой 180 - 190°С поступает на 5 тарелку отбензинивающей колонны К-1. Колонна К-1 оснащена 12-тью тарелками с трёхслойно-провальной сеткой. Отсчёт тарелок ведётся снизу вверх.

В колонне К-1 происходит отгонка растворённых углеводородных газов, водяных паров и бензиновой фракции.

Для лучшего отпаривания из нефти лёгкой бензиновой фракции в нижнюю часть колонны К-1 из пароперегревателя П-1 подаётся перегретый водяной пар в количестве не менее 150 кг/час расход перегретого пара регулируется клапаном установленным на линии подачи перегретого пара в К-1. С верха колонны К-1 отбираются пары фракции (с начальной температурой кипения -85°С) и воды которые охлаждаются в конденсаторе холодильнике ХК-1 за счёт оборотной воды до 40°С и поступают в ёмкость Е-1.

Углеводородные газы из ёмкости Е-1 поступают в сепаратор С-2 и далее на сжигание в печь П-1 или на свечу рассеивания.

Для увеличения чёткости процесса ректификации на верх К-1 подаётся орошение - бензиновая фракция из Е-1.

Бензин забирается насосом Н-3 из Е-1 и подаётся на орошение К-1 через клапан РК-2-регулятор температуры верха К-1.

Балансовый избыток бензина откачивается насосом Н-3 через в промпарк в емкость Е-9 (Е-10).

Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 насосом Н-2 прокачивается через печь П-1 где нагревается до температуры не выше 370°С и поступает на 4-ю тарелку колонны К-2.

С верха колонны К-2 пары воды и бензиновой фракции 85-180°С поступают через конденсаторы холодильники ХК-2/1,2 где охлаждаются оборотной водой до 40°С в ёмкость Е-2.

Из ёмкости Е-2 фракция (н.к. - 85°С) забирается насосом Н-5/1.2 и через клапан РК-7 подаётся на орошение колонна К-2 на 48-ю тарелку.

Избыток бензина из Е-2 самотёком вместе с фракцией н.к. - 85 поступает в промпарк в ёмкость Е-9 (Е-10).

Избыточное тепло колонны К-2 снимается 2-мя циркуляционными орошениями.

С 36-й тарелки К-2 выводится керосиновая (150-270 °С) фракция и поступает в верхнюю часть отпарной колонны К-4 на 4-ю тарелку.

Колонна К-4 в верхней части оборудована 4-мя тарелками. Тарелки трёхслойные с провальной сеткой.

Пары из колонны К-4 возвращаются на 38-ю тарелку К-2.

Имеется возможность переводить режим колонны К-2 на получение фракции (150-200°С) (уайт-спирит). В этом случае вывод в К-4 осуществляется с 42 тарелки. Возврат паров на 44 тарелку.

Керосиновая фракция с низа колонны К-4 проходит через межтрубное пространство теплообменника Т-1, где отдаёт тепло нефти и подаётся на 34-ю тарелку К-2 - керосиновое циркуляционное орашение (КЦО).

Избыток керосина после Т-1 охлаждается в холодильнике Х-4 и поступает в промпарк в ёмкость Е-13 (Е-14).

С 18-й тарелки К-2 выводится дизельная фракция (150-350°С) и поступает в верхнюю часть колонны К-3 так же как в К-4. Пары из колонны К-3 возвращаются на 20-ю тарелку К-2. Дизельное топливо с низа колонны К-3 забирается насосом Н-7, прокачивается через межтрубное пространство Т-2, где отдаёт своё тепло нефти подаётся на 16-ю тарелку К-2 в качестве дизельного циркуляционного орошения (ДЦО).

Избыток дизельного топлива после Т-2 охлаждается в холодильнике Х-5 и поступает в промпарк в ёмкость Е-15 (Е-16).

КЦО и ДЦО в К-2 подаются для обеспечения чёткости ректификации в колонне. От температуры на 18-й и 36-й тарелках зависит качество получаемых продуктов. Мазут с низа К-2 с температурой не выше 350°С и давлением не более 1.0 Мпа (10кг/см °С) забирается насосом Н-4, проходит через теплообменник Т-3, где отдаёт тепло нефти.

Готовая продукция из промпарка откачивается в товарный парк.

