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 |
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.
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% |
2178435,70 |
6332,66 |
263860,91 |
73,29 |
|
Сырье-ВСГ |
2,68% |
60100,00 |
174,71 |
7279,55 |
2,02 |
|
Итого |
100,00% |
2238535,70 |
6507,37 |
271140,47 |
75,32 |
|
Получено |
||||||
УВ газ |
3,64% |
81482,70 |
236,87 |
9869,51 |
2,74 |
|
Сжиженный газ |
1,60% |
35816,57 |
104,12 |
4338,25 |
1,21 |
|
легкий бензин |
6,50% |
145504,82 |
422,98 |
17624,13 |
4,90 |
|
тяжелый бензин |
15,60% |
349211,57 |
1015,15 |
42297,91 |
11,75 |
|
керосин |
23,90% |
535010,03 |
1555,26 |
64802,57 |
18,00 |
|
ДТ |
28,20% |
631267,07 |
1835,08 |
76461,61 |
21,24 |
|
ГВГ |
17,80% |
398459,35 |
1158,31 |
48263,00 |
13,41 |
|
H2S |
2,60% |
58201,93 |
169,19 |
7049,65 |
1,96 |
|
Потери |
0,16% |
3581,66 |
10,41 |
433,82 |
0,12 |
|
Итого |
100,00% |
2238535,70 |
6507,37 |
271140,47 |
75,32 |
2.12 Установка каталитического крекинга
Назначение - получение дополнительного количества высокооктановых компонентов бензина, легкого газойля - компонента ЛДТ и тяжелого газойля - компонент котельного топлива и жирного газа, богатого бутан-бутиленовой фракцией; увеличение выхода светлых фракций.
Сырье -- вакуумный газойль 350-500°С, подверженный гидроочистке, идущая с установок гидроочистки вакуумного газойля и гидрокрекинга.
Продукты:
- углеводородный газ выводится с установок для дальнейшей переработки на ГФУ предельных газов;
- ППФ И ББФ - на установку сернокислотного алкилирования;
- сероводород служит сырьем для установки производства серной кислоты;
- бензиновый отгон - на гидроочистку каталитического крекинга;
- легкий газойль каталитического крекинга - сырье установки гидроочистки дизельного топлива;
- тяжелый газойль каталитического крекинга - на смешение с товарным мазутом;
- кокс - как товарный продукт.
Технологический режим:
- температура, °С
в реакторе. 450-510
в регенераторе. 620-630
- давление, МПа
в реакторе.. 0,15-0,20
в регенераторе. 0,2-0,3
- Объемная скорость подачи сырья, ч-1, в реакторе……. 1,2-3,0
- Кратность циркуляции катализатора, нм3/м…2-10
- катализаторы - цеолитсодержащий микросферический катализатор (размер частиц 35-150 мкм), CD Module CDT-6 Hydrocat 402-K, CD Module CDT-4, Hydrocat 402-N.
- Производительность установки каталитического крекинга: 2875 тыс. т/год. [7] [10]
- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней.
Таблица 15 - Материальный баланс установки каталитического крекинга
Статьи баланса |
Выход % (масс), X(0) |
Количество |
||||
т/год |
т/сут |
кг/час |
кг/сек |
|||
Поступило |
|
|
|
|
|
|
Сырье-ГВГ |
100,00% |
2864659,35 |
8327,50 |
346979,09 |
96,38 |
|
Итого |
100,00% |
2864659,35 |
8327,50 |
346979,09 |
96,38 |
|
Получено |
||||||
Сухой газ |
2,83% |
81069,86 |
235,67 |
9819,51 |
2,73 |
|
H2S |
0,01% |
286,47 |
0,83 |
34,70 |
0,01 |
|
ППФ |
8,11% |
232323,87 |
675,36 |
28140,00 |
7,82 |
|
ББФ |
14,30% |
409646,29 |
1190,83 |
49618,01 |
13,78 |
|
Бензин |
55,27% |
1583297,23 |
4602,61 |
191775,34 |
53,27 |
|
ЛКГ |
11,53% |
330295,22 |
960,16 |
40006,69 |
11,11 |
|
ТКГ |
2,95% |
84507,45 |
245,66 |
10235,88 |
2,84 |
|
кокс |
4,00% |
114586,3742 |
333,099925 |
13879,16354 |
3,855323 |
|
Потери |
1,00% |
28646,59 |
83,27 |
3469,79 |
0,96 |
|
Итого |
100,00% |
2864659,35 |
8327,50 |
346979,09 |
96,38 |
2.13 Установка гидроочистки каталитического крекинга
Назначение - очистка бензина, полученного на установке каталитического крекинга (октановое число 80,6 пунктa (м.м.), содержание, мас.%: серы 0,094, ароматических углеводородов 23,5), в присутствии водорода и катализатора.
