Главная Коллекция "Revolution" Производство и технологии Выбор и обоснование схемы завода по топливному варианту глубокой переработки нефти в количестве

Выбор и обоснование схемы завода по топливному варианту глубокой переработки нефти в количестве

Описание поточной схемы нефтеперерабатывающего завода. Рассмотрение материальных балансов установок НПЗ. Определение особенностей расчета теплообменного аппарата. Характеристика продуктов атмосферной перегонки нефти. Составление теплового баланса.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 01.06.2015
Размер файла 2,5 M
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/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

РЯЗАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ РАДИОТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Факультет электроники

Кафедра химической технологии

КУРСОВАЯ РАБОТА ПО ДИСЦИПЛИНЕ

ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ПРИРОДНЫХ ЭНЕРГОНОСИТЕЛЕЙ И УГЛЕРОДНЫХ МАТЕРИАЛОВ

Тема: Выбор и обоснование схемы завода по топливному варианту глубокой переработки нефти в количестве

Автор: Кондрева Елена Алексеевна

Руководитель: Лызлова Марина Викторовна

Заведующий кафедрой: Трегулов Виктор Рауфович

Рязань, 2014 г.

Содержание

1. Описание поточной схемы нефтеперерабатывающего завода

2. Материальные балансы установок и НПЗ в целом

2.1 Установка ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АТ и ВТ

2.1.1 Установка обессоливания и обезвоживания нефти (ЭЛОУ)

2.1.2 Блок первичной перегонки нефти (АВТ)

2.2 Установка вторичной перегонки бензина

2.3 Установка каталитической изомеризации

2.4 Установка гидроочистки сырья для каталитического риформинга

2.5 Установка каталитического риформинга

2.6 Установка гидроочистки дизельного топлива

2.7 Установка гидроочистки вакуумного газойля

2.8 Установка гидроочистки керосиновой фракции

2.9 Установка производства битума

2.10 Установка висбрекинга

2.11 Установка гидрокрекинга

2.12 Установка каталитического крекинга

2.13 Установка гидроочистки каталитического крекинга

2.14 Установка сернокислотного алкилирования

2.15 Установка производства и восстановления серной кислоты

2.16 Установка газофракционирования предельных газов

2.17 Установка производства водорода методом паровой каталитической конверсии углеводородов

2.18 Материальный баланс НПЗ в целом

3. Расчет теплообменного аппарата

4. Технологический расчет колонны К-2 блока АТ установки АВТ-3

4.1 Описание технологической схемы блока АТ

4.2 Технологический расчет атмосферной колонны К-2

4.3 Характеристика продуктов атмосферной перегонки нефти

4.4 Режим температур и давлений

4.5 Тепловой баланс колонны К-2

4.6 Определение основных размеров колонны К-2

Заключение

Список литературы

нефтеперерабатывающий перегонка теплообменный завод

Введение

НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов (установок, цехов, блоков), а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонтно-механические цеха, цеха КИП и А, паро-, водо- и электроснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро- и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бухгалтерия и т.д.). Целевое назначение НПЗ - производство в требуемых объеме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы - и товаров народного потребления).

Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год), так и составляющих их технологических процессов. В этой связи на НПЗ исключительно высоки требования к уровню автоматизации технологических процессов, надежности и безопасности оборудования и технологии, квалификации обслуживающего персонала.

Мощность НПЗ зависит от многих факторов, прежде всего от потребности в тех или иных нефтепродуктах экономического района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транс-портных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий.

Общеизвестно, что крупные предприятия экономически более эффективны, чем мелкие. На крупных НПЗ создаются благоприятные предпосылки для сооружения мощных высокоавтоматизированных технологических установок и комбинированных производств на базе крупнотоннажных аппаратов и оборудования для более эффективного использования сырьевых, водных и земельных ресурсов и значительного снижения удельных капитальных и экплуатационных расходов. Однако при чрезмерной концентрации нефтеперерабатывающих (и нефтехимических) предприятий пропорционально росту мощности возрастает радиус перевозок, удлиняется продолжительность строительства и, что особенно недопустимо, ухудшается экологическая ситуация внутри и вокруг НПЗ.

Отличительной особенностью НПЗ является получение разнообразной продукции из одного исходного нефтяного сырья.

Ассортимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно около или более сотнями наименований. Характерно, что в большинстве технологических процессов производятся преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получают, как правило, путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам. По ассортименту выпускаемых нефтепродуктов нефтеперерабатывающие предприятия принято классифицировать на следующие группы (профили):

1) НПЗ топливного профиля,

2) НПЗ топливно-масляного профиля,

3) НПЗ топливно-нефтехимического профиля (нефтехимкомбинаты),

4) НПЗ (нефтехимкомбинаты) топливно-масляно-нефтехимического профиля. Среди перечисленных выше нефтеперерабатывающих предприятий наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку по объемам потребления и производства моторные топлива значительно превосходят как смазочные масла, так и продукцию нефтехимического синтеза. Естественно, комплексная переработка нефтяного сырья (то есть топливно-масляно-нефтехимическая) экономически более эффективна по сравнению с узкоспециализированной переработкой, например, чисто топливной. Наряду с мощностью и ассортиментом нефтепродуктов важным показателем НПЗ является глубина переработки нефти. [4]

1. Описание поточной схемы нефтеперерабатывающего завода

Сырая нефть поступает на установку ЭЛОУ-АВТ и АТ, где отделяются соли и вода, присутствующие в нефти, а также происходит разделение на фракции НК-170°С, 170-350°С, 350-500°С и остаток >500°С.

Фракция нк-170°С поступает на вторичную перегонку бензина для разделения на узкие фракции нк-70°С, 70-95°С, 95- 170°С.

Фракцию нк-70°С подвергаются изомеризации для повышения октанового числа получаемого бензина, затем изомеризат используют в качестве компонента автомобильного бензина. Газы с установки изомеризации направляют на ГФУ предельных газов.

Фракция 70 - 95°С сразу подается на смешение товарного бензина, она не требует гидроочистки так как проходит по требованиям ГОСТ 2084-77 «Характеристика автомобильных бензинов» (см. Таблицу 7 и Приложение 1).

Фракция 95 - 170°С поступает на гидроочистку, затем на установку каталитического риформинга. Риформат используют как компонент автомобильного бензина, газы с установки поступают на разделение на ГФУ предельных газов. Водородсодержащий газ, получаемый на установке каталитического риформинга, направляют на установки гидроочистки и депарафинизации дизельной фракции и вакуумного газойля, на установку гидроочистки и бензиновой фракции перед риформингом, а также на установку изомеризации фракции нк-70°С.

Дизельная фракция 220-350°С направляется на установку гидроочистки, так как по показателям предельно допустимого содержания серы не удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 52368-2005 , тяжелая часть гидроочищенной дизельной фракции направляется на установку каталитической депарафинизации для получения низкозастываюошх дизельных топлив, а затем идет на смешение дизельного топлива.

Вакуумный газойль 350-500°С поступает на установки гидрокрекинга и гидроочистку, затем направляется на каталитический крекинг для получения дополнительного количества светлых фракций, совмещенный с блоком газофракционирования непредельных углеводородных газов. Легкий газойль каталитического крекинга используют в качестве компонента летнего дизельного топлива, тяжелый газойль как котельное топливо.

Установка каталитического крекинга является одним из основных производителей бензина на заводе, который сразу поступает на смешение товарного бензина. Сухой газ выводится с установки в качестве топливного, а ППБ и ББФ поступают на установку сернокислотного алкилирования, куда также поступает изобутан. Сернокислотное алкилирование позволяет получить высокооктановый компонент бензина - легкий алкилат и компонент товарного дизельного топлива -- тяжелый алкилат. Газы с установки алкилирования направляются на смешение СПБТ.

Остаток вакуумной перегонки нефти -- гудрона >500°С направляется на установки висбрекинга и производства битума, где в качестве целевого продукта получают битум, который направляют в товарный парк. Газы установки висбрекинга направляют на АГФУ непредельных газов.

Во всех процессах на НПЗ образуются углеводородные газы, которые необходимо грамотно использовать. С этой целью они отправляются на установку ГФУ. Газ, поступающий на ГФУ, включает в себя как предельные с АВТ и АТ, фракционирования бензина, каталитического риформинга и изомеризации, гидроочистки, гидрокрекинга, так и непредельные с каталитического крекинга, поэтому поступают они на разные блоки, где газы разделяются на компоненты. Сухой газ (С1-С2) ГФУ поступает в топливную сеть завода. Пропановая, пропан-пропиленовая, бутановая и бутан-бутиленовая фракции являются готовыми продуктами и поступают на продажу. Фракция ?С5 и выше служит сырьем процесса изомеризации.