Печь П-1 оборудована змеевиком для получения перегретого пара. Пар с давлением не выше 6 кг/смІ из котельной с температурой 1500C поступает в змеевик П-1 где подогревается до температуры 380-400°С. После пароперегревателя пар в качестве испаряющего агента подаётся в колонны К-1, К-2, К-3, К-4, для снижения парциального давления углеводородов и увеличения отбора дистиллятов.

Печь П-1 укомплектована жидкостной горелкой, в качестве топлива в которой используется мазут. Поступление нефти осуществляется в конвекционную камеру, в змеевик, выполненный из горизонтальных труб. В радиантной камере змеевик выполнен из вертикальных гладких труб.

Для облегчения испарения нефти и турбулизации потока в змеевик печи перед входом нефти в печь подаётся водяной пар

2.5 Описание проектируемой фазы

Для того что бы получить фракции уайт-спирита, дизельного топлива, мазута, а так же для более глубокого отбора бензиновой фракции используют фракционирующую колонну К-2.

После отгонки легких фракций бензина, полуотбезиненая нефть прокачивается через печь П-1 где нагревается до температуры не выше 370°С и поступает на 4-ю тарелку колонны К-2.

С верха колонны К-2 пары воды и бензиновой фракции (85-180°С) поступают через конденсаторы холодильники ХК-2/1,2 где охлаждаются оборотной водой до 40°С в ёмкость Е-2.

Из ёмкости Е-2 фракция (н.к. - 85°С) забирается насосом Н-5/1.2 и через клапан РК-7 подаётся на орошение колонна К-2 на 48-ю тарелку.

Избыток бензина из Е-2 самотёком вместе с фракцией (н.к. - 85) поступает в промпарк в ёмкость Е-9 (Е-10).

Избыточное тепло колонны К-2 снимается 2-мя циркуляционными орошениями.

С 36-й тарелки К-2 выводится керосиновая (150-270 °С) фракция и поступает в верхнюю часть отпарной колонны К-4 на 4-ю тарелку.

Колонна К-4 в верхней части оборудована 4-мя тарелками. Тарелки трёхслойные с провальной сеткой.

Пары из колонны К-4 возвращаются на 38-ю тарелку К-2.

Имеется возможность переводить режим колонны К-2 на получение фракции (150-200°С) (уайт-спирит). В этом случае вывод в К-4 осуществляется с 42 тарелки.

Возврат паров на 44 тарелку.

Керосиновая фракция с низа колонны К-4 проходит через межтрубное пространство теплообменника Т-1, где отдаёт тепло нефти и подаётся на 34-ю тарелку К-2 - керосиновое циркуляционное орашение (КЦО).

Избыток керосина после Т-1 охлаждается в холодильнике Х-4 и поступает в промпарк в ёмкость Е-13 (Е-14).

С 18-й тарелки К-2 выводится дизельная фракция (150-350°С) и поступает в верхнюю часть колонны К-3 так же как в К-4. Пары из колонны К-3 возвращаются на 20-ю тарелку К-2. Дизельное топливо с низа колонны К-3 забирается насосом Н-7, прокачивается через межтрубное пространство Т-2, где отдаёт своё тепло нефти подаётся на 16-ю тарелку К-2 в качестве дизельного циркуляционного орошения (ДЦО).

Избыток дизельного топлива после Т-2 охлаждается в холодильнике Х-5 и поступает в промпарк в ёмкость Е-15 (Е-16).

КЦО и ДЦО в К-2 подаются для обеспечения чёткости ректификации в колонне.

От температуры на 18-й и 36-й тарелках зависит качество получаемых продуктов.

Мазут с низа К-2 с температурой не выше 350°С и давлением не более 1.0 Мпа (10кг/см °С) забирается насосом Н-4, проходит через теплообменник Т-3, где отдаёт тепло нефти.

К-2 - ректификационная колонна высотой -, диаметром -, оборудованная 48-ю сетчато-клапанными тарелками, расположенными на расстоянии 350мм. Для уменьшения гидравлического сопротивления и расширения диапазона устойчивой работы сетчатых тарелок их комбинируют с клапанными устройствами (рис.1); в результате повышается эффективность работы тарелки при малой и большой производительности по пару. При малых нагрузках тарелка работает как обычная сетчатая, с увеличением нагрузки открывается клапан 2 и между клапаном и тарелкой 1 образуется щель, откуда под некоторым углом к горизонтали выходит пар, обеспечивая перемещение жидкости по тарелке в направлении слива и уменьшая разность уровней жидкости на тарелке. Сетчато-клапанная тарелка обеспечивает большой диапазон устойчивой работы при небольшом гидравлическом сопротивлении, что делает ее пригодной для процессов, протекающих под вакуумом.

