Технология переработки нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Характеристика исходной нефти и фракций, выделенных из неё

2. Выбор варианта переработки нефти, ассортимента получаемых продуктов и схемы НПЗ

2.1 Выбор варианта переработки нефти

2.2 Выбор ассортимента получаемых продуктов и схемы НПЗ

3. Характеристика технологических установок, входящих в состав НПЗ

4. Материальные балансы установок и НПЗ

5. Библиографический список

Введение

Нефтяная промышленность России в последние годы переживает глубокий спад. Добыча нефти и газового конденсата сократилась по сравнению с 1990 г. более чем на 40%. При этом отрасль продолжает обеспечивать как внутренние потребности страны, так и экспорт. Несмотря на современное кризисное состояние нефтяной промышленности Россия остается одним из крупнейших в мире производителей, потребителей и экспортеров нефти и продолжает сохранять важные позиции на мировом рынке, занимая третье место в мире по добыче нефти.

В настоящее время такой вид топлива, как нефть, имеет уникальное и огромное значение. Нефтяная промышленность -- это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается по своим закономерностям. Нефть -- наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

Значение нефти в народном хозяйстве велико: это сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельного печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

Россия -- единственная среди крупных промышленно развитых стран мира, которая не только полностью обеспечена нефтью, но и в значительной мере экспортирует топливо. Велика ее доля в мировом балансе топливно-энергетических ресурсов, например по разведанным запасам нефти -- около 10%

Для России, как и для большинства стран-экспортеров, нефть -- один из важнейших источников валютных поступлений. Удельный вес экспорта нефти и нефтепродуктов в общей валютной выручке страны составляет приблизительно 27%. Роль нефтяного комплекса России как источника бюджетных поступлений постоянно растет. На экспорт поставляются 2/5 добываемой в стране нефти и 1/3 от производимых нефтепродуктов.

Бюджетный вклад нефтяного комплекса за последние четыре года вырос в 3,5 раза, в то время как добыча нефти не только не увеличилась, но и сократилась более чем на 5%. Это значит, что последние пять лет характеризуются постоянным существенным, даже многократным ростом налоговой нагрузки на нефтяной комплекс.

1. Характеристика исходной нефти и фракций, выделенных из неё

На основании физико-химических характеристик Туймазинской нефти можно заклассифицировать по ГОСТ

-Класс нефти- 2(по содержанию серы в нефти = 1,44);

-Тип нефти - 2 (содержание фракций, выкипающих до 350С = 53,4% масс.);

- Группа нефти -2(потенциальное содержание базовых масел=15 %масс.);

- Подгруппа -3 (индекс вязкости базовых масел = 86 пунктов);

- Вид нефти - 2 (содержание твердых парафинов= 4,1 % масс.)

Таким образом, шифр нефти - 2.2.2.3.2. Это сернистая нефть, со средним содержанием светлых дестиллятов (53,40% масс), потенциальным содержанием базовых масел с И. В. более 86 пунктов, парафинистая.

2. Выбор варианта переработки нефти, ассортимента получаемых продуктов и схемы НПЗ

2.1 Выбор варианта переработки нефти

Технологическая схема проектируемого НПЗ определяется потребностью в товарных нефтепродуктах в данном регионе, качеством перерабатываемой нефти и уровнем развития технологических процессов.

При этом решающее значение имеет потребность в товарных нефтепродуктах в районе, где предполагается строительство проектируемого НПЗ.

Существует четыре основных варианта переработки нефти:

-топливный с неглубокой переработкой нефти;

- топливный с глубокой переработкой нефти;

- топливно-масляный;

- топливно-нефтехимический.

Топливно-масляный вариант переработки нефти нецелесообразен, хотя нефть относится к 1 группе по содержанию базовых масел, но индекс вязкости не высок - 85 мм2/с, выход узких дистилляционных фракций значительно менее 8%.

Топливный вариант с неглубокой переработкой неыгоден, т.к. выход светлых нефтепродуктов составляет всего 40-45%, а выработка котельного топлива достигает 50-55% на исходную нефть.

Поэтому при выборе варианта переработки выбираем вариант с глубокой переработкой нефти.

