Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Кафедра технологии переработки нефти

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по курсу: «Технология переработки нефти»

на тему: «Поточная схема завода комплексной переработки Новодмитриевской нефти с получением максимального количества среднедистиллятных топлив. Расчет установки гидроочистки керосиновой фракции»

Руководитель проекта:

Студент группы: ХТ-11-5

Груданова А.И.

Карасёв И.М.

Москва 2015

Оглавление

Введение

1. Состав и свойства нефти, нефтяных фракций и нефтепродуктов, получаемых из неё

1.1 Характеристика нефти

2. Характеристики топлив реактивных двигателей

2.1 Характеристики дизельного топлива

2.2 Характеристики автомобильных бензинов

2.3 Характеристика мазутов, остатков, сырья для деструктивных процессов

3. Обоснование выбора поточной схемы завода

4. Материальные балансы по всем процессам поточной схемы переработки нефти

4.1 Первичная перегонка нефти (АВТ)

4.2 Установка изомеризации легких парафиновых углеводородов

4.3 Каталитический риформинг

4.4 Гидроочистка

4.5 Установка замедленного коксования

4.6 Установка каталитического крекинга

4.7 Абсорбционная газофракционирующая установка (АГФУ)

4.8 Установка сернокислотного алкилирования

4.9 Установка производства серы

4.10 Установка Гидрокрекинга Вакуумного газойля

4.11 Установка депарафинизации дизельного топлива

5. Материальный баланс нефтеперерабатывающего завода

6. Расчет глубины переработки нефти, расчёт индекса Нельсона НПЗ

6.1 Глубина переработки

6.2 Расчёт Индекса Нельсона НПЗ

7. Описание технологической схемы установки

7.1 Химизм процесса, механизм основных реакций

7.2 Сырьё и продукты гидроочистки

7.3 Катализаторы процесса гидроочистки,и основные факторы процесса

7.4 Описание технологической схемы

8. Технологический расчёт

8.1 Материальный баланс установки на типовую мощность; фактический по разработанной схеме

8.2 Тепловой баланс реактора гидроочистки

8.3 Расчёт размеров реактора гидроочистки

8.4 Расчёт печи

8.5 Расчёт сепаратора С-1

8.6 Расчёт теплообменного аппарата T-1

8.7 Подбор насоса

Список использованной литературы



Введение

В связи с переходом на интенсивные методы технологии и строительством укрупненных и комбинированных установок, все большую роль играет повышение качества расчетов процессов и аппаратов нефтепереработки, оптимизации действующих и проектируемых технологических схем.

Современные требования, предъявляемые к ассортименту и уровню качества нефтепродуктов, оказали решающее влияние на технический прогресс в области производства нефтепродуктов, на создание более совершенных технологических установок и производственных комплексов.

Повышение эффективности использования нефти в процессе ее первичной и вторичной переработки прежде всего связано с углублением отбора нефтепродуктов от их потенциального содержания. Эта задача должна решаться преимущественно путем интенсификации и реконструкции действующих установок первичной и вторичной переработки нефти. Основой реконструкции являются прежде всего надежные проверочные расчеты, позволяющие уточнить оптимальные параметры по производительности имеющихся аппаратов и оборудования.

На современных нефтеперерабатывающих заводах можно высокоэффективно перерабатывать нефтяное сырье различного состава и получать широкую гамму продуктов заданного качества. Следует помнить, что увеличение мощностей нефтеперерабатывающих заводов требует повышения эффективности мер по охране природы. Успешное решение экологических проблем в значительной степени зависит от рационального проектирования и совершенствования таких технологических процессов, как системы факельного хозяйства, каталитического обезвреживания газовых выбросов и очистки производственных сточных вод.

Таким образом, проектирование варианта переработки определенной нефти, расчет материальных балансов отдельных установок и нефтеперерабатывающего завода в целом позволяют оценить целесообразность применения данного сырья для получения целевых продуктов, а также рассчитать экономическую эффективность производства.



1. Состав и свойства нефти, нефтяных фракций и нефтепродуктов, получаемых из неё

1.1 Характеристика нефти

Шифр Новодмитриевской нефти согласно технологической классификации(ГОСТ 912-66) [2, с. 98]:

· класс (содержание серы, вес. %) - I(0,22%)

· тип (выход фракций до 350єС, вес. %) - T1(61,3%) группа (потенциальное содержание базовых масел, вес. %) - М3 (12,5% на нефть) подгруппа (индекс вязкости базовых масел) - И2(индекс вязкости 85).

· вид (содержание парафина в нефти, вес. %) - П2(4,4% парафина)

1) Физико-химическая характеристика [1, с. 99]:

· Плотность = 0,8271

· Молекулярная масса = 160г/моль

· Вязкость: х20= 5,24 сCт. х50 =2,83 сCт.

· Температура застывания: с обработкой, ниже 30С

без обработки, ниже 40С

· Температура вспышки в закрытом тигле, ниже - 300С

· Давление насыщенных паров: при 380С - 258 мм рт.ст. при 500С - 355 мм рт.ст.

· Парафин: содержание = 4,4% температура плавления = 530С

· Содержание: % масс. серы 0,22 смол сернокислотных 23 смол силикагелевых 4,93 асфальтенов 1,13

· Коксуемость 1,40%

· Зольность 0,016%

· Кислотное число: мг КОН на 1 г нефти 0,15

Выход фракций, % масс.

до 2000С 34,4

до 3500С 63,1

Таблица 1. Разгонка (ИТК) Новодмитриевской нефти в аппарате АРН-2 [1, с. 278].

№ фракции	t выкипания фракции при 760 мм рт. ст., єС	Выход (на нефть), %
		отдельных фракций	суммарный
1	до 28	1,7	1,7
2	28-62	3,8	5,5
3	62-80	3,0	8,5
4	80-95	3,2	11,7
5	95-110	3,3	15
6	110-120	2,9	17,9
7	120-133	3,1	21
8	133-150	3,2	24,2
9	150-164	3,0	27,2
10	164-180	2,8	30
11	180-190	3,0	33
12	190-204	3,0	36
13	204-224	3,0	39
14	224-240	2,6	41,6
15	240-257	3,4	45
16	257-275	3,3	48,3
17	275-291	2,7	51
18	291-308	3,0	54
19	308-320	3,3	57,3
20	320-335	3,0	60,3
21	335-350	2,8	63,1
22	350-367	3,0	66,1
23	367-400	3,1	69,2
24	400-420	2,9	72,1
25	420-437	3,0	75,1
26	437-460	2,9	78
27	460-490	4,1	82,1
28	остаток	17,9	100



Таблица 2. Состав газов [1, с. 290].

Газы	Выход на нефть, % масс.	Содержание индивидуальных углеводородов, вес. %
		СН4	С2Н6	С3Н6	изо-С4Н10	н-С4Н10	изо-С5Н12	н-С5Н12
До С4	1,70	----	0,6	16,0	14,4	6,0	--	--
До С5	4,30	----	0,2	6,1	5,6	26,6	23,5	37,0

Таблица 3. Характеристика фракций, выкипающих до 200єС [1, с. 297].