Рис. 1 Элемент сетчато-клапанной тарелки

2.6 Отходы производства и их использование

Твердые и жидкие отходы: замазученый грунт, грязь, окалина; подтоварная вода, вывозятся автомашиной на полигон для дальнейшей утилизации (сжигается).

Технологические выбросы в атмосферу: углеводородный газ (СН3-СН4), дымовые газы из печи П-1, испарения из резервуаров и аппаратного двора (незначительное количество 0,5т/год) - рассеиваются в атмосфере.

2.7 Охрана окружающей среды

Проектируемый комплекс: установка по первичной переработке нефти с промежуточными и товарно-сырьевыми резервуарными парками, автоналивной эстакадой располагается в промзоне поселка Чистоозерный Каменского района Ростовской области.

Расстояние до жилой зоны официальной застройки 2км.

Рельеф площадки ровный, спокойный. Зон отдыха, заповедников, лесов, памятников культуры вокруг территории предполагаемой по застройку нет, территория ранее не использовалась.

Преобладающее направление ветров в теплое время года северо-восточное и восточное, в холодное время восточное.

Учитывая преобладающее направление ветров в теплое время года северо-восточное и восточное, в холодное время восточное и западное (т.е. в противоположную сторону от населенных пунктов), установка расположена в безопасном районе относительно населенных пунктов.

2.8 Техника безопасности и противопожарной безопасности на фазе

Основные источники опасности на производстве:

- нефть и все нефтепродукты являются горючими веществами и при определенной температуре способны к самовоспламенению. Для предотвращения аварийных ситуаций на территории предприятия расположены гидранты, пожарные щиты и ящики с песком. Для исключения переброски огня с одного объекта на другой между производственными объектами выдерживается противопожарное расстояние. Технологические установки и объекты общезаводского хозяйства оборудованы стационарными и передвижными средствами пожаротушения;

- пары нефтепродуктов, и поверхности легковоспламеняющихся жидкостей могут быть источниками пожаров. Для предотвращения аварийной ситуации, в случае утечки продукта, емкости промпарка и товарного парка располагаются в бетонной чаше, которая имеет слив в приямок. Так же все емкости оснащены запорной арматурой, лестничные марши и площадки имею ограждение;

- для защиты от статического напряжения все оборудование (емкости, трубопроводы) имеет заземление. Электрооборудование выполнено во взрывозащитном исполнении (имеет сетку, которая предотвращает выброс искры) и снабжено блокировками;

- нефть, нефтепродукты и большинство реагентов относятся к числу вредных веществ, обладающих токсическими свойствами. Для обеспечения безопасности на предприятии предусмотрена система датчиков концентрации, с защитной световой и звуковой сигнализацией;

- горячие поверхности (трубопроводы, емкостное, колонное оборудование) имеют теплоизоляцию, для защиты от тепловых ожогов;

- вращающиеся детали - насосы, лестничные марши, площадки для обслуживания аппаратов, целях избежание травмоопасных ситуаций, имеют ограждения.

3. Расчетная часть

3.1 Расчет материального баланса производства

Расчет ведем на получение основной бензиновой фракции 1000 кг, по данным производства бензиновая фракция составляет 14,9%; керосиновая фракция - 11%; дизельная фракция - 29,3%; фракция мазута - 40,5%, исходя из этих данных, составляем расчет:

1. бензиновая фракция (14,5%) - 1000кг, тогда керосиновая фракция (11%) - составит 738,25кг

1000кг - 14,9%;

Х - 11% ;

Х= 738,25кг;

2. аналогично составляем пропорция для расчета дизельной фракции (29,3%)

1000кг - 14,9%;

Х - 29,3%;

Х 1966,4кг;

3. составляем пропорцию для расчета мазутной фракции (40,5%)

1000кг - 14,9%;

Х - 40,5%;

Х 2718,12кг;

Для того, что бы рассчитать необходимое количество сырья для получения бензиновой фракции (14,9%), рассчитываем количество потерь. Процентные данные взяты на производстве. Расчет ведем от объема бензина. Расход мазута на Е-8 (топливо для печи) - 1,7%, расход мазута на котельную - 1,07%, подтоварная вода - 0,3%, некондиционный продукт - 1,23%. Составляем пропорцию для расчета:

1. расход на Е-8 (1,7%)

1000кг - 14,9%;

Х - 1,7%;

Х 114,09кг;

2. расход на котельную (1,07%)

1000кг - 14,9%;

Х - 1,07%;

Х 71,8кг;

3. подтоварная вода (0,3%)

1000кг - 14,9%;

Х - 0,3%;

Х20кг;

4. некондиционный продукт (1,23%)

1000кг - 14,9%;

Х - 1,23%;

Х82,5кг;

Исходя из полученных, данных рассчитываем необходимое количество сырья. Для этого суммируем рассчитанное количество готовой продукции (кг) и рассчитанное количество потерь (кг):

бензиновая фракция 1000,00 кг

- керосиновая фракция 738,25 кг

- дизельная фракция 1966,40 кг

- фракция мазута 2718,12 кг

- расход на Е-8 114,09 кг

- расход на котельную 71,80 кг

- подтоварная вода 20,00 кг

- некондиционный продукт 82,50 кг

ИТОГО 7711,16 кг

Для получения бензиновой фракции 1000кг нужно затратить сырья (нефти) 5711,16кг. Полученные данные сводим в таблицу №1.

Таблица №1

Поступило
Нефть	7711,16 кг	100%
Получено
Н.К. 150	1000,00 кг	14,90%
Керосиновая фракция	738,25 кг	11,00%
Дизельная фракция	1966,40 кг	29,30%
Мазут	2718,12 кг	40,50%
Таблица потерь
Расход мазута на Е 8	114,09 кг	1,70%
Расход мазута на котельную	71,80 кг	1,07%
Подтоварная вода	20,00 кг	0,30%
некондиционный продукт	82,50 кг	1,23%
		100,00%

3.2 Технологический расчет оборудования

Исходя из расчета материального баланса, рассчитываем необходимое количество оборудования, по формуле:

;

где, Q - годовое задание 60000т;

Кпот - коэффициент потерь из материального баланса, рассчитывается по формуле

Кпол= ;

(Gпост - количество сырья на входе в аппарат по данным производства 8 мі/ч, Gвых - количество готового продукта на выходе из аппарата по данным производства 7,5 мі/ч)

Кпот=7,5/7=1,07мі/ч;

П - фактическая производительность аппарата 8,8 мі/ч;

Треж - время работы оборудования, рассчитывается по формуле:

Треж=365д 24ч=8760ч;

КИО - коэффициент использования оборудования, рассчитывается по формуле:

КИО = Тэф/Треж;

Тэф=Треж -Трем;

Трем=760ч (по данным производства);

Тэф=8760-760=8000ч;

КИО=8000/8760=0,91;

n= 60000*1,07/8,8*8760*0,91=0,91шт;

Исходя из расчета, принимаем один аппарат.

3.3 Компоновка основного оборудования в рабочем помещении

Установка АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка предназначена для переработки нефти по топливному варианту. Установка АВТ состоит из блока атмосферной перегонки (АТ). Установка оснащена необходимой инфраструктурой в виде котельной водоснабжения, промежуточным и товарным парками. Блок атмосферной перегонки служит для перегонки нефти методом ректификации с получением бензиновых фракций (н.к. - 180°С), фракции уайт-спирита (150-200°С) или керосина (150-270°С), фракции дизельного топлива (150-350°С) и мазута.

Установка располагается на площадке длинной 20м и шириной 12м, общая площадь составляет 240мІ. Поверхность площадки уложена асфальтом. Площадка спроектирована с учетом требований, изложенных в правилах устройства и эксплуатации заводов отрасли. Площадка располагается на безопасном расстоянии от населенных пунктов и других производственных объектов.

На территории производства предусмотрено наличие хозяйственно-бытовых помещений, операторной, котельной, слесарной мастерской - здания категории В, оборудование на площадке расположено четко друг за другом в нужной последовательности и имеет меньшую протяженность, по сравнению с другими видами расположения, что выгодно с экономической точки зрения.

В дневное время установка освещается естественным путем. В вечерние и ночные часы освещается при помощи прожекторов, расположенных на вышке.