Сырье -- бензин с установки каталитического крекинга.
Продукты:
- углеводородный газ выводится с установок для дальнейшей переработки на ГФУ предельных газов;
- ППФ И ББФ - на установку сернокислотного алкилирования;
- сероводород служит сырьем для установки производства серной кислоты;
- бензины каталитичекого крекинга - как товарный продукт;
Технологический режим:
- температура, °С
на входе в реактор реактор. 240-300
- давление, МПа в реакторе. 3,3
- Объемная скорость подачи сырья, ч-1 …….. 4,5
- Кратность циркуляции катализатора, нм3/м…………. 2-10
- катализатор алюмокобальтмолибденовый.
- Производительность установки гидроочистки каталитического крекинга: 1592 тыс. т/год. [11]
- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней.
Таблица 16 - Материальный баланс установки гидроочистки каталитического крекинга
Статьи баланса |
Выход % (масс), X(0) |
Количество |
||||
т/год |
т/сут |
кг/час |
кг/сек |
|||
Поступило |
|
|
|
|
|
|
Сырье-ГВГ |
99,78% |
1583297,23 |
4602,61 |
191775,34 |
53,27 |
|
ВСГ |
0% |
3570,00 |
10,38 |
432,41 |
0,12 |
|
Итого |
100,00% |
1586867,23 |
4612,99 |
192207,76 |
53,39 |
|
Получено |
||||||
Сухой газ |
0,50% |
7934,34 |
23,06 |
961,04 |
0,27 |
|
H2S |
0,01% |
158,69 |
0,46 |
19,22 |
0,01 |
|
Л бензин УККФ |
42,51% |
674577,26 |
1960,98 |
81707,52 |
22,70 |
|
Т бензин УККФ |
56,58% |
897849,48 |
2610,03 |
108751,15 |
30,21 |
|
Потери |
0,40% |
6347,47 |
18,45 |
768,83 |
0,21 |
|
Итого |
100,00% |
1586867,23 |
4612,99 |
192207,76 |
53,39 |
2.14 Установка сернокислотного алкилирования
Назначение - переработка непредельных сжиженных газов, содержащих олефины, в высокооктановый компонент бензина - алкилбензин.
Сырье -- ППФ И ББФ с установки каталитического крекинга, бутановая фракция с установки ГФУ, которая подается на блок изомеризации для получения изо-бутана.
Продукты: алкилат; ППФ И ББФ; изо-бутан, как товарные продукты.
Технологический режим:
- температура, °С
в реакторе………… 3-11
колонны |
пропановая |
бутановая |
|
верх |
44-55 |
51-59 |
|
низ |
93-103 |
153-160 |
- давление, МПа
в реакторе.. 0,4-0,8
колонны |
пропановая |
бутановая |
|
верх |
16,1-17,4 |
4,2-5,4 |
|
низ |
16,5-17,9 |
4,4-5,6 |
- Объемная скорость подачи сырья, ч-1 15
- Кратность циркуляции катализатора, нм3/м……. 2-10
- катализатор серная кислота.
- Производительность установки сернокислотного алкилирования: 644 тыс. т/год. [12]
- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней.
Таблица 17 - Материальный баланс установки сернокислотного алкилирования
Статьи баланса |
Выход % (масс), X(0) |
Количество |
||||
т/год |
т/сут |
кг/час |
кг/сек |
|||
Поступило |
|
|
|
|
|
|
Сырье-ББФ,ППФ с УККФ |
100,00% |
600000,00 |
1744,19 |
72674,42 |
20,19 |
|
Итого |
100,00% |
600000,00 |
1744,19 |
72674,42 |
20,19 |
|
Получено |
||||||
Пропановая |
1,50% |
9000,00 |
26,16 |
1090,12 |
0,30 |
|
Изобутановая |
0,20% |
1200,00 |
3,49 |
145,35 |
0,04 |
|
Бутановая |
11,00% |
66000,00 |
191,86 |
7994,19 |
2,22 |
|
Алкилат |
85,90% |
515400,00 |
1498,26 |
62427,33 |
17,34 |
|
Потери |
1,40% |
8400,00 |
24,42 |
1017,44 |
0,28 |
|
Итого |
100,00% |
600000,00 |
1744,19 |
72674,42 |
20,19 |
2.15 Установка производства и восстановления серной кислоты
Назначение - получение товарной серы для продажи.