Сероводород, получаемый на установках, гидроочистки бензиновой и дизельной фракции, вакуумного газойля, используется в качестве сырья для установки получения серной кислоты.

Дополнительное количество водорода для гидрокаталитических процессов поступает с установки производства водорода методом паровой каталитической конверсии углеводородов.

На рисунке 1 представлен топливный вариант глубокой переработки самотлорской нефти (смеси).

Рисунок 1

2. Материальные балансы установок и НПЗ в целом

2.1 Установка ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АТ и ВТ

2.1.1 Установка обессоливания и обезвоживания нефти (ЭЛОУ)

Назначение - удаление солей и воды из нефти перед подачей на переработку. Обессоливание и обезвоживание позволяет значительно уменьшить коррозию технологического оборудования установок по переработке нефти, предотвратить дезактивацию катализаторов, улучшить качество продуктов нефтепереработки.

Сырье - сырая нефть, содержащая воду и соли в количествах, определяемых ГОСТ Р 51858-2002.

Продукция - обессоленная и обезвоженная нефть, содержащая 3-5 мг/л солей и 0,1-0,3 % масс. воды.

Технологический режим:

- Температура сырой нефти, поступающей на установку, єС . 20-50

- Температура нефти в горизонтальных электродегидраторах, єС . 140-160

- давление в горизонтальных электродегидраторах, МПа . 1,2-1,8

2.1.2 Блок первичной перегонки нефти (АВТ)

Назначение - разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции. Первичная перегонка осуществляется на атмосферных трубчатых (АТ) и атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

Сырье - обессоленная нефть с ЭЛОУ.

Продукты:

- предельный углеводородный газ, направляется для дальнейшей переработки на ГФУ, также может использоваться как топливо нефтезаводских печей;

- бензиновая фракция 28-170єС, направляется на вторичную перегонку бензина;

- фракция 170-240єС на получение реактивного топлива

- фракция 220-350єС на получение дизельного топлива,

- фракция 350-500єС на процесс каталитического крекинга,

- остаток >500єС используется как сырье установок висбрекинга и производства битума.

Технологический режим:

- температура, °С

подогрева нефти перед колонной К-1 . 200-230

низа колонны К-1 .. 220-250

нагрева нефти в печи П-1 . 240-355

низа колонны К-2 .. 330-350

нагрева мазута в печи П-2 .. 400-420

низа колонны К-5 ….. 345-390

- давление, МПа

избыточное верха колонны К-1 . 0,3-0,4

избыточное верха колонны К-2 . 0,06-0,1

остаточное верха колонны К-3, мм рт. ст. 40-60

- Производительность установки ЭЛОУ - АВТ: 9300 тыс. т/год, ЭЛОУ-АТ-6: 8000 тыс. т/год.

- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344дней. [1][2]

Материальный баланс установок составлен на основании разгонки ИТК нефти (смеси), а так же производственных данных.

Таблица 1 - Материальный баланс установки ЭЛОУ - АВТ 1-4

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

 

 

 

 

 