Для обнаружения и ликвидации возможного возгорании предусмотрена адресно-аналоговая пожарная сигнализация, адресно-аналоговые системы пожарной сигнализации являются на настоящий момент самыми передовыми. Они обладают всеми преимуществами адресных-опросных систем и рядом своих достоинств. Главное преимущество этих систем в том, что решение о состоянии на объекте принимает контрольная панель, а не датчик. Сама контрольная панель является сложным вычислительным прибором, который производит непрерывный динамический опрос подключенных датчиков (откуда и название "аналоговый" - непрерывный), получает и анализирует значения, полученные от них, и по результатам обработки этих данных принимает окончательное решение. Тепловые датчики постоянно передают значение температуры окружающей среды на контрольную панель, а сама панель следит за величиной этого значения и динамикой его изменения. Подобная схема работы позволяет выявлять очаги возгорания на самых ранних стадиях его развития и своевременно предотвратить возможный ущерб.

4. Экономическое обоснование проекта

4.1 Расчет капитальных затрат

1. Площадь фундамента:

S=12мЧ20м=240мІ

2. Срезка верхнего слоя:

V= (12м+4м) Ч(20м+4м) Ч0,25=96мі

3. Объем котлована:

V= (12м+1м) Ч (20м+1м) Ч1,0=273мі

4. Площадь доработки:

Sдор.=(12м+1м) Ч (20м+1м)=273мІ

5. Подготовка щебеночного основания:

V=273мЧ0,2м=54,6мі

6. Объем фундамента

Vф=240мЧ1,2м=288мі

7. Площадь асфальтового покрытия

S=12мЧ20м=240мІ

Полученные по расчету данные сведены в таблицу №1:

Таблица №1

№п\п	Наименование работ	Ед.изм.	Объем работ
1.	Площадь фундамента	мІ	240
2.	Срезка верхнего слоя	мі	96
3.	Объем котлована	мі	273
4.	Площадь доработки	мІ	273
5.	Подготовка щебеночного основания	мі	54,6
6.	Объем фундамента	мі	288
7.	Площадь асфальтового покрытия	мІ	240

Смета составлена на основании сборников ТЕР, в ценах 01.01.2001г., данные сведены в таблицу №2.

Таблица № 2

№	Обоснование	Наименование работ	Ед изм	Кол-во объемов работ	Сметная стоимость единицы работ	Сметная стоимость на весь объем (руб)
1.	01-01-030-2	Срезка раст. слоя бульдозером	1000мі	0,096	901,19	86
2.	01-01-004-2	Разработка грунта в котловане экскаватором	1000мі	0,273	4949,19	1357
3.	01-01-111-1	Доработка грунта вручную	1000мІ	0,273	737,85	201
4.	08-01-002-2	Устройство основания из щебня	мі	54,6	300,18	16390
5.	06-01-001-01 401-0066	Устройство бетонного фундамента Бетон	100мі мі	2,88 292,32	4296,15 540	1255851 15785
6.	11-01-019-1	Асфальтовое покрытие	100мІ	2,40	2303,41	5528
		Итого:				1437260

Расчет стоимости оборудования приведен в таблице №3.

Таблица №3

Наименование оборудование	Количество	Стоимость в рублях	Амортизация годовая
		Единица оборудования	Всего оборудования	Трансп. Загот. расходов	Монтажных работ	Спец. работ	Первоначальная стоимость
								%	руб.
1.Отгонная колонна 2.Ректификационная 3.Стриппинг колонна 4.Печь 5. Сепаратор 6.Теплообменник 1 7. Теплообменник 2 8. Теплообменник 3 9. Водоотделитель 1 10..Водоотделитель 2 ИТОГО:	1 1 1 1 1 1 1 1 1 1	307884 615767 153941 112891 112890 102628 102628 123153 107760 107760	307884 615767 153941 112891 112890 102628 102628 123153 107760 107760	15394 30788 7697 5645 5645 5131 5131 6158 5388 5388	615768 1231534 307882 225782 225780 205256 205256 246306 215520 215520	40025 80050 20012 14676 14676 13342 13342 16010 14009 14009	979071,12 1958139,06 489532,38 358993,38 358990,20 326357,04 326357,04 391626,54 342676,80 342676,80 5874420,3	9%	528698
Неучтённое и вспомогательное оборудование							881163,05	9	79305
КИП и автоматика							881163,054	13	114551
Технологич. Трубопроводы, инструмент и инвентарь							1468605,09	9	132174
							234976,8144	20	46995
ВСЕГО:							Фпо9340328,37	9,6	901724

Итог по % амортизации (9340328,37/901724)*100%=9,6%

Общий объем капвложений:

К = 1 437 260+9 340 328,37= 10 777 588,37руб.