Сырье -- сероводородсодержащий газ с установок гидроочистки дизельного топлива, каталитического крекинга, блока утилизации и переработки отходов установки гидроочистки вакуумного газойля комплекса ВГО, гидрокрекинга;
Продукты: серная кислота, как товарный продукт.
Технологический режим:
- температура газа, °С
В основной топке…………………….…… 1100-1300
На выходе из котла-утилизатора……………..….. 155- 165
На входе в реакторы.. 230-250
На выходе из реактора I ступени ……….. 290-310
На выходе из реактора II ступени ………. 240-260
Газа на выходе из конденсатора-генератора .. 140-160
В сероуловителе .. 150
На выходе из печи дожига .. 580-650
- давление избыточное, МПа
Сероводородсодержащего газа, подаваемого к топкам. 0,04-0,05
Воздуха от воздуходувок . 0,05-0,06
В топках…. 0,03-0,05
В деэраторе . 0,4-0,5
- катализатор активный оксид алюминия.
- Производительность установки производства и восстановления серной кислоты: 193 тыс. т/год. [7] [13]
- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней.
Таблица 18 - Материальный баланс установки производства и восстановления серной кислоты
Статьи баланса |
Выход % (масс), X(0) |
Количество |
||||
т/год |
т/сут |
кг/час |
кг/сек |
|||
Поступило |
|
|
|
|
|
|
Сырье-H2S (с УККФ,г/о ДТ, г/о ВГ,ГК) |
100,00% |
190888,60 |
554,91 |
23121,20 |
6,42 |
|
Итого |
100,00% |
190888,60 |
554,91 |
23121,20 |
6,42 |
|
Получено |
||||||
H2SO4 |
99,50% |
189934,16 |
552,13 |
23005,59 |
6,39 |
|
Потери |
0,50% |
954,44 |
2,77 |
115,61 |
0,03 |
|
Итого |
100,00% |
190888,60 |
554,91 |
23121,20 |
6,42 |
2.16 Установка газофракционирования предельных газов
Назначение - разделение смеси сухого и жирного газа и нестабильных головных фракций на сухой газ, стабильный бензин и в зависимости от потребностей на фракции углеводородов С3, С4 и С5-С6.
Сырье -- газы с установок переработки нефти с содержанием предельных и непредельных углеводородов;
Продукты: сухой газ (С1-С2) в топливную сеть, ?С3 и ?С4 потребителю, ?С5 на изомеризацию.
Технологический режим:
Показатели |
Абсорбер |
Колонна 1 |
Колонна 2 |
Колонна 3 |
|
Температура,єС |
|||||
верха |
35 |
78 |
44 |
48 |
|
низа |
130 |
218 |
107 |
106 |
|
Давление, МПа |
1,35 |
0,83 |
1,73 |
0,59 |
- Производительность установки газофракционирования предельных газов: 310 тыс. т/год. [7] [14]
- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней.
Таблица 19 - Материальный баланс установки газофракционирования предельных газов
Статьи баланса |
Выход % (масс), X(0) |
Количество |
||||
т/год |
т/сут |
кг/час |
кг/сек |
|||
Поступило |
|
|
|
|
|
|
Сырье-рефлюкс ( с АВТ, АТ, ГК, И, Р) |
100,00% |
306716,49 |
891,62 |
37150,74 |
10,32 |
|
Итого |
100,00% |
306716,49 |
891,62 |
37150,74 |
10,32 |
|
Получено |
||||||
сухой газ |
4,70% |
14415,68 |
41,91 |
1746,08 |
0,49 |
|
ПБФ |
27,60% |
84653,75 |
246,09 |
10253,60 |
2,85 |
|
н-бутан |
35,40% |
108577,64 |
315,63 |
13151,36 |
3,65 |
|
изобутан |
11,60% |
35579,11 |
103,43 |
4309,49 |
1,20 |
|
бензин |
19,50% |
59809,72 |
173,87 |
7244,39 |
2,01 |
|
Потери |
1,20% |
3680,60 |
10,70 |
445,81 |
0,12 |
|
Итого |
100,00% |
306716,49 |
891,62 |
37150,74 |
10,32 |
2.17 Установка производства водорода методом паровой каталитической конверсии углеводородов
Назначение - выделению водорода из водородсодержащих газов.