Сырье-нефть

100,00%

9300000,00

27034,88

1126453,49

312,90

Итого

100,00%

9300000,00

27034,88

1126453,49

312,90

Получено

Сухой газ

0,40%

37200,00

108,14

4505,81

1,25

Рефлюкс

1,00%

93000,00

270,35

11264,53

3,13

Нк-70

7,70%

716100,00

2081,69

86736,92

24,09

Фр-я 110-180

6,49%

603570,00

1754,56

73106,83

20,31

Авиакеросин

8,50%

790500,00

2297,97

95748,55

26,60

ДТ прямогонное легкое

13%

1209000,00

3514,53

146438,95

40,68

ДТ прямогонное тяжелое

11%

1023000,00

2973,84

123909,88

34,42

Вак. комп ДТ

1,70%

158100,00

459,59

19149,71

5,32

ТВГ

29%

2697000,00

7840,12

326671,51

90,74

Гудрон

19,70%

1832100,00

5325,87

221911,34

61,64

Мазут

0,90%

83700,00

243,31

10138,08

2,82

Потери

0,61%

56730,00

164,91

6871,37

1,91

Итого

100,00%

9300000,00

27034,88

1126453,49

312,90

Таблица 2 - Материальный баланс установки ЭЛОУ - АТ 6

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

Сырье-нефть

100,00%

8000000,00

23255,81

968992,25

269,16

Итого

100,00%

8000000,00

23255,81

968992,25

269,16

Получено

Сухой газ

0,28%

22400,00

65,12

2713,18

0,75

Рефлюкс

1,72%

137600,00

400,00

16666,67

4,63

Нк-70

4,40%

352000,00

1023,26

42635,66

11,84

Фр-я 110-180

6,83%

546400,00

1588,37

66182,17

18,38

Авиакеросин

8,82%

705600,00

2051,16

85465,12

23,74

ДТ прямогонное

26%

2105600,00

6120,93

255038,76

70,84

Мазут

51%

4101600,00

11923,26

496802,33

138,00

Потери

0,36%

28800,00

83,72

3488,37

0,97

Итого

100,00%

8000000,00

23255,81

968992,25

269,16

Таблица 3 - Материальный баланс вакуумного блока ВТ-4 установки ЭЛОУ-АТ-6

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

Сырье-мазут

100,00%

4185300,00

12166,57

506940,41

140,82

Итого

100,00%

4185300,00

12166,57

506940,41

140,82

Получено

Вак. комп ДТ

2,60%

108817,80

316,33

13180,45

3,66

ТВГ

57%

2381435,70

6922,78

288449,09

80,12

Гудрон

40,10%

1678305,30

4878,79

203283,10

56,47

Потери

0,40%

16741,20

48,67

2027,76

0,56

Итого

100,00%

4185300,00

12166,57

506940,41

140,82

2.2 Установка вторичной перегонки бензина

Назначение - получение из бензинового дистиллята широкого фракционного состава узких бензиновых фракций для процессов изомеризации, каталитического риформинга и для смешения с целью получения бензина.

Сырье - фракция 28- 70С с АВТ и АТ.

Продукты:

- фракция 28-70оС на изомеризацию,

- фракция 70-95оС на смешение бензина;

- фракция 95-170оС на гидроочистку и каталитический риформинг.

Технологический режим:

- температура, °С

сырья, поступающего в колонну К-1 .. 120

в колонне К-1

верх.. 104

низ . 170

в колонне К-2

верх.. 78

низ . 122

в колонне К-3

верх.. 105

низ . 168

- давление избыточное, МПа:

в колонне К-1 . 0,23-0,28

в колонне К-2 .. 0,18-0,22

в колонне К-3 . 0,02-0,06

- Производительность установки вторичной перегонки бензина 1272 тыс. т/год.

- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней. [3]

Материальный баланс составлен на основании характеристики фракций, выкипающих до 200 °С.

Таблица 4 - Материальный баланс установки вторичной перегонки бензина

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

 

 

 

 

 

Сырье-фр-я 70(с АВТ и АТ)

100,00%

1237484,57

3597,34

149889,12

41,64

Итого

100,00%

1237484,57

3597,34

149889,12

41,64

Получено

фр. нк-85

63,69%

788153,92

2291,15

95464,38

26,52

фр. 85-120

19,31%

238958,27

694,65

28943,59

8,04

фр. 120-180

16,20%

200472,50

582,77

24282,04

6,75

Потери

0,80%

9899,88

28,78

1199,11

0,33

Итого

100,00%

1237484,57

3597,34

149889,12

41,64

2.3 Установка каталитической изомеризации

Назначение - каталитическое превращение легких парафинов нормального строения в соответствующие изопарафины (изопентаны, изогексаны), которые обладают высоким октановым числом и являются компонентом товарных бензинов, а также обеспечение требуемого фракционного состава и уменьшение концентрации нагарообразующих ароматических углеводородов.

Сырье - прямогонная бензиновая фракция (фр. 28 - 70С) с установки вторичной перегонки бензина, а также фракция НК-95 єС с установки вторичной перегонки бензина.

Продукты - изопарафины С4-С6, как высокооктановые компоненты автомобильного бензина; углеводородный газ направляется на ГФУ предельных газов.

Для проведения процесса каталитической изомеризации выбрана технология низкотемпературной изомеризации UOP. Технология позволяет получать высокооктановый компонент автомобильного бензина с ОЧИ до 88-90 пунктов.