4.2 Расчет численности персонала и годового фонда зарплаты

Баланс рабочего времени одного среднесписочного рабочего (при 8-ми час. рабочем дне) данные приведены в таблице №4.

Таблица №4

Состав фонда времени	Дни	В % к рабочему времени
Календарное число дней в году Нерабочие дни: -выходные - праздники:	365 104 17
Номинальный фонд рабочего времени Невыходы: - очередные отпуска - ученич. отпуска и гос. обяз. - болезни - отпуска по беременности Итого невыходы	244 28 2 5 35	11,5 0,8

Эффективный фонд рабочего времени 209 * 8 = 1672 час.

К невых. %

Численность основных производственных рабочих

Ч_СП = Чсм * П* С* Кневых.= 4*1*4*1,6=9,2 чел.

Штатное расписание основных рабочих, данные сведены в таблицу №5.

Таблица №5.

	Количество смен	Численность	Разряд	Условия труда	Часовая тарифн. ставка
		Сменная	Явочная	Списочная
Оператор	4	2	8	9	5	Норм.	52
Итого		2	8	9			52

Численность вспомогательных рабочих рассчитывается из соотношение основных и вспомогательных рабочих в цехе составляет 1 : 1,5 (на 1 основного рабочего - 1,5 вспомог.), следовательно, численность вспомогательных рабочих составит: 9* 1,5 = 13 чел.

В том числе: занятых на обслуживании и содержании оборудования - 6 чел.

- / - ремонтом оборудования - 7 чел.

Численность управленческого персонала.

Численность ИТР рассчитывается 16% от численности вспомогательных рабочих:

Ч_ИТР 13*0,16=4чл.

Численность служащих 7% от численности вспомогательных рабочих:

Ч_СЛУЖ. = 13*0,07=2чл.

Численность младшего обслуживающего персонала 2% от численности вспомогательных рабочих:

Ч_МОП = 13*0,02=1чл.

Расчет годового фонда заработной платы.

Данные расчета годового фонда зарплатой платы основных производственных рабочих сведены в таблицу №6.

Таблица №6

	Разряд	Чсп	Час ст.	ТЭФ	Тариф фонд з/пл	Доплаты	Итого основ. з/пл	Доп. з/пл	Годовой фонд з/пл
						премия	ночные	праздн.
						%	сумма				%	сумма
Оператор	5	9	52	15048	782496
Итого		14		15048	782496	30	234748	52166	42432	1126890	12,3	138607	1265497

Методика расчета:

ТЭФ = 9ЧЕЛ * 1672 час = 15048 час.

Зтар. = 15048 * 52 = 782496руб.

Сумма премии = 782496 * 0,30 = 234748 руб.

Доплата за ночные 782496* 20 = 52166

Доплата за праздники = 17 дней * 8 час * 2чел * 3 смены * 52 р. = 42432 руб.

З/пл осн = 782496+ 234748 + 52166,4 + 42432 = 1126890 руб.

З/пл доп (1126890,4*12,3)/100=138607

Фонд з/пл общ = 1126890,4 + = 1265497руб.

Фонд зарплаты вспомогательных рабочих:

Рабочие по обслуживанию оборудования

6чел. * 12мес. * 7200руб. = 518400руб.

Тоже по ремонту оборудования

7чел. * 12 мес.* 6800руб. = 571200руб.

Итого: 1089600руб.

Фонд зарплаты управленческого персонала:

ЗИТР. - 4чел. * 12мес. * 9500 руб. =456000руб.

ЗСЛУЖ. - 2чел. * 12мес. * 8700руб. = 208800руб.

ЗМОП. - 1чел. * 12мес. * 4500руб. = 54000руб.

Итого: 718800 руб.

Таблица №7

Категории работников	Средне списоч. числ. чел	Годовой фонд з/пл руб.	ФМП	з/пл с ФМП	Средне месячн з/пл	Отчисл на соц. страхов. 26%
			%	Сумма
Основные производ. рабочие	9	1265497	2	25310	1290807	11951	335609
Рабочие по обслуживанию	6	518400	2	10368	528768	7344	137480
Рабочие по ремонту	7	571200	2	11424	582624	6936	151482
Итого рабочие	22	2355097		47102	2402199	265231	624571
ИТР	4	456000	40	182400	63840	133300	165984
Служащие	2	208800	20	41760	250560	10440	65145
МОП	1	54000	20	10800	64800	5400	16848
Итого АУП	7	718800		234960	953760	29140	247977
Всего работников	29	3073897		282062	3355959	294371	872548

4.3 Расчет стоимости сырья, материалов, полуфабрикатов

Годовой выпуск продукции - 1000кг Расчет материальных затрат производится по расходным коэффициентам и планово-заготовительным ценам в соответствии с принятым в проекте объемом производства. Данные взяты на предприятии.