Сырье -- водородсодержащие газы с установок гидроочистки керосина, дизельного топлива, вакуумного газойля, сырья для риформинга и установки риформинга;
Продукты: водород на гидроочистки и гидрокрекинг, и как товарный продукт.
Технологический режим:
- температура, °С . 727
- температура нагрева парометановой смеси, °С . 430
- давление, МПа .. 2,0
- давление парциальное Н2 в остаточном газе, МПа . 0,3
- соотношение пар:метан .. 2:1
- Производительность установки производства водорода: 330 тыс. т/год. [9]
- Среднее время работы установки в году принимаем равным 344 дней.
Таблица 20- Материальный баланс установки производства водорода
Статьи баланса |
Выход % (масс), X(0) |
Количество |
||||
т/год |
т/сут |
кг/час |
кг/сек |
|||
Поступило |
|
|
|
|
|
|
Сырье-водород |
100% |
321684,56 |
935,13 |
38963,73 |
10,82 |
|
Итого |
100,00% |
321684,56 |
935,13 |
38963,73 |
10,82 |
|
Получено |
||||||
ВСГ на г/о, ГК |
97,97% |
315168,09 |
916,19 |
38174,43 |
10,60 |
|
ВСГ на ТСЦ |
2,03% |
6516,47 |
18,94 |
789,30 |
0,22 |
|
Потери |
0,00% |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
|
Итого |
100,00% |
321684,56 |
935,13 |
38963,73 |
10,82 |
2.18 Материальный баланс НПЗ в целом
Статьи баланса |
Выход % (масс), X(0) |
Количество |
||||
т/год |
т/сут |
кг/час |
кг/сек |
|||
Поступило |
|
|
|
|
|
|
Сырье-нефть |
100,00% |
17300000,00 |
50290,70 |
2095445,74 |
582,07 |
|
Итого |
100,00% |
17300000,00 |
50290,70 |
2095445,74 |
582,07 |
|
Получено |
||||||
сухой газ |
2,34% |
405648,96 |
1179,21 |
49133,84 |
13,65 |
|
пропан |
0,63% |
108842,42 |
316,40 |
13183,43 |
3,66 |
|
бутан |
1,16% |
201359,13 |
585,35 |
24389,43 |
6,77 |
|
изобутан |
0,21% |
36779,11 |
106,92 |
4454,83 |
1,24 |
|
бензины |
27,09% |
4687423,24 |
13626,23 |
567759,60 |
157,71 |
|
керосин |
11,70% |
2023599,61 |
5882,56 |
245106,54 |
68,09 |
|
ДТ |
33,23% |
5748255,88 |
16710,05 |
696251,92 |
193,40 |
|
мазут |
17,15% |
2967402,05 |
8626,17 |
359423,70 |
99,84 |
|
битум |
2,98% |
515933,00 |
1499,81 |
62491,88 |
17,36 |
|
кокс УККФ |
0,66% |
114586,37 |
333,10 |
13879,16 |
3,86 |
|
нафта |
0,04% |
6299,51 |
18,31 |
763,02 |
0,21 |
|
H2S на утилизацию |
1,10% |
190888,60 |
554,91 |
23121,20 |
6,42 |
|
ВСГ |
0,04% |
6470,60 |
18,81 |
783,75 |
0,22 |
|
Потери |
1,37% |
236272,45 |
686,84 |
28618,27 |
7,95 |
|
Итого |
99,71% |
17249760,95 |
50144,65 |
2089360,58 |
580,38 |
Глубина переработки нефти (ГПН) - показатель, характеризующий эффективность использования сырья. По величине ГПН можно косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. Разумеется, что НПЗ с высокой долей вторичных процессов располагает большей возможностью для производства из каждой тонны сырья большего количества более ценных, чем нефтяной остаток, нефтепродуктов и, следовательно, для более углубленной переработки нефти.