Технологический режим:

Фр. нк-70єС

Фр. нк-95єС

- Температура, °С

360-430

360-440

- Давление, МПа

2-2,3

1,6-2,0

- Объемная скорость подачи сырья, ч-1

3,2-3,6

2,8-3,0

- Катализатор -- Pt на цеолите или Pt на хлорированном Al2O3; содержание Pt -- 0,3-0,6 % мас.

- Производительность установки каталитической изомеризации: 152 и 810 тыс. т/год.

- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней. [4]

Таблица 5 - Материальный баланс установки каталитический изомеризации

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

Сырье-нк-70 (с АВТ и АТ)

98,72%

150000,00

436,05

18168,60

5,05

сырье - ВСГ

1,28%

1950,00

5,67

236,19

0,07

Итого

100,00%

151950,00

441,72

18404,80

5,11

Получено

Сухой газ

3,33%

5059,94

14,71

612,88

0,17

Нестаб. Головка

2,48%

3768,36

10,95

456,44

0,13

Фр. Изопентан

14,71%

22351,85

64,98

2707,35

0,75

Фр. Изогексан

70,91%

107747,75

313,22

13050,84

3,63

Тяжелый изомеризат

8,32%

12642,24

36,75

1531,28

0,43

Потери

0,25%

379,88

1,10

46,01

0,01

Итого

100,00%

151950,00

441,72

18404,80

5,11

Таблица 6 - Материальный баланс установки каталитический изомеризации (новая)

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

 

 

 

 

 

Сырье-нк-85(с 12/1)

98,72%

800000,00

2325,58

96899,22

26,92

сырье - ВСГ

1%

10400,00

30,23

1259,69

0,35

Итого

100,00%

810400,00

2355,81

98158,91

27,27

Получено

Сухой газ

3,33%

26986,32

78,45

3268,69

0,91

Нестаб. Головка

2,48%

20097,92

58,42

2434,34

0,68

Фр. Изопентан

14,71%

119209,84

346,54

14439,18

4,01

Фр. Изогексан

70,91%

574654,64

1670,51

69604,49

19,33

Тяжелый изомеризат

8,32%

67425,28

196,00

8166,82

2,27

Потери

0,25%

2026,00

5,89

245,40

0,07

Итого

100,00%

810400,00

2355,81

98158,91

27,27

2.4 Установка гидроочистки сырья для каталитического риформинга

Назначение - удаление сернистых, азотистых, кислородсодержащих и смолистых соединений под давлением водорода в присутствие катализаторов. К сырью риформинга предъявляются требования по содержанию сернистых, азотистых, непредельных и смолистых соединений, поэтому сырье риформинга (фракция 95-170оС) подвергают гидроочистке. Процесс гидроочистки повышает стабильность топлив, снижает коррозионную активность, улучшает цвет и запах.

Сырье - фракция 95-170 оС с установки вторичной перегонки бензина.

Продукты - гидроочищенная фракция 95-170оС - как сырье риформинга, углеводородный газ, водород.

Технологический режим:

- температура на входе в реактор, °С

в начале работы . 340

в конце работы (до регенерации катализатора) . 420

- парциальное давление водорода, МПа . 2,5-5,0

- объемная скорость подачи сырья, ч-1 .. 1,0-5,0

- кратность циркуляции ВСГ, нм3/м .. 200-700

- катализатор АКМ, ГО-30-7,ГО-70 (Ni -- 4-5% масс., Мо -- 12-19 % масс., Со -- 4-5% масс.) [5]

- Производительность установки гидроочистки сырья для каталитического риформинга: 2076 тыс. т/год.

- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней. [6] [7]

Таблица 7 - Материальный баланс установки гидроочистки сырья для каталитического риформинга

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

Сырье-фр-я 85-180 (с АВТ,АТ,12/1,ТК,ГК)

98,04%

1987571,34

5777,82

240742,65

66,87

сырье - ВСГ

2%

39751,43

115,56

4814,85

1,34

Итого

100,00%

2027322,77

5893,38

245557,51

68,21

Получено

Сухой газ

2,21%

44803,83

130,24

5426,82

1,51

сырье риформинга

96,20%

1950284,50

5669,43

236226,32

65,62

водород отдув

1,21%

24530,61

71,31

2971,25

0,83

Потери

0,38%

7703,83

22,39

933,12

0,26

Итого

100,00%

2027322,77

5893,38

245557,51

68,21

2.5 Установка каталитического риформинга

Назначение - углубление процесса переработки нефти, получение высокооктанового компонента товарных автомобильных топлив из низкооктановых бензинов за счет их ароматизации, а также получение водородсодержащего газа.