2.2 Выбор ассортимента получаемых продуктов и схемы НПЗ

Сырая нефть подается на установку первичной переработки нефти ЭЛОУ - АВТ, на которой согласно получены следующие фракции:

- газ

-н.к. - 70

-70 - 120

-120 -180

-180 - 225

- 225 -280

- 280 - 350

- 350 - 500

-выше 500 (21,7 % мас.)

Материальный баланс АВТ

Статьи баланса	Потенц. содержание	Отбор от	Фактический	тыс. т/год
	в нефти, % мас.	потенциала	отбор, %мас.
		в долях от единицы	на нефть
Взято:
Нефть	100			8000
Получено:
газ до 28	1,8	1	1,80	144
НК-70	4,2	0,99	4,16	336
70-120	4	0,99	3,96	320
120-180	10	0,98	9,80	800
180-225	9	0,96	8,64	720
225-280	10	0,95	9,50	800
280-350	12,3	0,94	11,56	984
350-500	27	0,85	22,95	2160
>500	21,7	1,23	26,63	1736
Потери			1,00
ИТОГО	100		100,00	8000

Отбор светлых нефтепродуктов = (4,16+3,96+9,80+8,64+9,5+11,56)/(4,2+4+10+9+10+12,3)*100%= 96,20%

При переработке нефти по топливному варианту на НПЗ необходимо организовать в основном производство различных топлив - автомобильных и авиационных бензинов. Реактивных, дизельных и котельных топлив, малосернистого кокса, битума и т.п.

Прямогонные низкокипящие фракции н.к. - 62 и 62 - 85 имеют низкое октановое число равное 62 п. (таблица 1.3)направляется на изомеризацию с целью повышения октанового числа.

Фракции 85 - 120 и 120 - 180 применяются в качестве сырья для установок каталитического риформинга для получения базового высокооктанового компонента товарных бензинов. Полученный катализат служит компонентом товарного автобензина. В качестве побочных продуктов получают газ, головку стабилизации (она направляется на ГФУ предельных углеводородов) и ВСГ.

Основные показатели качества реактивных топлив

Показатель	ТС -1	ТС - 2	Т - 2	РТ	Т - 6	фракция
1	2	3	4	5	6	120-225
Плотность при 20 С, кг/м3
не менее	800	775	755	755	840	775
Фракционный состав,
температура, С
начало кипения, не выше	150	150				140
начало кипения, не ниже			60	135	195
10%, не выше	175	165	145	175	220	146
50%, не выше	225	195	195	225	255	170
90%, не выше	270	230	250	270	290	210
98%, не выше	280	250	280	280	315	213
Вязкость кинематическая, м2/с
при 20 С, не менее	1,5	1,25	1,05	1,25	4,5	1,25
Теплота сгорания низшая,Ккал/кг
не менее	10250	10250	10300	10300	10250	10376
Высота некоптящего пламени,
мм, не менее	16	25	25	25	20	28
Кислотность, мг КОН/100мл,
не более	0,7	0,7	0,7	0,7	0,5	1,22
Температура начала кристализа-
ции, С, не выше	-60	-60	-60	-60	-60	-60
Иодное число, г иода на 100 г,
не более	2	3,50	3,5	0,5	1	0,51
Содержание серы
общей, %, не более	0,1	0,25	0,25	0,1	0,05	0,14
меркаптановаой, %, не более		0,005	0,005	0,001	0	0,0026
Температура вспышки в закр.
тигле, не менее	30	28		28	60	33

Дизельные фракции 180 - 240, 240 - 350 используют для производства дизельных топлив. Характеристика получаемых из данной нефти дизельных фракций приведены в таблице 2.3 в сравнении с требованиями ГОСТ на товарные дизельные топлива.

Показатели качества дизельных топлив (ГОСТ 305)

Показатели качества	Нормы для марок		Фракция 240-350
	Л	З	А
Цетановое число, не менее	45	45	45	58,5
Фракционный состав:
50% перегоняется при температурк, С, не выше	280	280	255	293
96% перегоняется при температурре(конец
перегонки) С, не выше	360	340	330	343
Температура застывания, С, не выше,
для климатической зоны:
умеренной	-10	-35		-8
холодной		-45	-55
Температура помутнения, С, не выше,
для климатической зоны:
умеренной	-5	-25		-29
холодной		-35
Температура вспышки, определяемая в закрытом
тигле. С, не ниже:
для тепловозных и судовых дизелей и газовых
турбин	62	40	35	124
для дизелей общего назначения	40	35	30
Содержание серы, % мас., не более в топливе:
вида I	0,2	0,2	0,2	1,32
вида II	0,5	0,5	0,4
Содержание меркаптановой серы, %, мас., не более	0,01	0,01	0,01	--
Плотность при 20 С, кг/м , не более	860	840	830	856

Содержание серы в топливе очень высокое (1,32% мас. общей). Для производства экологически чистых дизельных топлив из прямогонного сырья применяют глубокую гидроочистку, в результате чего получается гидроочищенное дизельное топливо, служащее компонентом товарного дизельного топлива, бензин отгон, служащий сырьем каталитического риформинга, сероводород и газ.

Получаемое дизельное топливо не требует добавления присадок для повышения цетанового числа (показатель воспламеняемости топлива) (ЦЧ=58,5)

Из данной прямогонной фракции можно получать только летнее дизельное топливо. Для получения зимнего и арктического дизельного топлива необходимо применение депрессорных присадок для понижения температуры застывания. Вакуумный газойль (350 - 500) применяется в качестве сырья для каталитического крекинга. Предварительно прямогонная фракция подается на блок гидроочистки откуда бензин-отгон отправляется на каталитический рифоминг, а гидрогенизат является сырьем для каталитического крекинга. Получающийся в процессе каталитического крекинга легкий газойль используется как сырье гидроочистки дизельного топлива, а тяжелый газойль применяется как компонент котельного топлива. Получающаяся в процессе фракция 280 - 350 применяется для производства технического углерода. Газ и головка служат сырьем для газофракционирования непредельных углеводородов. Бензин- отгон каталитического крекинга имеет довольно высокое октановое число 76 - 82(ММ) и используется в качестве компонента товарных бензинов Гудрон (16,97 % мас.) используется для получения битумов (20 %) и кокса (80%) мас. В наибольшем объеме (72.7 %масс) выпускаются дорожные битумы и в меньшем объеме (26,4 % масс) выпускаются строительные битумы. Жидкие битумы готовят путем разжижения вязких битумов жидкими нефтепродуктами (керосины, соляры и др.) с добавлением поверхностно - активных веществ.

3. Характеристика технологических установок, входящих в состав НПЗ

НПЗ для переработки Туймазинской нефти предполагает строительство следующих установок:

Установка ЭЛОУ-АВТ

Электрообезвоживание и электрообессоливание нефти.

Нефть, поступающая на завод содержанием воды не более1% перед отправкой на АВТ подвергается дополнительному электрообезвоживанию и обессоливанию. Отделение нефти в электродегидраторах под действием электричнского тока. В электрическом поле капли воды сталкиваются, сливаются в глобулы, происходит образование осадка из крупных капель. Что облегчает осаждение воды в электродекидраторе. По мере увеличения глубины обезвоживания расстояния между оставшимися каплями увеличивается и коалесценция замедляется. Поэтому конечное содержане воды в нефти, обработанной в электрическом поле переменного тока, колеблется до 0,1%.

Технологические установки АТ предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов.

На установках АТ осуществляют неглубокую переработку нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Установки ВТ (вакуумной трубчатки) предназначены для перегонки мазута, который образуется в результате атмосферной перегонки нефти (до350-370С).и получение вакуумного газойля широкого фракционного состава (350 - 500С), используемого как сырье установок каталитического крекинга, гидрокрекинга, гидрокрекинга, пиролиза, в некоторых случаях - термического крекинга с получением дистилятного крекинг-остатка, направляемого далее на коксование с целью получения высококачественных нефтяных коксов.

Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и позволяет при температуре 410-420С отбирать дистилляты, имеющие температуру кипения до 500С.

Установка замедленного коксования

Основное целевое назначение УЗК - производство крупно-кускового нефтяного кокса. Кроме кокса, на УЗК получают газы, бензиновую фракцию и коксовые (газойлевые) дистилляты. Газы коксования используют на ГФУ для извлечения пропан-бутановой фракции - ценного сырья для нефтехимического синтеза. Получающиеся в процессе коксования бензиновые фракции характеризуются невысокими октановыми числами( = 60 по м.м.) и низкой химической стабильностью, повышенным содержанием серы и требует дополнительного гидрогенизационного и каталитического облагораживания. Коксовые дистилляты могут быть использованы без или после гидрооблагораживания как компоненты дизельного топлива или в качестве сырья или гидрокрекинга.

Сырьем установок коксования являются остатки перегонки нефти - мазуты, гудроны; производства масел - асфальты. Экстракты; термокаталитических процессов - крекинг - остатки, тяжелая смола пиролиза; тяжелый газойль каталитического крекинга.

Процесс ведут при температуре 500-520С и давлении приближенному к атмосферному. нефть крекинг риформинг топливо

Производство нефтяных битумов.

В состав каждого НПЗ обычно входит битумное производство в размере 4 - 7% масс. на нефть. На заводах топливного производства битум получают из смеси гудрона и мазута. Для производства битумов применяется глубокая вакуумная перегонка мазута и окисление нефтепродуктов воздухом при высокой температуре

Нефти, из остатков которых вырабатываются битумы, должны быть хорошо обессолены. Наличие сернистых и других гетеросоединений в сырье не ухудшает товарных свойств битумов.

Сырьем является гудрон и фракция 350 - 500 С, поверхностно-активные вещества.

Параметры процесса: температура при выходе из печи 180 - 250 С, в окислительной колонне не выше 90С, давление 0,3 -0,8 МПа, расход воздуха 50 - 400 м/т битума.

В наибольшем объеме (около двух третьих от общего выпуска) выпускаются дорожные битумы. Далее по количеству потребления идут кровельные битумы, которые подразделяются на пропиточные и покровные. Значительную долю от общего выпуска составляют битумы, применяемые преимущественно в качестве гидроизоляционного материала.

Каталитический крекинг.

Основное целевое назначение каталитического крекинга - производство с максимально высоким выходом ( до 50% и более) высокооктанового бензина и ценных сжиженных газов - сырья для последующих производств высокооктановых компонентов бензинов изомерного строения. Получающийся в процессе легкий газойль используется обычно как компонент дизельного топлива, а тяжелый газойль с высоким содержанием полициклической ароматики - как сырье для производства технического углерода или высококачественного электродного кокса (например, игольчатого).

В качестве сырья в процессе каталитического крекинга в течение многих десятилетий используют вакуумный дистиллят (газойль) широкого фракционного состава (350 - 500 С). В ряде случаев в сырье крекинга вовлекаются газойлевые фракции гидрокрекинга, рафинаты процессов деасфальтизации мазутов, гудронов, полупродукты масляного производства.

Из процессов облагораживания сырья каталитического крекинга( с целью снижения содержания металлов и коксогенных компонентов в сырье для того чтобы каталитическая переработка была более экономична) в настоящее время широко применяют каталитическюя гидроочистку преимущественно вакуумных газойлей.

Процесс каталитического крекинга осуществляется при высоких температурах (500 - 800 С0 в режиме интенсивного массо - теплообмена в аппаратах с движущимся или псевдоожиженным слоем катализатора.

Катализаторы: аморфный, алюминосиликатный и цеолитонаполненный марок: ЦЕОКА- 2, ЦЕОКАР - 3, ЦЕОКАР - 10, микросферические (10-15 мкр) - МКЦР - 10, МЦ-5.

Продукты процесса: газ и головка стабилизации(характеризуется высоким содержанием С- С, отправляют на ГФУ предельных углеводородов), бензин (содежит до 40% ароматики. До 20% олефинов, много серы, химически стабилен. Имеет высокое октановое число). Легкий газойль, фракция 280 - 420С, фракция выше 420С, кокс выжигаемый.

Каталитический риформинг.

Процесс каталитического риформинга предназначен для повышения детанационной стойкости бензинов и получение индивидуальных ароматических углеводородов. Важное значение имеет получение в процессе дешевого водородосодержащего газа для использования в других гидрокаталитических процессах.

Помимо прямогонных бензинов, как сырье каталитического риформинга используют бензины вторичных процессов - коксования и термического крекинга после их глубокого гидрооблагораживания, а также гидроерекинга.

Продукция каталитического риформинга - углеводородный газ, ароматизированный бензин (катализат), водородосодержащий газ.

Катализаторы каталитического крекинга - это композиции, содержащие в качестве основного компонента, приблизительго 0.4 % масс. платины. Современные катализаторы содержат один или более промотирующих элементов (олово, рения, галлия, германия, иридия и др. Также содержится некоторое количество хлора. Наиболее распространен отечественный катализатор КР (КР104, КР105, КР110).

В последнее время на российских НПЗ применяют катализатор R-569 производства США. Он обеспечивает октановое число бензина риформинга до 100 пунктов. Есть недостаток - большая чувствительность к каталитическим ядам, содержащихся в сырье.

Процесс протекает при температуре 450 - 530С. При давлении 0.6 - 3.5 МПа, с объемной скоростью 1-2ч.

Гидроочистка дизельного топлива

Гидроочистка дизельного топлива предназначена для получения эксплутационных качеств нефтепродуктов. В процессе гидроочистки удаляется сера в виде H2S, азот (NH3), кислород (H2O). Происходит частичное гидрирование ароматических углеводородов.

Цель процесса - удаление серы и азота. Это нужно, для того чтобы предохранить платиновые катализаторы риформинга от отравляющих соединений этих элементов.

В последние годы существенно повысились требования к качеству дизельных топлив. Это связано с необходимостью защиты окружающей среды от вредного воздействия продуктов сгорания этих топлив.

Сырьем гидроочистки дизельного топлива служат:

- дизельные фракции 180 - 350С

- сырье вторичных процессов - газойль замедленного коксования и каткрекинга.

Продукты получаемые в процессе ГО:

-гидроочищенное дизельное топливо;

- бензин - отгон;

- сероводород;

- углеводородные газы.

Процесс ведут при температуре 340-400С, давлении 3-5МПа. объемной скорости 2-4 ч.

Газофракционирование предельных и непредельных углеводородов.

Процессы газофракционирования предназначены для получения из нефтезаводских газов индивидуальных низкомолекулярных углеводородов С1 - С6 (как предельных, так и непредельных, нормального или изостроения) или их фракций высокой чистоты, являющихся компонентами высокооктановых автобензинов, ценным нефтехимическим сырьем, а также сырьем для процессов алкилирования.

Источником углеводородных газов на НПЗ являются газы, выделяющиеся из нефти на установках АТ, АВТ и образующиеся в каталитических процессах переработки нефтяного сырья, а также газы стабилизации нестабильных бензинов.

В зависимости от химического состава различают предельные и непредельные газы. Предельные углеводороды газы получаются на установках перегонки нефти и гидрокаталитической переработки (каталитического риформинка. Гидроочистки, гидрокрекинга) нефтяного сырья. В соста непредельных углеводородов, получающихся при термодеструктивной и термокаталитической переработки нефтяного сырья ( в процессах каталитического крекинга, пиролиза, коксования и др.).

Как правило, предельные и непредельные углеводородные газы на НПЗ перерабатываются раздельно вследствие их различного назначения. При фракционировании предельных газов получаются следующие узкие углеводордные фракции:

- метан - этановую (сухой газ), которую используют как сырье пиролиза или в качестве хладоагента на установках глубокой депарафинизации масел и т.д.;

- пропановую, используемую как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ и хладоагента для производственных установок;

- изобутановую, являющуюся сырьем установок алкилирования, производств синтетического каучука;

- бутановую для получения бутадиена или используемый как бытовой сжиженный газ и как компонент автобензинов. Для регулирования их пусковых свойств;

- изопентановую, которая служит сырьем для производства изопренового каучука и высокооктановым компонентом автобензинов;

- пентанову фракцию - сырье для процессов пиролиза, изомеризации и т.д.

На ГФУ непредельных газов из олефинсодержащих потоков выделяются следующие фракции:

- пропан-пропиленовая - сырье процессов полимеризации и алкилирования, нефтехимических производств;

- бутан - бутиленовуая - сырье установок алкилирования для производств метилэтилкетона. Полиизобутилена, синтетичемкого каучука и др.;

- этан- этиленовя и пентан -амиленовая фракции, испоьзуемые как нефтехимическое сырье.

Процесс ведут при температуре верха деатанизатора (первой колонны) 0-5С, давлении 4МПа, во второй колонне давление 1,8 Мпа. в третьей - 1,8 МПа, температура верха 500-520С и давлении приближенному к атмосферному.

Изомеризация.

Целевым назначением процессов изомеризации в современной нефтепереработки является получение высокооктановых изокомпонентов автобензинов или сырья нефтехимии, прежде всего изопентана для синтеза изопренового каучука.

Высокая эффективность процессов изомеризации заключается в том, что в качестве сырья используются низкооктановые компоненты нефти (н.к. -85С), рафинаты каталитического риформинга, содержащий в основном н-пентаны и н-гексаны, а также фракции С5 и С6, получаемые с ГФУ. Это сырье изомеризуется в среде водорода в присутствии бифункциональных катализаторов.

Катализаторы процесса: ИП-62, в его состав входит 0,55 н%Pt, нанесенной на фторированную окись AlO. Температура процесса - 320-380С. Давление 2,8-3 МПА.

Производство серы.

Сероводород, получаемый с гидрогенизационных процессов переработки сернистых и высокосернистых нефтей, обычно используется на НПЗ для производства элементарной серы, иногда для производство серной кислоты.

Наиболее распространенным и эффективным промышленным методом получения серы является процесс каталитической окислительной конверсии сероводорода Клауса.

Процесс Клауса осуществляется в две стадии:

1) стадия термического окисления сероводорода до диоксида серы

2)стадия каталитического превращения сероводорода и диоксида серы

Традиционным катализатором а процессах Клауса вначале являлся боксит. На современных установках преимущественно применяют более активные термостабильные катализаторы на основе из оксида алюминия.

Алкилирование.

Назначение: получение высокооктанового компонента безина из легких углеводородных фракций (пропан - пропиленовой фракции, бутан - бутиленовой, изобутановой).

Процесс протекает при температуре 0-10С, давлении 0,3 - 1,2 МПа, объемной скорости 0,1 - 0,6 ч.

Катализатор - 98%-ная кислота. Процесс идет выделением тепла. Сырье - бутан-бутиленовая фракция.

Продукты: легкий алкилат, тяжелый алкилат. Пропан, бутан, пентан.

Производство водорода.

Данная установка предназначена для производства водорода, необходимого в некоторых используемых нефтеперерабатывающих процессах. Одним из источников водорода на НПЗ является установка кат. риформинга. Однако, на предприятиях с глубокой переработкой нефти наблюдается нехватка водорода, поэтому следует предусмотреть специальную установку для его производства. Процесс получения водорода включает в себя следующие этапы:

1) конверсию углеводородов водяным паром;

2) конверсию водяным паром оксида углерода;

3) очистку полученного газа от диоксида углерода.

Параметры процесса: на первом этапе Т=800-900 С, Р=2,2-2,4 МПа; на втором этапе Т=230-260 С, Р=2,2-2,4 МПа. Катализаторы процесса: на первой ступени - никелевые, на второй ступени - цинкохроммедные. Сырьём является сухой газ и химочищенная вода. Получат технический водород, двуокись углерода. Водород направляется на гидроочистку дизельных.

Установка риформинга вырабатывает меньше ВСГ, чем расходуется на установках изомеризации, гидроочистки дизельного топлива и каталитического крекинга.

Поэтому в состав НПЗ входит установка производства водорода.

Материальный баланс по водороду

Установка	Получено	Израсходовано,
	% мас.	%мас
Кат. риформинг	0,58	-
ГО РТ	-	0,12
ГО ДТ	-	0,31
Изомеризация	-	0,04
Кат. Крекинг	-	0,2
ИТОГО	0,58	0,67

Выход сероводорода для процессов гидроочистки и гидрокрекинга, включенных в состав НПЗ определили по следующей формуле:

,

где - содержание серы в исходном сырье, % масс.;

- содержание серы в конечных продуктах процесса, % мас.;

- выход гидроочищенных продуктов в долях от единицы;

34 - молекулярная масса сероводорода;

32 - атомная масса серы.

Глубина переработки нефти (%) определяется по формуле:

,

где G - объем переработанной нефти;

М - объем производства мазута (котельного топлива);

П - безвозвратные потери нефти.

G- количество сухого газа от переработанной нефти, используемого как топливо.

= (8000 - 880,80 - 220 - 265,6) / 8000 = 82,92%

5. Библиографический список

1. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и аза.- Уфа.: "Гилем",2002.

2. Власов В.Г. Физико-химические свойства нефтей, нефтяных фракций и товарных нефтепродуктов: Методические указания - Самара: Самарский государственный технический университет, 2003

3. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Ч.1. - М.: Химия,1972.

Размещено на Allbest.ru