Т отбора фракции, єС	Выход на нефть, % масс.		Фракционный состав	Содержание серы,%	Октановое число
			н.к.	10%	50%	90%		без ТЭС	с 0,6 г ТЭС на 1 кг	с 2,7 г ТЭС на 1 кг
28-85	7,7	0,6737	31	43	62	78	0,003	69,2	85,2
28-100	11,5	0,6947	42	56	78	98	-	66,1	83,5
28-110	13,3	0,6995	44	60	82	103	-	64,4	82,4
28-120	16,2	0,7064	47	64	87	110	-	62,2	80,2
28-130	18,2	0,7105	49	66	91	117	0,006	60,8	79,3
28-140	20,2	0,7140	50	68	96	125	-	59,5	78,2
28-150	22,5	0,7180	50	69	100	132	0,009	58,0	77,0
28-160	24,5	0,7218	51	72	104	141	-	55,9	74,7
28-170	26,5	0,7255	52	74	107	150	-	54,2	72,4
28-180	28,3	0,7281	52	76	111	157	0,012	52,5	69,6
28-190	31,3	0,7339	53	84	117	170	-	49,8	68,3
28-200	32,7	0,7365	54	88	121	177	0,016	48,2	67,2



Таблица 4. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200єС [1, с. 298].

Температура отбора фракции, єС	Выход на нефть, % масс.			Содержание у/в, %
				Ароматических	Нафтеновых	Парафиновых
28-62	3,8	0,6442	-	2	9	89
62-95	6,2	0,7080	-	3	49	48
95-120	6,2	0,7387	-	8	44	48
120-150	6,3	0,7577	-	13	36	51
150-200	10,2	0,7833	-	16	44	40
28-200	32,7	0,7365	-	10	39	51

Таблица 5. Характеристика фр-й служащих сырьем для кат риформинга [1, с. 301].

Т фракции, єС	Выход на нефть, % масс.		Содержание серы, %	Содержание у/в, %
				ароматических	нафтеновых	парафиновых
62-85	3,9	0,7070	0,005	4	38	58
62-105	8,8	0,7154	-	5	46	49
85-120	8,5	0,7347	0,008	7	45	48
85-180	20,6	0,7523	0,026	11	44	45
105-120	3,6	0,7411	0,009	8	42	50
105-140	7,6	0,7482	0,011	10	38	52
120-140	4,0	0,7548	-	12	37	51
140-180	8,1	0,7726	0,060	15	34	51

Таблица 6. Характеристика керосиновых фракций [1, с. 303].

Т отбора фракции,єС	Выход на нефть,%		Фракционный состав
			н.к	10%	50%	90%	98%	Отгоняется до 270 ,%
150-320	33,1	0,8143	167	184	232	286	300	80

Температура, єС	Высота некоптящего пламени,мм	Октановое число	Содержание серы, %	Кислотность, мг КОН/100 мл
помутн	вспышки
-26	54	25	30	0,08	8,93

Таблица 7. Характеристика дизельных фракций [1, с. 304]

Т отбора фракции,єС	Выход на нефть, % масс.	Цетановое число	Дизельный индекс	Фракционный состав		х20, сСт	х50, сСт
				10%	50%	90%	96%
150-350	38,9	55	64,6	185	246	310	324	0,8217	2,90	1,70
180-350	33,1	53	61,5	210	258	312	324	0,8296	3,65	2,02
200-350	28,7	52	60,2	230	269	316	326	0,8365	4,30	2,30
240-350	21,5	53	60,0	260	285	319	329	0,8450	5,97	2,97

Таблица 8. Характеристика сырья для каталитического крекинга [1, с. 308].

Температура отбора фракции, єС	Температура, єС	Содержание серы, %	Кислотность, мг КОН/100 мл
	застывания	помутнения	вспышки
150-350	-24,5	-18	55	0,090	5,14
180-350	-23	-14	70	0,110	5,63
200-350	-15	-9,5	90	0,120	12,24
240-350	-12	-6	108	0,130	14,68

Температура отбора фракции, єС	Выход на нефть, % масс.		Молекулярная масса	Коксуемость, %	Содержание серы, %	Температура застывания, єС
350-490	19	0,8916	340	0,07	0.22	29

Температура отбора фракции, єС	х50, сСт	х100, сСт	Содержание парафино-нафтеновых у-в, %	Содержание ароматических углеводородов, %	Содержание смолистых веществ, %
				I группы	II и III группы	IV группы
350-490	19,3	4,8	68	10	8	11	3



Таблица 9. Фракционный состав сырья для каткрекинга [1, с. 311].

Выход об%	н.к	5	10	20	30	40	50	60	70	80	90	95	98	к.к
Т ,єС	325	360	371	387	401	408	414	420	425	435	447	453	456	456

Таблица 10. Характеристика исх. фракции и угв, полученных депарафинизацией [1, с. 311].

Исх. ракция и УГВ	Выход в %	Анилиновая точка	Тзаст	ДИ
	на фр	на нефть
Фр 200-350	100	28,7	73,2	-15	-
УГВ,не обр. комплекс	83	23,8	67,2	-55	52
УГВ,обр. комплекс	17	4,9	-	12	-

Таблица 11. Характеристика сырья для деструктивных процессов [1, с. 311].

Остаток после отбора фракций до температуры, єС	Выход на нефть, % масс.		ВУ100	Коксуемость, %	Содержание серы,%	Температура застывания, єС
350	36,9	0,9306	2,86	5,03	0,40	31
490	17,9	0,9754	28,80	9,80	0,51	36



2. Характеристики топлив реактивных двигателей

Керосин применяют как реактивное топливо, горючий компонент жидкого ракетного топлива.

Реактивные топлива - однокомпонентны, с очень жестко оговоренной и контролируемой технологией производства. Топлива должны обеспечивать полную безаварийность; надежный запуск двигателя в любых условиях; устойчивое горение в быстро движущемся потоке воздуха; полное сгорание без дыма и нагара; высокую скорость и дальность полета летательного аппарата.

Получают реактивные топлива из нефтяных фракций, выкипающих в пределах 120-280 °С (дозвуковая авиация) или 195-315 °С (для утяжеленных авиакеросинов, используемых на военных самолетах с большими сверхзвуковыми скоростями).

Российские НПЗ производят реактивные топлива следующих марок: Т-1, ТС-1 и Т-2 (дозвуковая авиация); РТ (переходное топливо для дозвуковой и сверхзвуковой авиации); Т-6 и Т-8В (для сверхзвуковой авиации). Основное сырье для производства реактивных топлив - среднедистиллятная фракция нефти, выкипающая в интервале 140 - 280 °С.