В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной нефтепереработке под глубиной переработки нефти подразумевается суммарный выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ):
ГПН = 100-КТ-(Т+П),
где Т и П - соответственно удельные затраты топлива на переработку и потери нефти на НПЗ в процентах на сырье.
За рубежом глубину переработки нефти определяют преимущественно как суммарный выход светлых нефтепродуктов от нефти, то есть имеется в виду глубина топливной переработки нефти.
Понятие глубины переработки нефти, выраженное в виде вышеприведенного уравнения, несколько условно, так как выход непревращенного остатка, в том числе котельного топлива, зависит не только от технологии нефтепереработки, но и, с одной стороны, от качества нефти, и с другой - как будет использоваться нефтяной остаток: как котельное топливо или как сырье для производства битума, как нефтяной пек, судовое или газотурбинное топлива и т.д. Так, даже при неглубокой переработке путем только атмосферной перегонки легкой марковской нефти, содержащей 95,7 % суммы светлых, ГПН составит более 90 %, в то время как при углубленной переработке до гудрона арланской нефти с содержанием суммы светлых 43 % этот показатель составит менее 70 %.
В современной нефтепереработке принято НПЗ подразделять (без указания разграничивающих пределов ГПН) на 2 типа: с неглубокой и глубокой переработкой нефти. Такая классификация недостаточно информативна, особенно относительно НПЗ типа глубокой переработки нефти: неясно, какие именно вторичные процессы могут входить в его состав.
По способу углубления переработки нефти нефтеперерабатывающему заводу можно дать следующее определение: НПЗ - совокупность технологических процессов, в которых осуществляется последовательное (ступенчатое) извлечение, облагораживание и физико-химическая переработка дистиллятных фракций нефти и соответственно концентрирование остатков (до мазута, гудрона, тяжелого гудрона глубоковакуумной перегонки, асфальта, кокса и т.д.). По этому признаку удобно классифицировать НПЗ на следующие 4 типа:
1) НПЗ неглубокой переработки (НГП);
2) НПЗ углубленной переработки (У ПН);
3) НПЗ глубокой переработки (ГПН);
4) НПЗ безостаточной переработки (БОП).
Определяем величину отбора светлых нефтепродуктов по формуле: С=100(Б+К+Д+А+ЖП+СГ+Р)/Н
Где: Б, К, Д, А, ЖП, СГ, Р - количество получаемых на заводе соответственно бензина, керосина, дизельного топлива, ароматических углеводородов, жидких парафинов, сжиженных газов, растворителей, тыс. т/год; Н-мощность завода, тыс.т/год.
Глубину переработки нефти рассчитываем по формуле:
Г = ,(% масс.)
Где ТМ -- количество топочного мазута, тыс. т/год; Т - топливо на собственные нужды тыс. т/год; П - безвозвратные потери, тыс. т/год; Н - фактически переработанное сырье, тыс.т/год.
3. Расчет теплообменного оборудования
4. Технологический расчет колонны К-2 блока АТ установки АВТ-3
4.1 Описание технологической схемы блока АТ
Обессоленная и обезвоженная нефть, поступающая с блока ЭЛОУ, насосом Н-1 прокачивается через ряд теплообменников Т-1/5, где нагревается за счет тепла отводимых с установки потоков дизельной фракции и мазута, и подается в питательную секцию колонны предварительного испарения К-1. С верха отбензинивающей колонны К-1 выходят пары бензина и воды вместе с растворенными в нефти газами и сероводородом, охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения АВО-1, холодильнике X-1 и поступают в рефлюксную емкость Е-1. Газ из газоводоотделителя направляется на установку АГФУ, а бензин нк-85 °С частично подается в колонну К-1 в качестве холодного орошения, остальное его количество подается в секцию вторичной перегонки.
Отбензиненная нефть с низа колонны К-1 насосом Н-3 прокачивается по змеевику печи П-1 в основную ректификационную колонну К-2. Головным продуктом К-2 является бензиновая фракция 85-150 °С пары которой, проходят аппарат воздушного охлаждения АВО-2, холодильник Х-2 и поступают в рефлюксную емкость Е-2, а оттуда частично на орошение в колонну К-2, остальная часть -- на секцию вторичной перегонки бензина. Боковым погоном основной ректификационной колонны является дизельная фракция зимняя 150-250 °С и дизельная фракция летняя 250-350 °С, которые выводятся через отпарные колонны (стриппинг-секции) К-3/1 и К-3/2 .