Таблица №8

Наименование	Ед. изм.	Расход.	Цена за един.	Общая сумма руб.
		На един.	на годовой выпуск		на един.	на годовой выпуск
нефть	т	7711	462660000	8787	67703	4062154800

4.4 Определение потребности в энергии различных видов для технологических целей

Таблица №9

Наименование оборудования	Суммарная мощность квт.	Кол-во часов работы оборудов. в год	Суммарное потребление кол-во Эл. энергии квт/час
Насосы Итого	500	8760	4380000 4380000

Потребное количество энергии составит:

Эдв=4380000*0,7/0,85*0,97=3718617кВт/ч

Сумма расходов на электроэнергию за год в рублях равна:

3718617*2,9310895548руб

4.5 Составление и расчет сметы цеховых расходов

Таблица №10

Наименование статей	Сумма на год
А. Расходы по содержанию и ремонту оборудования Зарплата рабочих по содержанию и ремонту (таб.7 гр.3 571200) Отчисление на соцстрах (таб.7 гр.8 151482) Смазочные и обтирочные материалы 2% от з/пл рабочих по обслуживанию (518400 * 0,02) Запчасти и материалы 45% от зарплаты ремонтных рабочих (571200 *0,45) Услуги РМЗ - 5% от зарплаты ремонтных рабочих Амортизация оборудования (таб.3 итог гр.10 без тр-дов)	571200 151482 10368 257040 28560 769550
Итого	1788200
Б. Общецеховые расходы. Зарплата управленческого персонала и прочих вспомогательных рабочих (таб.7 гр.3 718800) Отчисление на соцстрах (таб.7 гр.8 247977) Содержание зданий и сооружений 1% от стоимости зданий (таб.2 (1437260 * 0,01) Текущий...

Подобные документы

• Основные методы разделения в переработке нефти

  Первичная и вторичная перегонка нефти. Особенности перегонки с постепенным и многократным испарением. Принцип работы дефлегматора. Перегонка в присутствии испаряющего агента, который вводят в низ колонны для создания требуемого парового орошения фракций.
  
  презентация [593,0 K], добавлен 26.06.2014
  

• Добыча и подготовка нефти

  Гипотезы происхождения нефти. Содержание химических элементов в составе нефти. Групповой состав нефти: углеводороды и остальные соединения. Фракционный состав, плотность. Классификация природных газов. Особенности разработки газонефтяного месторождения.
  
  презентация [2,4 M], добавлен 31.10.2016
  

• Расчет нефтехимического блока переработки нефти и установки гидроочистки

  Характеристика нефти, фракций и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива. Расчет теплообменников разогрева сырья, реакторного блока, сепараторов.
  
  курсовая работа [178,7 K], добавлен 07.11.2013
  

• Перегонка нефти

  Упоминания о нефти в трудах древних историков и географов. Нефть в XX веке как основное сырьё для производства топлива и множества органических соединений. Технологические процессы перегонки нефти: термический, каталитический крекинг, риформинг.
  
  реферат [15,3 K], добавлен 15.10.2009
  

• Основные физико-химические свойства нефти и нефтепродуктов

  Физико-химические, эксплуатационные свойства нефти. Абсолютная плотность газов при нормальных условиях. Методы определения плотности и молекулярной массы. Важный показатель вязкости. Предельная температура фильтруемости, застывания и плавления нефти.
  
  презентация [1,1 M], добавлен 21.01.2015
  

• Переработка нефти на атмосферно-вакуумных трубчатых установках

  Характеристика перерабатываемой нефти, построение кривых разгонки. Выбор ассортимента получаемых продуктов. Материальный баланс установки. Расчет температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива, конденсатора воздушного охлаждения.
  