Специфические требования к качеству реактивных топлив диктуются жесткими условиями работы топливной системы (фильтры, форсунки, насосы) двигателей реактивных самолетов и мощных вертолетов, для которых отказ двигателя (в том числе при повторных его запусках в воздухе) может повлечь крупные аварии с большими человеческими жертвами. Получение реактивных топлив с низшей теплотой сгорания на уровне 43 МДж/кг, с максимальным содержанием меркаптановой серы в пределах 0,001-- 0,003 мае. %, с низкой температурой вспышки и небольшим днп , с высокой термической стабильностью, с практически полным отсутствием воды, смолистых соединений и механических примесей требует вовлечения в технологию производства этих топлив наиболее совершенных гидрогенизационных процессов (гидродеароматизация, гидроочистка, гидрокрекинг) получения и очистки нефтяных фракций, использования противоизносных и антиокислительных присадок и др.

Склонность реактивных топлив к нагарообразованию контролируется ограничением содержания в них ароматических углеводородов (аренов) не более 10-22% (масс.), а также высотой некоптящего пламени, которая не должна превышать 20-25 мм.

В топливных баках самолетов топливо охлаждается до минус 40-50°С (на высоте 12-14 км и больше), а в топливоподающей системе оно, наоборот, нагревается до 150-250 °С, при этом непредельные углеводороды (алкены), смолы, меркаптаны начинают разлагаться с образованием нерастворимых осадков, забивающих фильтры, форсунки и другие устройства топливной системы. Поэтому к реактивным топливам предъявляются жесткие требования повышенной термической стабильности в статических и динамических условиях.

Таблица.12. Характеристика реактивных топлив [3].

Основные требования:

* Надежный запуск двигателя в любых условиях;

* Устойчивое горение в быстро движущемся потоке воздуха и при больших коэффициентах избытка воздуха;

* Полное" сгорание без дыма и нагара;

* Высокую скорость и дальность полета и безаварийность.

Топливо ТС-1. Прямогонный керосин с содержанием серы не более 0,25 %. Малая термостабильность. Вырабатывается и в настоящее время фр.130-240°С. В зависимости от качества перерабатываемой нефти (содержания меркаптанов и общей серы в дистиллятах) топливо получают либо прямой перегонкой, либо в смеси с гидроочищенным или демеркаптанизированным компонентом. Содержание гидроочищенного компонента в смеси не должно быть более 70 % во избежание значительного снижения противоизносных свойств. Гидроочистку используют, когда в керосиновых дистиллятах нефти содержание общей и меркаптановой серы не соответствует требованиям стандарта, демеркаптанизацию когда содержание только меркаптановой серы не соответствует требованиям стандарта.

Учитывая вышеприведенные свойства фракций и требования, предъявляемые к современным реактивным топливам, на установке первичной переработки нефти следует отбирать фракцию 150-230°С.

2.1 Характеристики дизельного топлива

Дизельные фракции могут быть использованы как топливо для дизельных двигателей и сырье установки депарафинизации. Основные эксплуатационные показатели дизельных топлив являются:

· Цетановое число, определяющее высокие мощности и экономические показатели работы двигателя;

· Фракционный состав, определяющий полноту сгорания, дымность и токсичность отработанных дымовых газов;

· Вязкость и плотность, обеспечивающие нормальную подачу топлива, распыление в камере сгорания и работоспособность системы фильтрования;

· Низкотемпературные свойства, определяющие функционирование системы питания при отрицательных температурах окружающей среды и условия хранения топлива;

· Степень чистоты, характеризующая надежность работы фильтров грубой очистки и цилиндропоршневой группы двигателя;

· Температура вспышки, определяющая условия безопасности применения топлива в дизелях;

· Наличие сернистых соединений, непредельных углеводородов и металлов, характеризующие нагарообразование, коррозию и износ.

Таблица 13. Топливо дизельное автомобильное ДТ-Л-К5, ДТ-З-К5 [4].

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ
Наименование показателя	Значение
Цетановое число, не менее	51,0
Цетановый индекс, не менее	46,0
Плотность при 15 0 С, кг/м3	820,0 -- 845,0
Полициклические ароматические углеводороды, % не более	8,0
Содержание серы, мг/кг, не более - экологический класс К5	10,0
Температура вспышки в закрытом тигле, 0 С, выше	55
Содержание воды, мг/кг, не более	200
Смазывающая способность, скорректированный диаметр пятна износа (WSD 1,4) при 60 0 С, мкм, неболее	460
Вязкость при 40 0 С, мм2/с	2,0 -- 4,50

Основываясь на вышесказанном, при первичной переработке Новодмитриевской нефти следует выделять дизельную фракцию с пределами выкипания 230 - 3500С.

Сравнив характеристику прямогонного дизельного топлива (фракцию 230 - 3500С) данной нефти с характеристиками дизельных топлив, представленных в литературе, можно сделать вывод, о том, что данную фракцию целесообразно разделить на 2 потока, часть отправить на депарафинизацию и использовать, как дизельное топливо марки ДТ-З-К5, а часть после процесса гидроочистки использовать, как дизельное топливо марки Л (летнее).

2.2 Характеристики автомобильных бензинов

Таблица 14. Характеристики автомобильных бензинов[5].

Показатели	А-76	АИ-92	АИ-95	АИ-98
Детонационная стойкость: октановое число,
не менее:
-моторный метод	76	85	85	88
-исследовательский метод	-	93	95	98
Массовое содержание свинца, г/дм3 не
Более	0,013	0,013	0,013	0,013
Фракционный состав:
температура 0С
- нк, не ниже
для летнего	35	35	30	-
для зимнего	-	-	-	-
- 10% отгона, не выше
для летнего	70	70	75	75
для зимнего	55	55	55	-
- 50% отгона, не выше
для летнего	115	115	120	120
для зимнего	100	100	105	-
- 90% отгона, не выше
для летнего	180	180	180	180
для зимнего	160	160	160	-
- к к, не выше
для летнего	195	195	215	215
для зимнего	185	185	195	-
- остаток в колбе, %, не более	1,5	1,5	1,5	1,5
- остаток и потери, %, не более	4,0	4,0	4,0	4,0
Давление насыщенных паров, кПа:
для летнего, не более	66,7	66,7	66,7	79,9
для зимнего	66,7-93,3	66,7-93,3	66,7-93,3	-
Кислотность, мг КОН/100 см3 топлива,
не более	3,0	0,8	2,0	3,0
Содержание фактических смол, мг/100 см3
топлива, не более
- на месте производства	5,0	5,0	5,0	5,0
- на месте потребления	10,0	10,0	10,0	-
Массовая доля серы, %, не более	0,1	0,1	0,1	0,1

Бензиновые фракции могут быть использованы как компонент товарного бензина, подвергаться вторичной разгонке для получения узких фракций и дальше идти на установку каталитического риформинга или являться сырьем пиролиза.

Современные автомобильные и авиационные бензины должны удовлетворять ряду требований, обеспечивающих экономичную и надежную работу двигателей, и требованиям эксплуатации:

· Иметь хорошую испаряемость, позволяющую получить однородную топливовоздушную смесь оптимального состава при любых температурах;

· Иметь групповой углеводородный состав, обеспечивающий устойчивый, антидетонационный процесс сгорания на всех режимах работы двигателя;

· Не изменять своего состава и свойств при длительном хранении и не оказывать вредного влияния на детали топливной системы, резервуары, резинотехнические изделия и др.

Учитывая вышеприведенные свойства фракций и требования, предъявляемые к современным автобензинам, на установке первичной переработки нефти следует отбирать фракцию н.к. - 1500С, подвергнуть ее вторичной перегонке, с целью получения узких фракций, которые затем направить на установки каталитического риформинга (фракция 85 - 1500С) и низкотемпературной изомеризации (фракция н.к. - 850С) для получения высокооктановых компонентов бензина.



2.3 Характеристика мазутов, остатков, сырья для деструктивных процессов

Мазут - остаток атмосферной перегонки - выкипающий выше 350°С, может использоваться как котельное топливо или сырье установок вакуумной перегонки и термического крекинга.

Вакуумные дистилляты (вакуумные газойли) выкипают в пределах 350 - 500°С и используются как сырье каталитического крекинга и гидрокрекинга; на нефтеперерабатывающих заводах масляного профиля получают несколько (два-три) вакуумных дистиллятов, используемые для выработки базовых масел.

Гудрон - остаток вакуумной перегонки, выкипает при температуре выше 500°С, используется как сырье установок коксования, производства битума и масел.

Поскольку, темой данного курсового проекта является разработка варианта комплексной переработки Новодмитриевской нефти с максимальным выходом светлых нефтепродуктов, то мазут данной нефти необходимо подвергнуть вакуумной перегонке на установке ВТ и получить вакуумный дистиллят и гудрон. А уже их направлять на процессы деструктивной переработки (каталитический крекинг, коксование, и др.).

Проанализировав вышесказанное, можно прийти к выводу, что часть(2/5) 350 - 500°С нефти необходимо отправить на каталитический крекинг, а другую часть(3/5) на гидрокрекинг. В процессе получаются высокооктановый компонент бензина, легкий газойль, который можно использовать как компонент дизельного топлива. Также на этой установке получают тяжелый газойль, который можно использовать как котельное топливо. Гудрон, полученный из нефти на установке АВТ, для получения дополнительных количеств бензина можно отправить в качестве сырья установки замедленного коксования.



3. Обоснование выбора поточной схемы завода

Производство нефтепродуктов и нефтехимического сырья из нефти организованно на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Современные нефтеперерабатывающие заводы должны отвечать следующим требованиям:

1. обладать высокой пропускной способностью и минимальным числом единичных технологических установок с использованием комбинированных систем;

2. осуществлять комплексную переработку нефти с минимальной долей отходов; обеспечить высокое качество получаемых продуктов при максимальной рентабельности;

3. использовать безотходную технологию с учетом экологических требований.

В зависимости от ассортимента получаемой продукции, сочетания технологических производств, характера схемы переработки нефтеперерабатывающие заводы делят на:

· топливные;

· топливно-масляные;

· заводы с нефтехимическими производствами.

При выборе поточной схемы завода, определяющей его структуру, то есть входящие в его состав технологические установки, учитывают целый ряд факторов. Основные из них следующие:

· потребность в тех или иных нефтепродуктах в крупных районах их потребления; в настоящее время районы сооружения отечественных НПЗ соответствуют районам максимального потребления нефтепродуктов, что сокращает расходы на их транспортирование;

· оптимального соотношение производимых нефтепродуктов - бензина, реактивного, дизельного, котельного топлива;

· потребность нефтехимической промышленности в отдельных видах сырья или полупродуктов;

· наличие или отсутствие других доступных энергетических ресурсов, позволяющих обеспечить минимальное использование нефти в качестве котельного топлива;

· качество перерабатываемой нефти, обусловливающее долю гидрогенизационных процессов, возможность производства битумов и так далее;

· гибкость отдельных процессов, позволяющая при необходимости изменять ассортимент получаемых продуктов.

Как уже отмечалось, физико-химические свойства нефтей и составляющих их фракций оказывают влияние на выбор ассортимента и технологию получения нефтепродуктов. При определении направления переработки нефти стремятся по возможности максимально полезно использовать индивидуальные природные особенности их химического состава.

В приложении 1 представлен топливный вариант глубокой переработки Новодмитриевской нефти.

Сырая нефть поступает на установку ЭЛОУ-АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка с установкой электрообессоливания и обезвоживания нефти), где происходит её разделение на следующие фракции: н.к.-850С, 85 - 1500С, 150 - 2300С, 230 - 3500С, 350 - 4900С и остаток - гудрон. Газы после первичной переработки направляются на ГФУ предельных газов для разделения на индивидуальные углеводороды; фракция н.к.- 850С - на установку изомеризации, на которой получается изомеризат с ИОЧ около 90 пунктов.

Фракция 85 - 1500С, бензин коксования и гидрокрекинга направляются на установку риформинга, для получения риформата - высокооктанового компонента автомобильного бензина- и водородсодержащего газа, который поступает на установки: изомеризации, гидроочистки прямогонной дизельной, керосиновой фракции и вакуумного газойля.

Керосиновая фракция 150 - 2300С подаётся на установку гидроочистки, после которой направляется в блок получения реактивного топлива ТС-1.Также керосиновая фракция гидрокрекинга используется как реактивное топливо Т-6.

Дизельная фракция 230-350°С подается на установку гидроочистки, после чего поступает на установку каталитической депарафинизации, откуда подаётся в блок получения «ДТ-3-К5», где смешивается с ДТ установки гидрокрекинга. Лёгкий газойль коксования(гидроочищенный), лёгкий газойль кат.крекинга(ГО),

ДТ гидроочисток, тяжёлый алкилат направляются на смешения для получения дизельного топлива марки «ДТ-Л-К5».

2/5-х гидроочищенной фракции вакуумного газойля (350 - 490°С) и тяжёлый газойль коксования направляется на установку каталитического крекинга, тяжёлый газойль которой используется как котельное топливо, и 3/5-х на установку гидрокрекинга.

Остаток >490°С поступает на установку замедленного коксования, где получают кокс марки «КЗГ».

Газы с каталитического крекинга и коксования идут на ГФУ непредельных газов для разделения на фракции С1-С2, С3, С4, + сероводород. Пропан-пропиленовая и Бутан-бутиленовая фракция поступает на установку алкилирования с образованием высокооктановой бензиновой фракции. Выделяющийся пропан является товарным продуктом.

На установку ГФУ предельных газов поступают газы различных процессов - гидроочистки, риформинга, изомеризации, где они разделяются на сухой газ, пропан, бутан и изобутан и C5+ . Сухой газ после очистки от сероводорода используют как бытовой газ или топливо для заводских печей. Пропан и бутан являются товарными продуктами и используются как газовое топливо для ДВС, изобутан подается на установку алкилирования. УГВ С5+ служат сырьём для нефтехимического синтеза.

Бензиновые отгоны гидроочисток, бензин депарафинизации, каткрекинга, риформат, лёгкий алкилат, изомеризат направляются на компаундирование для получения автомобильного бензина марки «АИ-92».

Сероводород гидроочисток идёт на установку производства серы.

Использование такой схемы вызвано необходимостью получения максимального количества среднедистиллятных топлив и получения авиационного керосина «ТС-1» и дизельного топлива «ДТ-3-К5» в соотношении 2:3.



4. Материальные балансы по всем процессам поточной схемы переработки нефти

4.1 Первичная перегонка 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. Установки АТ и АВТ часто комбинируются с установками обессоливания нефти и вторичной перегонки бензинов.

Сырье - обессоленная нефть с ЭЛОУ.

Продукция:

· углеводородный газ направляется на ГФУ предельных УГВ .

· бензиновая фракция н.к - 85С идёт на изомеризацию, фр.85-150 - на каталитический риформинг.

· керосиновая фракция (фракция 180 - 230С) является товарным топливом «ТС-1»;

· дизельная фракция (фракция 230 - 350С) подвергается гидроочистке;

· вакуумный дистиллят (фракция 350 - 500С) является сырьем установки каталитического крекинга и гидрокрекинга.

· гудрон (остаток >500С) используется как сырье коксования.

Назначение процесса изомеризации - получение изопарафинов из парафиновых углеводородов. Процесс изомеризации легкой бензиновой фракции (н.к. - 85 ) в высокооктановый компонент бензина стал одним из самых рентабельных способов получения экологически чистых компонентов бензина.



Таблица 15.Технологический режим установки АВТ.

температура, С подогрева нефти перед колонной К-1 низа колонны К-1 нагрева нефти в печи П-1 низа колонны К-2 нагрева мазута в печи П-2 низа колонны К-3 давление, МПа избыточное верха колонны К-1 избыточное верха колонны К-2 остаточное верха колонны К-3	210-230 220-240 350-360 330-350 390-395 350-360 0,4-0,5 0,23-0,26 0,005-0,008

Таблица 16. Материальный баланс установки атмосферно-вакуумной перегонки

Матбаланс установки АВТ
Приход
Статьи прихода/расхода	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/ч
нефть	100,00	8500000,00	25000,00	1041666,67
Расход
Статьи прихода/расхода	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/ч
Газы	1,70	144500,00	425,00	17708,33
н.к.-85 0С	6,80	578000,00	1700,00	70833,33
80-150	15,70	1334500,00	3925,00	163541,67
150-230	14,80	1258000,00	3700,00	154166,67
230-350	24,10	2048500,00	6025,00	251041,67
350-490	19,00	1615000,00	4750,00	197916,67
остаток >490	17,90	1521500,00	4475,00	186458,33
Cумма	100,00	8500000,00	25000,00	1041666,67

4.2 Установка изомеризации легких парафиновых углеводородов

Изомеризат - ценнейший компонент товарного автобензина, так как не содержит бензола, ароматических углеводородов, сернистых соединений, олефиновых углеводородов, имеет высокое ОЧ по исследовательскому и моторному методу( почти одинаковое).

Основные параметры процесса высокотемпературной изомеризации:

Температура, - 380 - 450

Давление, МПа - 3-4

Выход изомеризата, % об. - 91

ОЧ (по исследовательскому методу) за проход - 74-76

Технологический режим:

Температура,:

Реакции в начале цикла - 380

В конце цикла - 450

Верха колонны - 11 - 82

Низа колонны - 11 - 112

Давление, МПа:

В реакторе - 8

В колонне - 11 - 0,85

Таблица 17. Материальный баланс установки изомеризации

Матбаланс установки изомеризации
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
н.к.-85	100,00	6,80	578000,00	1700,00	70833,33
ВСГ	1,00	0,07	5780,00	17,00	708,33
Сумма	101,00	6,87	583780,00	1717,00	71541,67
Расход
УВ газ	1,80	0,12	10404,00	30,60	1275,00
Сжиженный газ	16,80	1,14	97104,00	285,60	11900,00
Изомеризат:	82,40	5,60	476272,00	1400,80	58366,67
Сумма	101,00	6,87	583780,00	1717,00	71541,67

4.3 Каталитический риформинг

Назначение - получение высокооктанового компонента товарных автомобильных топлив из низкооктановых бензинов за счет их ароматизации.

Сырье - прямогонная бензиновая фракция широкого фракционного состава (фракция 85 - 150С) с установки АВТ и бензин с установки коксования и гидрокрекинга, имеющий низкое октановое число.

Продукция:

· риформат - высокооктановый компонент бензина (октановое число по моторному методу 85 - 87, по исследовательскому - 93 - 95);

· углеводородный газ - направляется на блок предельных ГФУ;

· водородсодержащий газ - направляется в систему водородсодержащего газа завода для обеспечения гидропроцессов;

Таблица 18. Технологический режим процесса каталитического риформинга.

температура в реакторах, С давление в реакторах, МПа объемная скорость подачи сырья, ч-1 кратность циркуляции ВСГ, м3/м3 соотношение катализатора по реакторам	480-510 3,2-4,0 1,5-2,0 1400-1800 0,15 : 0,35 : 0,5
катализатор - КР-108 (полиметаллический, платина, рений на оксиде алюминия г-Al2O3, промотированный хлором и металлами).

Таблица 19. Материальный баланс установки каталитического риформинга.

Материальный баланс установки каталитического риформинга
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
85-150	84,15	15,70	1334500,00	3925,00	163541,67
Бензин ГК ВГ	0,50	0,09	7936,11	23,34	972,56
Бензин коксования	15,35	2,86	243440,00	716,00	29833,33
Сумма	100,00	18,66	1585876,11	4664,34	194347,56
Расход
УВ газ	5,10	0,95	80879,68	237,88	9911,73
ВСГ	4,60	0,86	72950,30	214,56	8939,99
Сжиженный газ(С1-С4)	3,30	0,62	52333,91	153,92	6413,47
Риформат	87,00	16,23	1379712,22	4057,98	169082,38
Сумма	100,00	18,66	1585876,11	4664,34	194347,56

4.4 Гидроочистка

Назначением процесса гидроочистки является удаление из нефтепродуктов сернистых соединений посредством каталитического воздействия на них. В результате происходит разложение сернистых соединений с образованием сероводорода H2S и насыщение непредельных углеводородов (образовавшихся в процессе и содержащихся в исходном нефтепродукте). Гидроочистка обычно сопровождается и некоторым разложением сырья, о чем свидетельствует присутствие в продуктах процесса легких фракций, не содержащихся в сырье, и углеводородных газов.

Таблица 20.Материальный баланс установки гидроочистки керосина.

Мат.баланс установки гидроочистки керосиновой фракции
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
150-230	100,00	14,80	1258000,00	3700,00	154166,67
ВСГ	0,84	0,12	10567,20	31,08	1295,00
в том числе водород	0,25	0,04	3118,80	9,17	382,21
Сумма	100,84	14,92	1268567,20	3731,08	155461,67
Расход
Керосиновая фр ТС-1	98,14	14,52	1234601,20	3631,18	151299,17
Бенз.отгон	1,10	0,16	13838,00	40,70	1695,83
УВ газ	1	0,15	12580,00	37,00	1541,67
Сероводород	0,2	0,03	2516,00	7,40	308,33
Потери	0,4	0,06	5032,00	14,80	616,67
Сумма	100,84	14,92	1268567,20	3731,08	155461,67



Таблица 21.Материальный баланс установки гидроочистки ДТ.

Мат.баланс установки гидроочистки дизельной фракции
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
230-350	100,00	24,10	2048500,00	6025,00	251041,67
ВСГ	1,5	0,36	30727,50	90,38	3765,63
Водород	0,40	0,10	8194,00	24,10	1004,17
Сумма	101,50	24,46	2079227,50	6115,38	254807,29
Расход
ДТ	97,10	23,40	1989093,50	5850,28	243761,46
Бенз.отгон	1,10	0,27	22533,50	66,28	2761,46
УВ газ	2,10	0,51	43018,50	126,53	5271,88
Сероводород	0,80	0,19	16388,00	48,20	2008,33
Потери	0,40	0,10	8194,00	24,10	1004,17
Сумма	101,50	24,46	2079227,50	6115,38	254807,29

Таблица 22.Материальный баланс установки гидроочистки вакуумного газойля.

Мат.баланс установки гидроочистки вакуумного газойля
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
240-350	100,00	19,00	1615000,00	4750,00	197916,67
ВСГ	1,6	0,30	25840,00	76,00	3166,67
в том числе водород	0,65	0,12	10497,50	30,88	1286,46
Сумма	101,60	19,30	1640840,00	4826,00	201083,33
Расход
Гидроочищенная фракция	87,75	16,67	1417162,50	4168,13	173671,88
Дизельная фракция	9,2	1,75	148580,00	437,00	18208,33
Бенз.отгон	1,35	0,26	21802,50	64,13	2671,88
УВ газ	1,5	0,29	24225,00	71,25	2968,75
Сероводород	1,4	0,27	22610,00	66,50	2770,83
Потери	0,40	0,08	6460,00	19,00	791,67
Сумма	101,60	19,30	1640840,00	4826,00	201083,33



Таблица 23.Материальный баланс установки гидроочистки лёгкого газойля кат. крекинга и коксования.

Мат.баланс установки гидроочистки лёгкого газойля каткрекинга и коксования
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
лёгкий газойль	100,00	7,05	599631,23	1763,62	73484,22
ВСГ	0,40	0,03	2398,52	7,05	293,94
Сумма	100,40	7,08	602029,75	1770,68	73778,16
Расход
ДТ	96,90	6,84	581042,66	1708,95	71206,21
Бенз.отгон	1,30	0,09	7795,21	22,93	955,29
УВ газ	0,60	0,04	3597,79	10,58	440,91
Сероводород	1,20	0,08	7195,57	21,16	881,81
Потери	0,40	0,03	2398,52	7,05	293,94
Сумма	100,40	7,08	602029,75	1770,68	73778,16

4.5 Установка замедленного коксования

Назначение процесса - получение светлых дистиллятов и кокса из тяжелого нефтяного сырья.

При замедленном (полунепрерывном) коксовании (delayed coking) из гудрона малосернистой нефти получают до 25% (масс.) игольчатого кокса.

Отличительная черта процесса: сырье нагревается в печи до 500 , направляется в необогреваемую камеру, где находится длительное время и за счет аккумулированной им теплоты коксуется. С верха камеры удаляют потоки легких дистиллятов. После заполнения камеры коксом на 70-90% поток сырья переключается на другую камеру, а из отключенной камеры отгружают кокс.

Таблица 24.Технологический режим работы УЗК:

Температура, -входа сырья в камеру -выхода паров из камеры	490-510 440-460
Давление в коксовой камере, МПа	0,18-0,4
Коэффициент рециркуляции	1,2-1,6
Объемная скорость подачи сырья,	0,12-0,13

Таблица 25. Материальный баланс установки замедленного коксования.

Мат.баланс установки замедленного коксования
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
Гудрон	100,00	17,90	1521500,00	4475,00	186458,33
Сумма	100,00	17,90	1521500,00	4475,00	186458,33
Расход
Газ	7,00	1,25	106505,00	313,25	13052,08
Бенз.фр.	16,00	2,86	243440,00	716,00	29833,33
Легкий газойль(200-350)	26,00	4,65	395590,00	1163,50	48479,17
Тяжелый газойль(350-500)	23,00	4,12	349945,00	1029,25	42885,42
Кокс	26,00	4,65	395590,00	1163,50	48479,17
Потери	2,00	0,36	30430,00	89,50	3729,17
Сумма	100,00	17,90	1521500,00	4475,00	186458,33

4.6 Установка каталитического крекинга

Каталитический крекинг - процесс каталитического деструктивного превращения разнообразных нефтяных фракций в моторные топлива, сырье для нефтехимии и алкилирования, производства технического углерода и кокса.

Каталитический крекинг на алюмосиликатных катализаторах является одним из наиболее распространенных процессов в нефтеперерабатывающей промышленности и способствует значительному углублению переработки нефти.

Целевым назначением процесса является получение высококачественного бензина с октановым числом (в чистом виде) 90 - 92 по исследовательскому методу. При каталитическом крекинге образуется значительное количество газа, богатого бутан-бутиленовой фракцией (сырье для производства высокооктанового компонента бензина - алкилата).

Таблица 26.Характеристики технологического режима установка кат. крекинга

- температура в лифт-реакторе, °С - температура в регенераторе, °С - массовая скорость подачи сырья, ч-1 - кратность циркуляции - давление в реакторе, МПа - давление в регенераторе, МПа	515-520 650-670 80-100 5,5-6 0,15 0,15

Таблица 27. Материальный баланс установки каталитического крекинга.

Каталитический крекинг ВГ
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
гидроочищенный вакуумный газойль+Тяж газойль кокс	100	8,34	1200242,5	3530,125	147089
Сумма	100	8,34	1200242,5	3530,13	147089
ПОЛУЧЕНО
углеводородный газ	8	1,13	96019,4	282	11767
бензин	55	7,77	660133,375	1942	80899
легкий газойль	17	2,40	204041,225	600	25005
тяжелый газойль	20	2,82	240048,5	706	29418
Сумма	100	14,12	1200242,5	3530,13	147089

4.7 Абсорбционная газофракционирующая установка (АГФУ)

Абсорбционная газофракционирующая установка (АГФУ) предназначена для получения индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. По типу перерабатываемого сырья они подразделяются на ГФУ предельных и непредельных газов.

Сырье поступает на установку в газообразном и жидком (головка стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитической изомеризации, каталитического риформинга, гидрокрекинга и гидроочистки, на ГФУ непредельных газов - с установки каталитического крекинга. Число дней работы - 330.

Для составления материального баланса ГФУ необходимо знать суммарный состав газов, поступающих на установку газофракционирования. Для этого составляются сводные таблицы для газов, поступающих на ГФУ предельных и непредельных газов.

Таблица 28. Материальный баланс ГФУ непредельных газов.

Матбаланс непредельной ГФУ
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
Газы коксования	65,45	2,95	250982,86	738,18	30757,70
Газы кат. Крекинга	34,55	1,56	132518,95	389,76	16240,07
Итого	100,00	4,51	383501,81	1127,95	46997,77
Расход
Сухой газ	30,45	1,37	116765,51	343,43	14309,50
ППФ	27,57	1,24	105713,45	310,92	12955,08
ББФ	41,99	1,89	161022,85	473,60	19733,19
Сумма	100,00	4,51	383501,81	1127,95	46997,77

Таблица 29. Материальный баланс ГФУ предельных газов.

Мат.баланс предельной ГФУ
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
Газы АВТ	41,95	1,70	144500,00	425,00	17708,33
Газы риформинга	23,48	0,95	80879,68	237,88	9911,73
Газы ГО ДТ	12,49	0,51	43018,50	126,53	5271,88
Газы ГО Керосиновой фр	3,65	0,15	12580,00	37,00	1541,67
Газы ГО ВГ	7,03	0,29	24225,00	71,25	2968,75
Газы ГО ЛГ КК	1,04	0,04	3597,79	10,58	440,91
Газы ГО ЛГ Коксования	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Газы ГК ВГ	2,14	0,09	7369,25	21,67	903,09
Газы уст Депарафинизации	5,20	0,21	17901,84	52,65	2193,85
Газы изомеризации	3,02	0,12	10404,00	30,60	1275,00
Сумма	100,00	4,05	344476,06	1013,16	42215,20
Расход
CH4	13,55	0,55	46669,64	137,26	5719,32
этан	11,18	0,45	38526,88	113,31	4721,43
пропан	17,22	0,70	59335,37	174,52	7271,49
н-бутан	35,31	1,43	121642,04	357,77	14907,11
и-бутан	14,81	0,60	51009,90	150,03	6251,21
>C5	7,92	0,32	27292,23	80,27	3344,64
Сумма	100,00	4,05	344476,06	1013,16	42215,20

4.8 Установка сернокислотного алкилирования

Алкилирование - каталитический процесс производства высокооктанового компонента бензина на основе взаимодействия изобутана с бутиленами и пропиленом. Сырьем для алкилирования служат ББФ и ППФ, получаемые в процессе разделения газов каталитического крекинга. Целевыми продуктами процесса являются легкий и тяжелый алкилаты. Легкий алкилат (имеет к.к. = 85 °С и октановое число 91-95 по моторному методу) является компонентом автомобильного бензина, тяжелый алкилат (выкипает в пределах 185-310 °С) применяется как компонент дизельного топлива (ДТ). Катализатором процесса служат серная кислота или фтористый водород. В данной работе применена установка, использующая 98 - 99%-ную серную кислоту по моногидрату.

Таблица 30. Материальный баланс установки сернокислотного алкилирования.

Матбаланс установки алкилирования
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
ППФ	100,00	1,24	105713,45	310,92	12955,08
ББФ		1,89	161022,85	473,60	19733,19
и-бутан		0,60	51009,90	150,03	6251,21
Итого		3,74	317746,20	934,55	38939,49
Расход
Легкий алкилат	69,50	2,60	220833,61	649,51	27062,94
Тяжелый алкилат	5,90	0,22	18747,03	55,14	2297,43
Пропан	14,00	0,52	44484,47	130,84	5451,53
Отраб. ББФ	10,60	0,40	33681,10	99,06	4127,59
Итого	100,00	3,74	317746,20	934,55	38939,49

4.9 Установка производства серы

На НПЗ серу получают из технического сероводорода. На отечественных НПЗ сероводород в основном выделяют с помощью 15%-ного водного раствора МЭА из соответствующих потоков с установок гидроочисток. Блоки регенерации сероводорода из насыщенных растворов МЭА монтируют на установках гидроочистки РТ и ДТ, или непосредственно на установках производства серы, куда собирают растворы МЭА, содержащие сероводород, с большой группы установок. Регенерированный МЭА возвращается на установки гидроочистки, где вновь используется для извлечения сероводорода.

Таблица 31.Технологический режим установки производства серы

- давление избыточное, МПа · сероводородсодержащего газа, подаваемого к топкам · воздуха от воздуходувок · в топках · в деаэраторе - температура газа, °С · на основной топке · на выходе из котла-утилизатора · на входе в реакторы (конверторы) · на выходе из реактора I ступени · на выходе из реактора II ступени · газа на выходе из конденсатора-генератора · в сероуловителе · на выходе из печи дожига - разряжение в дымоходе, Па	0,04 - 0,05 0,05 - 0,06 0,03 - 0,05 0,4 - 0,5 1100 - 1300 155 - 165 230 - 250 290 - 310 240 - 260 140 - 160 150 580 - 650 390 - 490

Основные стадии процесса производства серы из технического сероводорода: термическое окисление сероводорода кислородом воздуха с получением серы и диоксида серы; взаимодействие диоксида серы с сероводородом в реакторах (конверторах), загруженных катализатором.

Таблица 32. Материальный баланс установки производства серы.

Мат.баланс установки по производству серы
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
H2S	25,00	0,7	57212,55	168,3	7011,3
воздух на гор.	51,00	1,4	116713,6	343,3	14303,1
топл газ в печь дож.	0,30	0,01	686,6	2,0	84,1
воздух в печь дожига	24,00	0,6	54924	161,5	6730,9
Сумма	100,00	2,7	229536,75	675,1	28129,5
Расход
сера S	20,40	0,55	46825,5	137,7	5738,42
CO,CO2,SO2	79,00	2,13	181334	533,3	22222,31
потери	0,60	0,02	1377,2	4,1	168,78
Сумма	100,00	2,7	229536,7	675,1	28129,5

4.10 Установка Гидрокрекинга Вакуумного газойля

Гидрокрекинг -- один из видов крекинга, переработка высококипящих нефтяных фракций, мазута, вакуумного газойля или деасфальтизата для получения бензина, дизельного и реактивного топлива, смазочных масел, сырья для каталитического крекинга и др.

Проводят действием водорода при 330--450°С и давлении 5-30 МПа в присутствии никель-молибденовых катализаторов. В процессе гидрокрекинга происходят следующие превращения:

· Гидроочистка -- из сырья удаляются сера-азотсодержащие соединения;

· Расщепление тяжелых молекул углеводорода на более мелкие;

· Насыщение водородом непредельных углеводородов.

Таблица 33. Материальный баланс установки гидрокрекинга вакуумного газойля.

Мат. баланс установки гидрокрекинга ВГ
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
350-490	100,00	8,34	566865,00	1667,25	69468,75
Водород	0,70	0,05	3968,06	11,67	486,28
Cумма	100,70	8,38	570833,06	1678,92	69955,03
Расход
УВ газ	1,30	0,09	7369,25	21,67	903,09
Сероводород	1,50	0,10	8502,98	25,01	1042,03
Бенз.отгон	1,40	0,09	7936,11	23,34	972,56
Диз.фракция	9,30	0,62	52718,45	155,05	6460,59
Реактивное топливо Т6	86,20	5,75	488637,63	1437,17	59882,06
Потери	1,00	0,07	5668,65	16,67	694,69
Сумма	100,70	6,72	570833,06	1678,92	69955,03

4.11 Установка депарафинизации дизельного топлива

Депарафинизация -- процесс направленный на удаление нормальных парафиновых углеводородов из керосино-газойлевых и масляных фракций нефти. Так как нормальные углеводороды обладают высокой температурой застывания, их удаление из фракции снижает температуру застывания. Например, исходная фракция имеет температуру застывания +10 градусов Цельсия, то после депарафинизации температура застывания может составить ?50 градусов Цельсия. Депарафинизация применяется в основном для производства минеральных масел, гораздо реже для производства зимнего и арктического дизельного топлива. Принципиально используют две технологии депарафинизации:

Сольвентную. Определенный растворитель смешивают с исходной фракцией. Далее смесь охлаждают до требуемой температуры застывания, и выпадающие в осадок нормальные парафины отфильтровывают, растворитель отгоняют от целевого продукта. Процессы повторяются.

Каталитическая. На избирательных катализаторах при высоком давлении, температуре и избытке водорода длинные молекулы нормальных парафинов расщепляются и изомеризуются.

Таблица 34. Материальный баланс установки депарафинизации ДТ.

Мат.баланс установки депарафинизации ДТ.
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	% на нефть	т/год	т/сутки	кг/час
ДТ	100,00	23,40	1989093,50	5850,28	243761,46
ВСГ	1,00	0,23	19890,94	58,50	2437,61
Сумма	101,00	23,64	2008984,44	5908,78	246199,07
Расход
ДТ	90,70	21,22	1804107,80	5306,20	221091,64
Бенз.отгон	9,00	2,11	179018,42	526,52	21938,53
УВ газ	0,90	0,21	17901,84	52,65	2193,85
Потери	0,40	0,09	7956,37	23,40	975,05
Сумма	101,00	23,64	2008984,44	5908,78	246199,07



5. Материальный баланс нефтеперерабатывающего завода

Таблица 35.Сводный материальный баланс.

Сводный материальный баланс
Приход
Статьи прихода/расхода	% на фр.	т/год	т/сутки	кг/час
Нефть	100,00	8500000,00	25000,00	1041666,67
ВСГ	0,31	26257,51	77,23	3217,83
Воздух( на уст. пр-ва серы)	2,02	171637,65	504,82	21034,03
Итого	102,33	8697895,16	25582,04	1065918,53
Расход
Бензин
АИ-92	35,08	2981938,82	8770,41	365433,68
Авиационные топлива
ТС-1	14,52	1234601,20	3631,18	151299,17
Т-6	5,75	488637,63	1437,17	59882,06
ДТ
ДТ-3-К5	21,85	1856826,25	5461,25	227552,24
ДТ-Л-K5	8,80	748369,68	2201,09	91711,97
Газы
Топливный газ	2,76	234956,57	691,05	28793,70
СПБТ	1,76	149437,91	439,52	18313,47
Пропан	0,52	44484,47	130,84	5451,53
Котельное топливо
ТМ-100	2,82	240048,50	706,03	29417,71
Прочее
Сера	0,55	46825,50	137,72	5738,42
фр. >С5 на НХС.	0,32	27292,23	80,27	3344,64
Кокс КЗГ	4,65	395590,00	1163,50	48479,17
Потери + ВСГ остаток	0,79	67552,37	198,68	8278,48
CO2,SO3,CO на утилизацию	2,13	181334	533,34	22222,31
Итого	102,33	8697895,16	25582,04	1065918,53



6. Расчет глубины переработки нефти, расчёт индекса Нельсона НПЗ

6.1 Глубина переработки

(ГП)=

где G1- объём перерабатываемой нефти, т/г;

G2- объём котельного топлива+ потери, т/г.

,

6.2 Расчёт Индекса Нельсона НПЗ

В мире существует несколько способов оценки работы предприятия. Один из них осуществляется с помощью индекса Нельсона.

Формула для определения индекса Нельсона НПЗ:

Nуст - индекс Нельсона для каждой конкретной установки;

Qуст - мощность установки;

Qзавода - мощность предприятия.

Принцип: каждой установке присвоен ряд коэффициентов в зависимости от:

а) степени сложности процесса и установки;

б) совокупности технико-экономических характеристик;

в) от технологических характеристик;

г) от пожароопасности и т.д.

Вносят ряд корректив в параметры в зависимости от возраста установки, иногда от качества сырья и др.

Средний индекс для НПЗ Европы - 6,5.

Таблица.36.Расчёт Индекса Нельсона.

Наименование установки	АТ	ВТ	Кат. крекинг	Коксование	Кат. риформ.	ГО Керосина	ГО ДТ	ГО ВГ
Qуст., тыс.т/год	5363500	1615000	1200243	1521500	1585876	1258000	2648131	1615000
Nуст.	1	2	6	4	4	2	3	3
Доля установки в сумм. Nзав.	0,63	0,38	0,85	0,72	0,75	0,30	0,93	0,57

.

Наименование установки	ГК ВГ	ГФУ пред.	ГФУ непред.	Алкилирование	Изомеризация	Депарафинизация	N
Qуст., тыс.т/год	566865	344476	383502	317746	583780	2008984
Nуст.	7	2	2	6	2	3
Доля установки в сумм. Nзав.	0,47	0,08	0,09	0,22	0,14	0,71	6,83



7. Описание технологической схемы установки

7.1 Химизм процесса, механизм основных реакций

Процесс гидроочистки основывается на реакциях умеренной гидрогенизации, в результате которых соединения серы, азота и кислорода превращаются в присутствии водорода и катализатора в углеводороды с выделением сероводорода, воды и аммиака, а олефины преобразуются в более стабильные углеводороды парафинового или нафтенового рядов в зависимости от их природы в исходном сырье.