Сырье - бензиновая фракция широкого фракционного состава (фр.95-170С) с установки вторичной перегонки бензина, подверженная гидроочистке.

Продукты:

- углеводородный газ - направляется на ГФУ предельных газов;

- головка стабилизации -- направляется на ГФУ предельных газов, также может применяется как бытовой газ;

- риформат -- высокооктановый компонент бензина. (ОЧМ 85-87, ОЧИ -- 93-95).

- водородсодержащий газ -- направляется в систему водородсодержащего газа завода для обеспечения гидрокаталитических процессов.

Технологический режим:

- Температура процесса, °С .. 480-520

- Давление, МПа .. 3 - 4

- Объемная скорость подачи сырья, ч -1 . 1,5 - 2,0

- Кратность циркуляции ВСГ, нм3/м. .. 1500

- Катализаторы -- биметаллические Pt-Re на оксиде алюминия 7-Al2O3, промотированные хлором.

Производительность установки каталитического риформинга:1998 тыс. т/год. [7]

Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 год.

Таблица 8 - Материальный баланс установки каталитического риформинга

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

 

 

 

 

 

Сырье-с ГО рифор.

100,00%

1933369,35

5620,26

234177,49

65,05

Итого

100,00%

1933369,35

5620,26

234177,49

65,05

Получено

Сухой газ

0,56%

10826,87

31,47

1311,39

0,36

Сжиженный газ

0,85%

16433,64

47,77

1990,51

0,55

водород

10,80%

208803,89

606,99

25291,17

7,03

Лриформат

30,75%

594511,08

1728,23

72009,58

20,00

Триформат

56,95%

1101053,84

3200,74

133364,08

37,05

Потери

0,09%

1740,03

5,06

210,76

0,06

Итого

100,00%

1933369,35

5620,26

234177,49

65,05

2.6 Установка гидроочистки дизельного топлива

Назначение - улучшение качества дизельного топлива путем удаления сернистых, азотистых, кислородсодержащих, смолистых и непредельных соединений.

Сырье - фракция 220- 350С, идущая с блока атмосферной перегонки нефти, легкий газойль каталитического крекинга, фракция дизельного топлива с установки гидроочистки вакуумного газойля, фракция дизельного топлива с установки гидрокрекига. Требования по ГОСТ З05-82 к содержанию общей серы в дизельном топливе: не более 0,2 %.

Продукты:

- углеводородный газ выводится с установок для дальнейшей переработки на ГФУ предельных газов;

- бензиновый отгон - направляется на вторичную переработку бензина;

- гидроочищенная дизельная фракция выводится двумя фракциями НК- 280°С и 280 - КК°С. Первая фракция, с низкой температурой застывания, направляется на смешение с товарным дизельным топливом, а более тяжелая фракция - на установку каталитической депарафинизации;

- сероводород служит сырьем для установки производства серной кислоты.

Технологический режим:

- температура на входе в реактор, °С

в начале работы . 350

в конце работы (до регенерации катализатора) . 410

- парциальное давление водорода, МПа . 3,0-4,0

- объемная скорость подачи сырья, ч-1 .. 4,0-6,0

- кратность циркуляции ВСГ, нм3/м .. 300-400

- катализатор АКМ, АНМС, ГК-35, ГО-117, ГКД-202 (Ni -- 4% масс., Мо -- 12-21 % масс., Со -- 3-8% масс., промотирующая добавка - 5-7% или цеолиты РЗЭУ) [5]

- Производительность установки гидроочистки дизельного топлива: 5384 тыс. т/год. [7]

- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней.

Таблица 9 - Материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

 

 

 

 

 

Сырье-ДТ (с АВТ, АТ,г/о ВГ,ГК, УККФ)

98,04%

5225683,02

15190,94

632955,79

175,82

Сырье-ВСГ

2%

104513,66

303,82

12659,12

3,52

Итого

100,00%

5330196,68

15494,76

645614,91

179,34

Получено

Сухой газ

0,52%

27717,02

80,57

3357,20

0,93

H2S

1,28%

68226,52

198,33

8263,87

2,30

ВСГ

0,88%

46905,73

136,35

5681,41

1,58

Бензин отгон

1,10%

58632,16

170,44

7101,76

1,97

г/о ДТ

96,00%

5116988,82

14874,97

619790,31

172,16

Потери

0,25%

13325,49

38,74

1614,04

0,45

Итого

100,03%

5331795,74

15499,41

645808,59

179,39

2.7 Установка гидроочистки вакуумного газойля

Назначение -- удаление сернистых, металлорганических, азот- и кислородсодержащих соединений с целью подготовки сырья для каталитического крекинга. что позволяет улучшить качество продуктов каталитического крекинга.

Сырье -- прямогонная фракция вакуумного газойля 350-500°С, идущая с блока вакуумной перегонки нефти установок АВТ и ВТ.

Продукты:

- углеводородный газ выводится с установок для дальнейшей переработки на ГФУ предельных газов;

- бензиновый отгон - направляется на вторичную переработку бензина;

- гидроочищенная дизельная фракция направляется на гидроочистку дизельного топлива.

- сероводород служит сырьем для установки производства серной кислоты;

- гидроочищенный вакуумный газойль - сырье установки каталитического крекинга.

Технологический режим:

- температура на входе в реактор, °С

в начале работы . 350

в конце работы (до регенерации катализатора) . 425

- парциальное давление водорода, МПа .. 3,0-4,0

- объемная скорость подачи сырья, ч-1 .. 4,0-6,0

- кратность циркуляции ВСГ, нм3/м .. 300-400

- катализатор АСТ 069, АСТ 077, HMC 945, HMC 841, HR 448 2.5, HR 448 1.6, ТНК-2000, НМС 868, 4-6,3(1,4-2,8).

- Производительность установки гидроочистки вакуумного газойля: 2900 тыс. т/год. [8]

- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней.

Таблица 10 - Материальный баланс установки гидроочистки вакуумного газойля

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

 

 

 

 

 

Сырье-ТВГ

98,31%

2900000,00

8430,23

351259,69

97,57

Сырье - ВСГ

2%

50000,00

145,35

6056,20

1,68

Итого

100,00%

2950000,00

8575,58

357315,89

99,25

Получено

 

 

 

 

 

Сухой газ

0,29%

8555,00

24,87

1036,22

0,29

H2S

2,17%

64015,00

186,09

7753,75

2,15

ВСГ

0,59%

17405,00

50,60

2108,16

0,59

Бензин

1,78%

52510,00

152,65

6360,22

1,77

ДТ

9,86%

290870,00

845,55

35231,35

9,79

ГВГ

83,60%

2466200,00

7169,19

298716,09

82,98

Потери

1,71%

50445,00

146,64

6110,10

1,70

Итого

100,00%

2950000,00

8575,58

357315,89

99,25

2.8 Установка гидроочистки керосиновой фракции

Назначение - улучшение характеристик авиакеросиновой фракции, путем удаления сернистых, азотистых, кислородсодержащих, смолистых и непредельных соединений.

Сырье -- прямогонная фракция авиакеросина 140-240оС, идущая с блока атмосферной перегонки нефти установок АВТ и АТ.

Продукты:

- углеводородный газ выводится с установок для дальнейшей переработки на ГФУ предельных газов;

- бензиновый отгон - направляется на вторичную переработку бензина;

- гидроочищенная керосиновая фракция направляется в товарно-сырьевой цех.

Технологический режим:

- температура на входе в реактор, °С

в начале работы . 280-300

в конце работы (до регенерации катализатора) . 340-360

- парциальное давление водорода, МПа .. 1,8

- объемная скорость подачи сырья, ч-1 .. 2,5-3,0

- кратность циркуляции ВСГ, нм3/м .. 100-300

- катализатор АКМ, АНМ.

- Производительность установки гидроочистки керосиновой фракции: 1513 тыс. т/год. [9]

- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней.

Таблица 11 - Материальный баланс установки гидроочистки керосиновой фракции

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

 

 

 

 

 

Сырье-авиакеросин (с АВТ, АТ)

97,09%

1496100,00

4349,13

181213,66

50,34

Сырье-ВСГ

3%

44883,00

130,47

5436,41

1,51

Итого

100,00%

1540983,00

4479,60

186650,07

51,85

Получено

Сухой газ

1,26%

19416,39

56,44

2351,79

0,65

ВСГ

1,56%

24039,33

69,88

2911,74

0,81

Бензин отгон

0,19%

2927,87

8,51

354,64

0,10

г/о керосин

96,60%

1488589,58

4327,30

180303,97

50,08

Потери

0,39%

6009,83

17,47

727,94

0,20

Итого

100,00%

1540983,00

4479,60

186650,07

51,85

2.9 Установка производства битума

Назначение - получение окисленных нефтяных битумов.

Сырье -- гудрон, идущая с установок АВТ и ВТ.

Продукты:

- нефтяной битум - в товарно-сырьевой цех;

- битумный отгон - направляется на смешение с товарным мазутом;

Технологический режим:

- температура, °С

подогрева нефти перед колонной …. 140-200

низа колонны . 220-250

- давление избыточное в колонне, МПа .. 0,005-0,3

- Производительность установки производства битума: 527 тыс. т/год. [7]

- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней.

Таблица 12 - Материальный баланс установки производства битума

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

 

 

 

 

 

Сырье-гудрон (с АВТ и ВТ)

100,00%

527000,00

1531,98

63832,36

17,73

Итого

100,00%

527000,00

1531,98

63832,36

17,73

Получено

Отгон битума

0,50%

2635,00

7,66

319,16

0,09

Битум нефтяной

97,90%

515933,00

1499,81

62491,88

17,36

Потери

1,60%

8432,00

24,51

1021,32

0,28

Итого

100,00%

527000,00

1531,98

63832,36

17,73

2.10 Установка висбрекинга

Назначение - снижение вязкости тяжелых нефтяных остатков с целью получения компонента стабильного котельного топлива.

Сырье -- гудрон, идущая с установок АВТ и ВТ.

Продукты:

- углеводородный газ выводится с установок для дальнейшей переработки на ГФУ предельных газов;

- бензиновая фракция - на гидроочистку сырья для риформинга;

- крекинг-остаток - на смешение с товарным мазутом;

Технологический режим:

- температура, °С . 430-500

- давление, МПа . 1,0-5,0

- Производительность установки висбрекинга: 1760 тыс. т/год. [9]

- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней.

Таблица 13 - Материальный баланс установки висбрекинга

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

 

 

 

 

 

Сырье-гудрон (с АВТ и ВТ)

100,00%

1730000,00

5029,07

209544,57

58,21

Итого

100,00%

1730000,00

5029,07

209544,57

58,21

Получено

сухой газ

1,02%

17646,00

51,30

2137,35

0,59

бензин

2,83%

48959,00

142,32

5930,11

1,65

крекинг остаток

95,53%

1652669,00

4804,27

200177,93

55,60

Потери

0,62%

10726,00

31,18

1299,18

0,36

Итого

100,00%

1730000,00

5029,07

209544,57

58,21

2.11 Установка гидрокрекинга

Назначение - углубление процесса переработки нефти, а также получение дополнительного количества светлых фракций (компонентов бензина, ДТ, и тяжелого газойля для котельного топлива).

Сырье -- прямогонная фракция вакуумного газойля 350-500°С, идущая с блока вакуумной перегонки нефти установок АВТ и ВТ.

Продукты:

- углеводородный газ выводится с установок для дальнейшей переработки на ГФУ предельных газов;

- легкая бензиновая фракция - на гидроочистку сырья для риформинга;

- тяжелая бензиновая фракция - на гидроочистку вторичную переработку бензина;

- крекинг-остаток - на смешение с товарным мазутом;

- керосин - на гидроочистку керосиновой фракции;

- сероводород служит сырьем для установки производства серной кислоты;

- гидроочищенный вакуумный газойль - сырье установки каталитического крекинга.

Технологический режим:

- температура, °С .. 400-450

- давление, МПа .. 1,0-5,0

- Объемная скорость подачи сырья, ч-1………. 1-3

- Кратность циркуляции ВСГ, нм3/м………………. 1000-1200

- катализаторы АКМ, АНМ.

- Производительность установки гидрокрекинга: 2237 тыс. т/год. [7]

- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней.

Таблица 14 - Материальный баланс установки гидрокрекинга

Статьи баланса

Выход % (масс), X(0)

Количество

т/год

т/сут

кг/час

кг/сек

Поступило

 

 

 

 

 

Сырье-ТВГ (с АВТ и ВТ)

97,32%

...

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