С низа ректификационной колонны К-2 отбирается остаток атмосферной перегонки, выкипающий выше 350 °С (мазут), который насосом Н-6, отдав тепло сырьевому потоку в теплообменнике Т-4, выводится с блока АТ на вакуумную перегонку.
Рисунок 2 - Технологическая схема атмосферного блока установки АВТ-3
4.2 Технологический расчет атмосферной колонны К-2
Описание колонны К-2
Атмосферная колонна К-2 предназначена для получения отдельных фракций, которые могут быть товарными продуктами или сырьём для других технологических установок завода. Верхним продуктом колонны К-2 является бензиновая фракция 85-150 °С, фракция 150-250 °С (ДТЗ) и фракция 250-350 °С (ДТЛ) выводятся соответственно с 25 и 15 тарелки колонны К-2 в стриппинг-секции. Снизу колонны выводится жидкий остаток - мазут (фракция выше 350 °С).
На основании заводских данных примем число тарелок равным 43.
Полуотбензиненная нефть подаётся на 6-ую тарелку, т.е. в отгонной части 6 тарелок.
Тарелки в колонне клапанные, прямоточные. [15]
Избыточное тепло в колонне снимается сверху острым орошением и по высоте колонны циркуляционным орошением.
Острое орошение представляет собой часть головного погона колонны, сконденсированного и охлажденного в соответствующих холодильниках и подаваемого на верхнюю тарелку колонны. Циркуляционное орошение отбирается с 15-ой тарелки К- 2 и возвращается в колонну К-2 на 17-ю. Для создания восходящего парового потока вниз колонны (как и в стриппинг-секции) подаётся перегретый водяной пар, который после прохождения по высоте колонны выводится вместе с головным погоном.
Материальный баланс установки представлен в таблице 25, колонны К-2 в таблице 26. Согласно заданию, проведено увеличение количества перерабатываемой на установке нефти на 13% масс, от первоначальной загрузки.
Таблица 25 - Материальный баланс установки АВТ-3
Таблица 26 - Материальный баланс колонны К-2
Статьи баланса |
Выход % (масс), X(0) |
Количество |
||||
т/год |
т/сут |
кг/час |
кг/сек |
|||
Поступило |
|
|
|
|
|
|
Сырье-нефть |
94,13% |
3191007 |
9276,18 |
386507,63 |
107,36 |
|
Итого |
94,13% |
3191007 |
9276,18 |
386507,63 |
107,36 |
|
Получено |
|
|
|
|
|
|
фр. 85-150 |
14,10% |
477990 |
1389,51 |
57896,08 |
16,08 |
|
фр. 150-250 |
3,34% |
113226 |
329,15 |
13714,39 |
3,81 |
|
фр. 250-350 |
27,00% |
915300 |
2660,76 |
110864,83 |
30,80 |
|
Мазут |
49,69% |
1684491 |
4896,78 |
204032,34 |
56,68 |
|
Потери |
0,00% |
0 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
|
Итого |
94,13% |
3191007 |
9276,18 |
386507,63 |
107,36 |
4.3 Характеристика продуктов атмосферной перегонки нефти
Продуктами колонны К-2 являются бензиновая фракция 85-150 °С, керосиновая фракция 150-250 °С, компонент дизельного топлива 250-350 °С и остаток атмосферной перегонки - мазут.
Молекулярные массы фракций определяем по формуле Воинова:
где tcp - средняя молекулярная температура кипения фракции.
Рассчитаем молекулярные массы фракций:
4.4 Режим температур и давлений
В колонну К-2 подается отбензиненная нефть, орошение и водяной пар.
Из колонны выводится:
- головной погон -- бензиновая фракция (85- 150 °С),
- 2 боковых погона: керосиновая фракция (150-250 °С) и дизельная фракция (250-350 °С), орошение, водяной пар и остаток -- мазут.
Пары головного погона и водяной пар выводятся через шлемовую трубу колонны, жидкие погоны из боковой части колонны, остаток -- с низа колонны.
Температура отбензиненной нефти, поступающей в колонну К-2, определяется по точке кривой ОИ отбензиненной нефти, которая соответствует суммарному отбору светлых нефтепродуктов (допускается, что светлые нефтепродукты полностью испаряются в месте ввода сырья в колонну).
Колонна К-2 в отличие от колонны К-1 работает с водяным паром.
Количество водяного пара, вводимого в колонну К-2, (G1) 1,0-1,5 % в пересчете на полуотбензиненную нефть, а подаваемого в отпарные колонны (G2,3) -- 2-6 % в пересчете на боковые погоны. Приняв соответственно 1,5; 2,0 и 2,5 % водяного пара на поток, получим:
Температура паров, выходящих с верха колонны К-2, устанавливается по концу кривой ОИ головного погона при давлении, соответствующем парциальному давлению его паров в смеси с водяным паром.
На верху колонны, где имеется двухкомпонентная смесь паров бензина и воды, на основании закона Дальтона:
Молекулярная масса бензина 85-150 °С, равна 109.
Тогда
Так как в колонне применяется верхнее острое орошение, выводимое в виде паров вместе с парами балансового бензина и водяным паром через шлемовую трубу колонны, то при определении температуры верха колонны необходимо учитывать это орошение, изменяющее молярную концентрацию и парциальное давление паров бензина.
Подобные документы
Общая характеристика нефти, определение потенциального содержания нефтепродуктов. Выбор и обоснование одного из вариантов переработки нефти, расчет материальных балансов технологических установок и товарного баланса нефтеперерабатывающего завода.
курсовая работа [125,9 K], добавлен 12.05.2011Нефтеперерабатывающая отрасль как звено нефтяного комплекса РФ. Разработка поточной схемы завода по переработке западнотэбукской нефти, ее обоснование, расчет материальных балансов установок. Сводный материальный баланс завода, порядок его составления.
курсовая работа [188,4 K], добавлен 24.04.2015Поточная схема переработки нефти по топливному варианту. Назначение установок АВТ, их принципиальная схема, сырье и получаемая продукция. Гидрогенизационные процессы переработки нефтяных фракций. Вспомогательные производства нефтеперерабатывающего завода.
отчет по практике [475,9 K], добавлен 22.08.2012Разработка поточной схемы завода по переработке нефти. Физико-химическая характеристика сырья. Шифр танатарской нефти согласно технологической классификации. Характеристика бензиновых фракций. Принципы расчета материальных балансов, разработка программы.
курсовая работа [290,6 K], добавлен 09.06.2014Характеристика нефти и фракций, выделенных из нее. Обоснование ассортимента нефтепродуктов. Определение глубины переработки нефти. Материальные балансы технологических установок. Индекс Нельсона и коэффициент сложности нефтеперерабатывающего завода.
курсовая работа [89,0 K], добавлен 29.02.2016Современный состав технологических процессов нефтепереработки в РФ. Характеристика исходного сырья и готовой продукции предприятия. Выбор и обоснование варианта переработки нефти. Материальные балансы технологических установок. Сводный товарный баланс.
курсовая работа [61,1 K], добавлен 14.05.2011Характеристика нефти и ее основных фракций. Выбор поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет реакторного блока, сепараторов, блока стабилизации, теплообменников подогрева сырья. Материальный баланс установок. Охрана окружающей среды на установке.
курсовая работа [446,7 K], добавлен 07.11.2013Разработка поточной схемы нефтеперерабатывающего завода по переработке нефти. Производство серосодержащих вяжущих из мазута как основное направление деятельности предприятия. Основные типы химических реакций при взаимодействии нефтяных остатков с серой.
дипломная работа [2,6 M], добавлен 13.07.2015Требования к товарным нефтепродуктам. Материальные балансы установок, описание технологической установки гидрокрекинга. Обоснование выбора схемы завода, расчёт октанового числа бензина смешения. Специфика нефтепродуктов, расчёт глубины переработки нефти.
курсовая работа [1,5 M], добавлен 17.10.2021Характеристика вакуумных дистилляторов и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет основных аппаратов (реактора, колонны разделения продуктов крекинга, емкости орошения) установки каталитического крекинга.
курсовая работа [95,9 K], добавлен 07.11.2013