  курсовая работа [837,2 K], добавлен 31.01.2016
  

• Разработка установки первичной переработки нефти

  Процесс первичной перегонки нефти, его схема, основные этапы, специфические признаки. Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти. Установка с двухкратным испарением нефти, выход продуктов первичной перегонки.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 14.06.2011
  

• Варианты переработки нефти

  Общая характеристика нефти, определение потенциального содержания нефтепродуктов. Выбор и обоснование одного из вариантов переработки нефти, расчет материальных балансов технологических установок и товарного баланса нефтеперерабатывающего завода.
  
  курсовая работа [125,9 K], добавлен 12.05.2011
  

• Производство бензина

  Общая схема и этапы переработки нефти. Процесс атмосферно-вакуумной перегонки. Реакторный блок каталитического крекинга. Установка каталитического риформинга, ее назначение. Очистка и переработка нефти, этапы данного процесса, его автоматизация.
  
  презентация [6,1 M], добавлен 29.06.2015
  

• Переработка нефти

  Классификация и физические свойства нефти и нефтепродуктов, ограниченность их ресурсов. Проблема рационального использования нефти: углубление уровня ее переработки, снижение удельного расхода топлива на производство тепловой и электрической энергии.
  
  курсовая работа [3,4 M], добавлен 05.09.2011
  

• Современные технологии переработки нефти и газа

  Характеристика современного состояния нефтегазовой промышленности России. Стадии процесса первичной переработки нефти и вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции. Термические процессы технологии переработки нефти и технология переработки газов.
  
  контрольная работа [25,1 K], добавлен 02.05.2011
  

• Расчет материального баланса установки АВТ. Проектирование аппарата вторичной перегонки бензина К-5

  Современные процессы переработки нефти. Выбор и обоснование метода производства; технологическая схема, режим атмосферной перегонки двукратного испарения: физико-химические основы, характеристика сырья. Расчёт колонны вторичной перегонки бензина К-5.
  
  курсовая работа [893,5 K], добавлен 13.02.2011
  

• Оценка уровня качества дизельного топлива

  Назначение, область применения и классификация дизельного топлива. Основные этапы промышленного производства ДТ. Выбор номенклатуры показателей качества дизельного топлива. Зависимость вязкости топлива от температуры, степень чистоты, температура вспышки.
  
  курсовая работа [760,9 K], добавлен 12.10.2011
  

• Подготовка нефти к переработке. Вредные примеси в нефти

  Краткий обзор вредных примесей в нефти: механические примеси, кристаллы солей и вода, в которой растворены соли. Требования к нефти, поступающей на перегонку. Нефти, поставляемые на нефтеперерабатывающие заводы, в соответствии с нормативами ГОСТ 9965-76.
  
  презентация [430,3 K], добавлен 21.01.2015
  

• Технологии переработки нефти

  Задачи нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Особенности развития нефтеперерабатывающей промышленности в мире. Химическая природа, состав и физические свойства нефти и газоконденсата. Промышленные установки первичной переработки нефти.
  
  курс лекций [750,4 K], добавлен 31.10.2012
  

• Важнейшие химические процессы переработки нефтяного сырья

  Физико-химическая характеристика нефти. Первичные и вторичные процессы переработки нефти, их классификация. Риформинг и гидроочистка нефти. Каталитический крекинг и гидрокрекинг. Коксование и изомеризация нефти. Экстракция ароматики как переработка нефти.
  
  курсовая работа [71,9 K], добавлен 13.06.2012
  

• Установка АВТ мощностью 5 млн.тонн Медынской нефти в год

  Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Медынской нефти и их применение. Выбор и обоснование технологической схемы установки первичной переработки нефти. Расчет состава и количества паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 16.03.2014
  

• Топливо. Методы переработки топлива

  Технологические методы переработки твердого топлива. Переработка, крекинг, пиролиз нефти. Топливо, его значение и классификация. Газообразное топливо и его переработка. Деструктивная гидрогенизация - метод прямого получения искусственного жидкого топлива.
  
  учебное пособие [312,3 K], добавлен 11.04.2010
  

• История добычи нефти в России

  Нефть как один из основных и практически безальтернативных источников энергии. Коммерческая добыча и переработка нефти в России. Первое письменное упоминание о получении нефти в шестнадцатом веке. Рост и упадок советской нефтяной промышленности.
  
  реферат [21,2 K], добавлен 05.11.2014
  

• Материальные балансы технологических процессов НПЗ

  Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.
  
  лабораторная работа [98,4 K], добавлен 14.11.2010
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам