Переработка Шпаковской нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

Курсовая работа

"Переработка Шпаковской нефти"

Выполнила: Умарова Р.И

Проверила: Кожевникова.Ю.В

Москва

2014

Содержание

• Введение
• 1. Разработка варианта комплексной переработки Шкаповской нефти
• 1.1 Характеристика нефти
• 1.2 Характеристика нефтепродуктов
• 1.3 Современные требования к товарным нефтепродуктам
• 1.4 Обоснование выбранного варианта переработки нефти
• 1.5 Описание и расчет материальных балансов установок и завода в целом. Установка ЭЛОУ-АВТ
• 2. Вторичная перегонка бензина
• 2.1 Изомеризация
• 2.2 Каталитический риформинг с блоком гидроочистки
• 2.3 Депарафинизация дизельного топлива
• 2.4 Замедленное коксование
• 2.5 Гидрокрекинг легкого газойля
• 2.6 Гидрокрекинг тяжелого газойля
• 2.7 Газофракционирующие установка
• 2.8 Сернокислотное алкилирование
• 2.9 Производство водорода
• 3. Сводный материальный баланс завода
• 4. Вакуумная перегонка мазута установка
• Литература

• Введение
• Рациональное использование нефти - невосполнимого источника энергии и сырья для производства топлива, множества нефтехимических продуктов, смазочных масел, битума, кокса и др.- является важнейшей государственной задачей. Нефтеперерабатывающему комплексу России предстоит в ближайшие годы решить технологически и экономически сложные проблемы организации выпуска экологически чистых и светлых нефтепродуктов кипящих до 360 С со сверхнизким содержанием серы, что требует внедрения новых более активных и селективных катализаторов гидроочистки. Общеизвестно, что крупные предприятия экономически более эффективны, чем предприятия с незначительным объемом перерабатываемого сырья.
• Однако, при чрезмерной концентрации нефтеперерабатывающих предприятий, пропорционально росту мощности возрастает радиус перевозок и удлиняется продолжительность строительства. Фактор удаленности от потребителей больших объемов нефтепродуктов предопределяет выбор варианта строительства НПЗ с мощностью 3 млн. т/ год. С другой стороны, эффективность деятельности завода средней и малой мощности зачастую очень низкая вследствие увеличение затрат на строительство установок по углублению переработки нефти и улучшения качества нефтепродуктов.
• Вместе с тем, в соответствии с современными требованиями к НПЗ в России, глубина переработки нефти на НПЗ малой и средней мощности не должна быть ниже 70% при условии производства продукции, соответствующих классам 3, 4, 5. Вследствие этого одной из важнейших задач при проектировании и разработке концепции строительства и развития НПЗ малой и средней мощности является нахождения оптимального соотношения между объемом производства, количеством вторичных процессов, а также объемом капитальных и эксплуатационных затрат.

• 1. Разработка варианта комплексной переработки Шкаповской нефти
• 1.1 Характеристика нефти
• Физико-химическая характеристика Шпаковской нефти
• Плотность =0,8624
• Молекулярная масса 186 г/моль
• Вязкость: х20=13,8сСт
• Температура застывания: с обработкой ниже -24єС
• без обработки -17єС
• Давление насыщенных паров: при 50єС - мм рт.ст.
• Парафин: содержание 4,1%
• температура плавления 55єС
• Содержание: % масс.
• Серы 1,60
• Азота 0,12
• Смол сернокислотных 24
• Асфальтенов 3,3
• Коксуемость 5,1%
• Кислотное число 0,08 мг KOH на 1 г нефти
• Выход фракций, % масс. до 200єС 25,7
• до 350єС 52,3
• Разгонка (ИТК) Шпаковской нефти в аппарате АРН-2 представлена на рисунке 1.1. и в таблице 1.2.

Рис 1.1. Разгонка (ИТК) Шпаковской нефти

Таблица 1.2. Разгонка (ИТК) Шпаковской нефти в аппарате АРН-2

• 1.2 Характеристика нефтепродуктов
• Для обоснования схемы переработки нефти необходимо изучить физико-химические свойства основных фракций и промежуточных продуктов, полученных в процессе переработки Шпаковской нефти.

• Таблица 2.1. Физико-химическая характеристика фракций, выкипающих до 200 оС

Показатели	Температура отбора, оС
	28-62	62-85	105-120	140 - 180	85 - 180
Выход, %	2,8	3,6	1,4	3,7	14,3
Плотность при 20оС, кг/м3	0,6370	0,6937	0,7341	0,7685	0,7516
Содержание общей серы, %	0	0	0	0	0
меркаптановой	Отсутствие
Фракционный состав, оС НК 10% 50% 90%	28 32 39 54	62 64 70 80	95 107 114 120	135 145 157 175	95 110 132 165
Октановое число моторным методом	70,8	57,6	46,9	35,0	40,4

Таблица 2.2 Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 0С

Темп-ра отбора, оС	Выход на нефть, % масс.	Плотность при 20оС, кг/м3	D20	Содержание углеводородов, % масс.
				ароматич.	нафтенов.	парафин.
28 - 60	2,4	0,6292	1,3638	-	-	100
60 - 95	5,3	0,6932	1,3940	4	26	70
95 - 122	2,8	0,7297	1,4100	8	28	64
122 - 150	4,9	0,7509	1,4185	11	25	64
150 - 200	8,8	0,7791	1,4355	16	19	65
28-200	24,2	0,7343	1,4140	10	20	70

Таблица 2.3 Физико-химическая характеристика дизельных топлив

Показатели	Температура отбора фракций, ?С
	150 - 350	200 -350	240 -350	180 -350
Выход, % масс.	35,4	26,6	20,3	30,1
Плотность при 20оС, кг/см3	828,6	815,4	855,6	830,3
Вязкость кинематическая при 20 оС, мм2/с	3,33	4,96	6,95	4,14
Фракционный состав, оС 50% отбора 90% отбора 96% отбора	250 317 329	270 319 329	286 325 336	264 317 327
Температура,оС, застывания	-25	-19	-12	-22
вспышки	64	-	122	79
Содержание серы, %: общ.	0,90	1,11	1,36	0,99
меркаптановой	?	?	?	?
Цетановое число (расч.)	-	0,0010	0,0025	0,0016
Кислотность, мг КОН/100мл	3,40	3,60	6,10	2,40

Таблица 2.4 Характеристика мазутов

Показатели	М 40	М 100	М 200
Выход, % масс.	54,0	47,8	44,0
Плотность при 20 оС, кг/м3	0,9550	0,9636	0,9710
Вязкость условная, град. ВУ, при температуре : 80 оС	8,00	15,50	-
100 оС	4,00	6,80	9,20
Температура застывания, оС	15	26	30
Температура вспышки, оС	208	234	252
Содержание серы, % масс.	2,46	2,64	2,66

• 1.3 Современные требования к товарным нефтепродуктам
• В настоящее время ужесточены требования к выпускаемым топливам в соответствии с несколькими типами документов.
• Экологические характеристики отражены в требованиях технического регламента "О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту", введенного в действие Постановлением правительства РФ N118 от 27/02/2008 (с изменениями, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 декабря 2008 г. N 1076). Эксплуатационные и технические характеристики отражены в Государственных отраслевых стандартах и стандартах предприятий.
• Для автомобильных бензинов в настоящее время используется ГОСТ Р 2002 года. Основные требования к автобензинам приведены в таблицах 3.1, 3.2, 3.3.
• Для дизельных топлив действует ГОСТ 52368-2005. Основные требования к ДТ по ГОСТ и Техническому регламенту приведены в таблице 3.4.
• Требования к топочному мазуту приведены в таблице 3.5.
• Таблица 3.1 Требования к характеристикам автомобильного бензина в соответствии с техническим регламентом на топлива

Характеристики автомобильного бензина	Единица измерения	Нормы в отношении
		класса 2	класса 3	класса 4	класса 5
Массовая доля серы, не более	мг/кг	500	150	50	10
Объемная доля бензола, не более	процентов	5	1	1	1
Концентрация железа, не более	мг/дм3	отс.	отс.	отс.	отс.
Концентрация марганца, не более	мг/дм3	отс.	отс.	отс.	отс.
Концентрация свинца, не более	мг/дм3	отс.	отс.	отс.	отс.
Массовая доля кислорода, не более	процентов	-	2,7	2,7	2,7
Объемная доля углеводородов, не более:	процентов
ароматических		-	42	35	35
олефиновых		-	18	18	18
Октановое число:	-
по исследовательскому методу, не менее		92	95	95	95
по моторному методу, не менее		83	85	85	85
Давление паров, не более:	кПа
в летний период		-	45 - 80	45 - 80	45 - 80
в зимний период		-	50 - 100	50 - 100	50 - 100

Таблица 3.3 Нормы и требования к качеству автомобильных бензинов

по ГОСТ Р 51866-2002.

Показатель качества	ГОСТ Р 51866-2002 (ЕН-228-2004)
Плотность при 15°С, кг/м3	720-775
Октановое число по исследовательскому методу, не менее	95
Октановое число по моторному методу, не менее	85
Концентрация серы, мг/кг, не более вид II вид III	50 10
Объёмная доля бензола, %об., не более	1
Объёмная доля углеводородов, %об., не более:
- ароматические	35
- олефиновые	18
Давление насыщенных паров в зависимости от класса испаряемости, кПа: min max	45-70 60-100
Фракционный состав в зависимости от класса испаряемости, %об:
до 70°С min max	20-22 48-50
до 100° С min max	46 71
до 150° С min	75
до 180°С min	-
КК, не выше	210
Массовая доля кислорода, %, не более	2,7

Таблица 3.4 Требования ГОСТ и Технического регламента к дизельному топливу.

Показатель качества	Ед. изм.	(ГОСТ Р 52368-2005)	Технический регламент
			Класс 2	Класс 3	Класс 4	Класс 5
Плотность при 15°С	кг/м3	820-845	-
Цетановое число		н.м. 51,0	н.м. 45	н.м. 51	н.м. 51	н.м. 51
Цетановый индекс		н.м. 46,0	-	-	-	-
Масс. доля полициклических ароматических углеводородов	%мас	н.б. 11	-	н.б. 11	н.б. 11	н.б. 11
Содержание серы	мг/кг	н.б. 50	н.б. 500	н.б.350	н.б.50	Н.б.10
Смазывающая способность, мкм		-	н.б. 460	н.б. 460	н.б. 460	н.б. 460
Температура вспышки взакрытом тигле	°С	выше 55	н.н. 30-40	н.н. 30-40	н.н. 30-40	н.н. 30-40
Температура помутнения	°С	-34 до -10	-	-	-	-
Предельная темп. фильтруемости	°С	-44 до +5	-38 до -20	-38 до -20	-38 до -20	-38 до -20
Температура застывания	°С	-	-	-	-	-
Кинематическая вязкость при 40 °С	мм2/с	2,00-4,50	-	-	-	-
Фракционный состав:
при 250°С	%об	менее 65	-	-	-	-
при 350°С	%об	н.м. 85	-	-	-	-
95% об. перегоняется при температуре	°С	н.в. 360	н.в. 360	н.в. 360	н.в. 360	н.в. 360

Таблица 3.5 Требования ГОСТ и Технического регламента к котельному топливу М40.

Показатель качества	Ед. изм.	Метод испытания	ГОСТ 10585-99	Технический регламент
Плотность при 15°С	кг/м3	ГОСТ 3900 ГОСТ Р 51069	н.б.970	-
Вязкость кинематическая при 80 0С	мм 2/с (сСт)	ГОСТ 33	н.б. 59	-
Температура вспышки в открытом тигле	°С	ГОСТ 4333	н.н. 110	н.н. 90
Температура застывания	°С	ГОСТ 20287 Метод Б	н.в. 25	-
Массовая доля серы	%мас	ГОСТ Р 51947	н.б. 2,5	н.б. 3,5

Т.о., основными современными требованиями к товарным топливам, получаемым на НПЗ, являются:

- для автобензинов: содержание серы - 10 ppm, общее содержание ароматических углеводородов - не более 35% масс., содержание бензола - не более 1% масс., октановое число по моторному/исследовательскому методу - не менее 85/95, давление насыщенных паров 45-80 кПа, общее содержание кислорода - 2,7% масс. ;

- для дизельных топлив: содержание серы - не более 10 ppm, содержание полициклических ароматических углеводородов - не более 11% масс., цетановое число - не менее 51, температура вспышки в закрытом тигле - не менее 55°С, температура помутнения для умеренного/холодного климата - не выше -10/-34°С, необходимость введения противоизносных присадок;

- для котельных топлив: плотность при 15°С - не более 970 кг/м3, вязкость кинематическая при 80°С - не более 59 мм 2/с, температура вспышки в открытом тигле - не ниже 90°С, температура застывания - не выше 25°С, массовая доля серы - не более 2,5% масс.


• 1.4 Обоснование выбранного варианта переработки нефти
• Производство нефтепродуктов и нефтехимического сырья из нефти организованно на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Современные нефтеперерабатывающие заводы должны отвечать следующим требованиям:
• · обладать высокой пропускной способностью и минимальным числом единичных технологических установок с использованием комбинированных систем;
• · осуществлять комплексную переработку нефти с минимальной долей отходов; обеспечить высокое качество получаемых продуктов при максимальной рентабельности;
• · использовать безотходную технологию с учетом экологических требований.

При выборе поточной схемы завода, определяющей его структуру, т. е. 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;

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.

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

· 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 НК-160 0С и подвергать ее вторичной перегонке с целью получения узких фракций, которые затем направить на установку каталитического риформинга для получения высокооктанового компонента бензина. Фракцию до 850С подвергать риформингу нецелесообразно ввиду того, что это вызовет повышенное газообразование за счет гидрокрекинга и повышенное содержание нежелательного для товарных автобензинов бензола. Поэтому предлагаю фракцию НК-85°С направлять на установку изомеризации углеводородов С5-С6, а фракцию 85-140°С подвергнуть процессу риформинга.

Дизельные фракции могут быть использованы как топливо для дизельных двигателей. 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.

Фракционный состав дизельного топлива, которое предполагается получить на проектируемом НПЗ, будет определяться необходимостью получать зимнее ДТ и температурой вспышки получаемой дизельной фракции.

В качестве прямогонной керосиновой фракции можно взять фракцию 140-180єС. Для получения авиационного керосина, соответствующего по требованиям Технического регламента, необходимо подвергнуть прямогонную фракцию гидроочистке.

В качестве прямогонной дизельной фракции можно взять фракцию 180-350єС. Для получения дизельного топлива, соответствующего по требованиям класса 5, необходимо подвергнуть прямогонную фракцию гидроочистке.

Сырая нефть поступает на установку ЭЛОУ-АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка с установкой электрообессоливания и обезвоживания нефти), где происходит её разделение на следующие фракции: C1-C4, НК-140°С, 140-180°С, 160-350°С, 350-500°С и гудрон. Газы направляются на ГФУ предельных газов; фракция НК-1400С направляется на гидроочистку, далее направляется на установку вторичной перегонки бензина, где разделяется на фракции НК-85°С, 85-140°С. Фракция 85-140°С направляется на установку риформинга бензина. Фракция НК-85°С направляется на изомеризацию. УВГ установки изомеризации направляются на ГФУ, изомеризат - в товарный парк на смешение для приготовления автобензинов. Керосиновая фракция (140-180°С) направляется на установку гидроочистки керосина далее в товарный парк. Дизельная фракция (180-350°С) направляется на установку гидроочистки дизельного топлива далее в товарный парк. Бензин-отгон установки гидроочистки ДТ и керосина смешивается с потоком прямогонного бензина и перерабатывается аналогично.

Газы гидроочистки идут сначала на блок аминовой очистки от сероводорода, а далее в топливную сеть завода. Газы ЭЛОУ-АВТ, изомеризации, риформинга следуют сразу в топливную сеть.

Для выделения сероводорода из газов различных процессов может быть использовано поглощение растворами аминов. В связи с тем, что переработке подвергается нефть с содержанием серы 0,48%, необходимо строительство отдельной установки для утилизации сероводорода, работающей по процессу Клауса.

Вакуумный газойль 350-500°С направляется на установку гидрокрекинга. Дизельная фракция с этой установки направляется на компаундирование в товарный парк. Бензиновая фракция установки гидрокрекинга направляется на компаундирование в товарный парк.

Гудрон, выкипающий выше 500°С, направляется на установку гидрокрекинга остатка с получением товарного котельного топлива.

Варьируя тем или иным образом режим работы установок завода, можно добиться получения оптимального количества и качества получаемых автобензинов, дизельного и котельного топлива.

• 1.5 Описание и расчет материальных балансов установок и завода в целом. Установка ЭЛОУ-АВТ
• Сырая нефть поступает в электодегидраторы установки ЭЛОУ, где проводится обезвоживание и обессоливание с применением деэмульгатора. Затем обессоленная и обезвоженная нефть подается на перегонку в атмосферную колонну. Предпочтительной является схема с предварительной ректификационной колонной частичного отбензинивания нефти и последующей перегонкой остатка в атмосферной колонне. В первой атмосферной колонне происходит отбензинивание нефти с целью уменьшения нагрузки технологических печей по парам. Уходящие сверху этой колонны углеводородный газ частично конденсируют (фракция нк-85) и охлаждают. Во второй атмосферной колонне происходит разделение отбензиненной нефти на бензиновые фракции 85-140 °С, керосиновую фракцию 140-180 °С, дизельную фракцию 180-350 °С и остаток, разделяющийся в вакуумной колонне на вакуумный газойль 350-500°С и гудрон >500°С.

На современных НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти, определяют мощность завода в целом и от работы этих установок зависит качество и выход компонентов топлив, а также сырья для вторичных процессов.

Направление потоков:

УВГ - на ГФУ предельных газов,

фракция НК-180 на вторичную перегонку затем кат-я изомеризацию и кат-й риформинг:

фракция 85-140 - на установку каталитического риформинга

фракция 140-180 - на установку гидроочистки керосина,

фракция 180-350 - на установку гидроочистки дизельного топлива,

фракция 350-500 - на установку гидрокрекинга вакуумного газойля

остаток >500 - на установку гидрокрекинга остатка

МАТЕРИАЛЬНЫЕ БАЛАНСЫ УСТАНОВОК ПО ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТИ. ЭЛОУ-АВТ (1установки по 3000 тыс.т/год).

- Производительность ЭЛОУ

- Число дней работы 345 дней

[8, c.134]

Таблица 6 -- Материальный баланс ЭЛОУ

Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: - сырая нефть - вода	100,0 0,3	100,0 0,3	12000,0 36,0	1449275 4348
Итого:	100,3	100,3	12036,0	1453623
Расход: обессоленная нефть солевой раствор	99,9 0,4	99,4 0,4	11988,0 48,0	1442030 11593
Итого:	100,3	100,3	12036,0	1453623

Материальный баланс АВТ:

- Производительность АВТ 11988 тыс.т/год

- Число дней работы 345 дней

[8, c.138]

Таблица 6.1-- Материальный баланс АВТ

Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: - обессоленная нефть	99,9	100,0	11988,0	1442030
Итого:	99,9	100,0	11988,0	1442030
Расход: - газ фракция НК-200С фракция 200-350С фракция 350-500С фракция >500С	1,4 30,8 28,9 24,8 14,0	1,6 31,0 29,0 24,9 14,1	179,1 3701,4 3462,6 2973,1 1683,5	21630 447030 417188 359065 203326
Итого:	99,9	100,0	11988,0	1442030



• 2. Вторичная перегонка бензина

- Производительность 3701,4 тыс.т/год

- Число дней работы 345 дней

[8, c.139]

Таблица 6.2-- Материальный баланс установки вторичной перегонки бензина

Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: фракция НК-200С	30,8	100,0	3701,4	447030
Итого:	30,8	100,0	3701,4	4477030
Расход: фракция НК-62С фракция 62-85С фракция 85-180С фракция 180-200С	4,7 3,1 19,1 3,9	15,3 10,1 62,0 12,6	566,3 373,8 2294,9 466,4	68395 45150 277158 56327
Итого:	30,8	100,0	3701,4	447030

• 2.1 Изомеризация

- Производительность 760,6 тыс.т/год

- Число дней работы 345 дней [8, c.156]

Таблица 6.3 -- Материальный баланс установки изомеризации

Наименование Потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: фракция 62-85С фракция С5-С6 с ГФУ водород	4,7 1,6 0,01	74,6 25,4 0,2	566,3 192,8 1,5	68394 23285 181
Итого:	6,3	100,2	760,6	91860
Расход: газ изомеризат	0,3 6,0	4,7 95,5	35,7 724,9	4310 87550
Итого:	6,3	100,2	760,6	91860

• 2.2 Каталитический риформинг с блоком гидроочистки

(3 установки Л-35-11/600 , катализатор КР)

- Производительность 2294,9 тыс.т/год

- Число дней работы 335 дней [8, c.152]

Таблица 6.4 -- Материальный баланс установки каталитического риформинга

Наименование Потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: фракция 85-180С	19,1	100,0	2294,9	285435
Итого:	19,1	100,0	2294,9	285435
Расход: сероводород газ ВСГ (в том числе водород) головка стабилизации катализат потери	0,01 2,2 1,2 (0,2) 1,1 14,5 0,09	0,01 11,5 6,5 (1,0) 5,5 76,0 0,5	0,2 263,9 149,2 (22,9) 126,2 1744,1 11,3	25 32825 18553 (2848) 15690 216930 1412
Итого:	19,1	100,0	2294,9	285435

• 2.3 Депарафинизация дизельного топлива

(2 установки по 1000 тыс.т/год)

- Производительность 1731,3 тыс.т/год

- Число дней работы 200 дней

Таблица 6.5 -- Материальный баланс установки депарафинизации дизельного топлива

Наименование Потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: - фракция 200-350С	14,5	100,0	1431,3	360687
Итого:	14,5	100,0	1431,3	360687
Расход: - депарафинизированное дизельное топливо - промежуточная фракция (компонент летнего ДТ) - мягкие парафины	11,3 2,3 0,9	78,1 16,0 5,9	1352,1 277,1 102,1	281687 57729 21271
Итого:	14,5	100,0	1431,3	360687

• 2.4 Замедленное коксование

(3 установки производительностью по 600 тыс.т/год).

- Производительность 1683,5 тыс.т/год

- Число дней работы 320 дней [8, c.183]

Таблица 6.6 -- Материальный баланс установки замедленного коксования

Наименование Потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: - фракция >485С	14,0	100,0	1683,5	220896
Итого:	14,0	100,0	1683,5	220896
Расход: сероводород углеводородный газ головка стабилизации бензин легкий газойль тяжелый газойль кокс потери	0,1 0,8 0,4 2,0 3,9 3,5 3,2 0,1	0,7 5,9 2,6 13,9 27,4 24,9 23,9 0,7	13,2 101,0 45,5 235,7 463,0 420,9 391,0 13,2	1718 13151 5924 30690 60286 54805 52604 1718
Итого:	14,0	100,0	1683,3	220896



Каталитический крекинг с блоком гидроочистки сырья

( 2 установки Г-47-107 по 2000 тыс.т/год, катализатор ДА-250)

Материальный баланс гидроочистки:

- Производительность 3156 тыс.т/год

- Число дней работы 330 дней [4, c.238]

Таблица 6.7 -- Материальный баланс блока гидроочистки

Наименование Потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: - фракция 350-485С - водород	24,8 0,4	100,0 1,5	2973,1 44,6	375391 5632
Итого:	25,2	101,5	3017,7	381023
Расход: - сероводород - углеводородный газ - головка стабилизации - гидроочищенное сырье КК	0,4 0,4 1,2 23,2	1,5 1,6 4,9 93,5	44,6 47,5 145,6 2780,0	5632 6010 18394 351000
Итого:	25,2	101,5	3017,7	381023

Материальный баланс каталитического крекинга:

- Производительность 2780 тыс.т/год

- Число дней работы 330 дней

Таблица 6.8 -- Материальный баланс каталитического крекинга

Наименование Потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: - гидроочищенный вакуумный газойль 350-485 С	23,2	100,0	2780,0	351000
Итого:	23,2	100,0	2780,0	351000
Расход: углеводородный газ бензин легкий газойль тяжелый газойль выжигаемый кокс потери	4,7 11,1 3,9 2,3 1,1 0,1	20,3 48,0 17,0 10,0 4,6 0,1	574,3 1334,4 463,0 278,0 127,9 2,4	71250 168485 59671 35101 16149 344
Итого:	23,2	100,0	2780,0	351000

• 2.5 Гидрокрекинг легкого газойля

(1 установка производительностью 1000 тыс.т/год)

- Производительность 926 тыс.т/год

- Число дней работы 330 дней [8, c.175]

Таблица 6.9 -- Материальный баланс гидрокрекинга лёгкого газойля

Наименование Потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: легкий газойль КК легкий газойль коксования водород	3,9 3,9 0,3	50,0 50,0 4,0	463,0 463,0 37,0	58460 58460 4671
Итого:	8,1	100,4	963,0	121591
Расход: сероводород аммиак углеводородный газ бензин компонент ДТ потери	0,1 0,01 1,4 4,5 2,0 0,04	1,9 0,1 10,6 55,3 32,0 0,5	18,2 1,0 101,7 530,4 307,8 3,9	2298 126 12841 66970 38858 498
Итого:	8,1	100,4	963,0	121591

• 2.6 Гидрокрекинг тяжелого газойля

(1 установка производительностью 1000 тыс.т/год)

- Производительность 698,9 тыс.т/год

- Число дней работы 330 дней [4, c.247]

Таблица6.10 -- Материальный баланс гидрокрекинга тяжёлого газойля

Наименование Потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: тяжелый газойль КК тяжелый газойль коксования водород	2,3 3,5 0,3	39,7 60,3 4,5	278,0 420,9 31,4	35101 53144 3551
Итого:	6,1	104,5	729,4	92096
Расход: сероводород аммиак углеводородный газ бензин компонент ДТ остаток >360С потери	0,2 0,01 1,2 1,4 2,2 1,0 0,03	3,4 0,1 12,0 31,0 40,0 17,5 0,5	23,7 0,7 83,8 216,3 279,2 122,1 3,6	2992 88 10581 27311 35252 15417 455
Итого:	6,1	104,5	729,4	92096

• 2.7 Газофракционирующие установка

(предельный и непредельный блоки)

Таблица 6.11 -- Состав газов, поступающих на ГФУ предельных газов

компоненты	с АВТ	с каталит. риформинга	с изомеризации	с гидроочистки	с гидрокрекинга
	%	тыс. т/г.	%	тыс. т/г.	%	тыс. т/г.	%	тыс. т/г.	%	тыс. т/г.
1. H2	-	-	6,0	15,8	4,5	1,6	-	-	-	-
2. CH4	-	-	6,0	15,8	5,5	1,8	4,0	1,7	7,3	13,5
3. C2H6	0,3	0,6	17,0	44,9	18,5	6,6	16,2	6,7	21,1	39,1
4. C3H8	15,8	24,7	35,0	92,4	36,3	13,0	25,6	10,6	26,0	48,2
5. i-C4H10	22,8	40,8	16,0	42,2	16,3	5,8	28,4	11,8	23,3	43,2
6. н-С4Н10	63,1	113,0	20,0	52,8	19,4	6,8	19,4	10,8	22,3	41,5
7. фр. С5	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
8. фр. С6	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Итого:	100	179,1	100	263,9	100	35,7	100	41,6	100	185,5

[8, c.145]

Продолжение таблицы 6.11

компоненты	головка стабилизации с каталитического риформинга	головка стабилизации с гидроочистки сырья КК	ИТОГО
	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год
1. H2	-	-	-	-	1,8	17,4
2. CH4	-	-	-	-	3,4	32,8
3. C2H6	-	-	-	-	10,0	97,9
4. C3H8	14,0	17,7	16,0	23,3	23,5	229,9
5. i-C4H10	17,0	21,5	12,0	17,5	18,7	182,8
6. н-С4Н10	12,0	15,1	9,0	13,0	25,9	253,0
7. фр. С5	45,0	56,8	48,0	70,0	13,0	126,8
8. фр. С6	12,0	15,1	15,0	21,8	3,7	36,9
итого	100,0	126,2	100,0	145,6	100,0	997,5

Материальный баланс ГФУ предельных газов:

(3 установки по 450 тыс.т/год)

- Производительность 997,5 тыс.т/год

- Число дней работы 345 дней

[8, c.145]

Таблица 6.12 -- Материальный баланс ГФУ предельных газов

Наименование Потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: газ АВТ газ каталитического риформинга газ изомеризации газ гидроочистки газ гидрокрекинга головка стабилизации кат. риформинга головка стабилизации гидроочистки	1,4 2,2 0,3 0,4 2,6 1,1 4,9	18,3 27,0 3,7 4,3 19,0 12,9 14,8	179,1 263,9 35,7 41,6 185,5 126,2 145,6	21630 31872 4312 5024 22403 15241 19989
Итого:	12,9	100,0	997,5	120471
Расход: сухой газ, в том числе: H2 CH4 C2H6 бытовой газ, в том числе: C3H8 i-С4Н10 н-С4Н10 фракция С5-С6, в том числе: С5 С6	2,0 0,2 0,4 1,4 8,8 3,0 2,4 3,4 2,1 1,7 0,4	15,2 1,8 3,4 10,0 68,1 23,5 18,7 25,9 16,7 13,0 3,7	148,1 17,4 32,8 97,9 665,7 229,9 182,8 253,0 163,7 126,8 36,9	20311 3101 4962 12248 80399 27766 22077 30556 19771 15314 4457
Итого:	12,9	100,0	997,5	120471

Таблица 6.13 -- Состав газов, поступающих на ГФУ непредельных газов

компоненты	газ КК	газ коксования	головка стабилизации коксования	ИТОГО
	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год	%	тыс. т/год
1. Н2	0,8	4,6	0,4	0,4	-	-	0,7	5,0
2. СН4	6,5	37,3	35,9	36,3	-	-	10,2	73,6
3. С2Н4	3,1	17,8	1,7	1,7	-	-	2,7	19,5
4. С2Н6	6,0	34,5	18,2	18,4	-	-	7,3	52,9
5. С3Н6	15,0	86,1	5,9	6,0	5,0	2,3	13,1	94,4
6. С3Н8	13,5	77,5	17,0	17,2	6,0	2,7	13,5	97,4
7. i-С4Н8	4,0	23,0	2,3	2,3	4,0	1,8	3,8	27,1
8. н-С4Н8	16,0	92,0	3,7	3,7	8,0	3,6	13,8	99,3
9. i-С4Н10	22,7	130,4	5,6	5,6	3,0	1,4	19,1	137,4
10. н-С4Н10	12,4	71,1	9,3	9,4	10,0	4,6	11,8	85,1
11. фр. С5	-	-	-	-	55,0	25,0	3,5	25,0
12. фр. С6	-	-	-	-	9,0	4,1	0,5	4,1
Итого:	100,0	574,3	100,0	101,0	100,0	45,5	100,0	720,8

Материальный баланс ГФУ непредельных газов:

(2 установки по 450 тыс.т/год)

- Производительность 720,8 тыс.т/год

- Число дней работы 345 дней [8, c.145]

Таблица 6.14 -- Материальный баланс ГФУ непредельных газов

Наименование Потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: - газ каталитического крекинга - газ коксования - головка стабилизации коксования	4,7 0,8 0,4	79,7 14,0 6,3	574,3 101,0 45,5	69360 12198 5495
Итого:	5,9	100,0	720,8	87053
Расход: сухой газ, в том числе: H2 CH4 С2Н4 C2H6 - пропан-пропиленовая фракция, в том числе: С3Н6 C3H8 - бутан-бутиленовая фракция, в том числе: i-С4Н8 н-С4Н8 i-С4Н10 н-С4Н10 фракция С5-С6, в том числе: С5 С6	1,2 0,04 0,6 0,2 0,4 1,6 0,8 0,8 2,9 0,2 0,8 1,1 0,8 0,2 0,2 0,03	20,9 0,7 10,2 2,7 7,3 26,6 13,1 13,5 48,5 3,8 13,8 19,1 11,8 4,0 3,5 0,5	151,0 5,0 73,6 19,5 52,9 191,8 94,4 97,4 348,9 27,1 99,3 137,4 85,1 29,1 25,0 4,1	18237 604 8889 2355 6383 23164 11400 11764 42138 3273 11993 16594 10278 3514 3019 495
Итого:	5,9	100,0	720,8	87053

• 2.8 Сернокислотное алкилирование

(2 установки по 180 тыс.т/год).

- Производительность 348,9 тыс.т/год

- Число дней работы 345 дней [8, c.168]



Таблица 6.15-- Материальный баланс установки сернокислотного алкилирования

Наименование Потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: - бутан-бутиленовая фракция, в том числе: i-С4Н8 н-С4Н8 i-С4Н10 н-С4Н10	2,9 0,2 0,8 1,1 0,8	100,0 7,0 27,5 38,0 27,5	348,9 27,1 99,3 137,4 85,1	42138 3273 11993 16594 10278
Итого:	2,9	100,0	348,9	42138
Расход: отработанная ББФ легкий алкилат тяжелый алкилат	0,8 2,0 0,1	28,0 67,7 4,3	97,7 236,2 15,0	12336 28108 1694
Итого:	2,9	100,0	348,9	42138

Производство серной кислоты - Производительность 99,9 тыс.т/год - Число дней работы 340 дней [12, c.128]

Таблица 6.16 -- Материальный баланс установки производства серной кислоты

Наименование потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход сероводорода: с каталитического риформинга с коксования с гидроочистки сырья КК с гидрокрекинга легкого газойля с гидрокрекинга тяжелого газойля	0,01 0,1 0,4 0,1 0,1	0,2 13,2 44,7 18,2 23,7	0,2 13,2 44,6 18,2 23,7	26 1718 5807 2370 3086
Итого:	0,7	100,0	99,9	13007
Расход: серная кислота газ СО + СО2	0,6 0,1 0,01	88,0 10,7 1,3	88,0 10,8 1,3	11446 1392 169
Итого:	0,7	100,0	99,9	13007

• 2.9 Производство водорода

- Производительность 110,0 тыс.т/год

- Число дней работы 345 дней [12, c.42]

Таблица 6.17 -- Материальный баланс установки производства водорода

Наименование Потока	Выход на нефть, %	Выход на сырье, %	Количество
			тыс.т/год	кг/ч
Приход: - сухой газ с ГФУ в том числе: Н2 СН4 С2	1,2 0,1 0,4 0,7	100,0 7,5 35,5 60,0	110,0 8,3 39,1 62,6	13285 1002 4722 7561
Итого:	1,2	100,0	110,0	13285
Расход: Н2 углеводородный газ СО+ СО2	1,1 0,1 0,01	91,1 8,4 0,5	100,0 9,3 0,7	12077 1014 224
Итого:	1,2	100,0	110,0	13285



• 3. Сводный материальный баланс завода
• Таблица 6.18-- Сводный материальный баланс нефтеперерабатывающего завода

Наименование потока	Выход на нефть, %	Количество, тыс.т/год
Приход: сырая нефть	100,0	12000,0
Итого:	100,0	12000,0
Расход: Газы сухой газ ( С1 - С2 ) бытовой газ ( С3 - С4 ) Автомобильный бензин бензин каталитической изомеризации бензин каталитического риформинга бензин каталитического крекинга бензин гидрокрекинга бензин коксования прямогонный бензин алкилат Дизельное топливо летнее дизельное топливо зимнее дизельное топливо фракция с гидрокрекинга тяжелый алкилат Котельное топливо Мягкие парафины Кокс товарный Серная кислота Потери	9,5 1,5 8,0 49,6 7,1 14,5 11,1 5,9 2,0 7,0 2,0 32,5 16,8 11,3 0,2 4,2 1,0 0,9 3,2 0,6 2,7	1134,3 189,1 955,2 5928,8 843,8 1744,1 1334,4 694,4 235,7 840,2 236,2 3881,8 2008,4 1352,1 12,6 508,7 122,1 102,1 391,0 88,0 351,9
Итого:	100,0	12000,0



• 4. Вакуумная перегонка мазута установка
• Основное назначение установки вакуумной перегонки мазута топливного профиля - получение лёгкого и тяжёлого вакуумного газойля широкого фракционного состава (350 - 520 °С), используемого как сырье установок каталитического крекинга, гидрокрекинга или пиролиза и в некоторых случаях - термического крекинга с получением дистиллятного крекинг - остатка, направляемого далее на коксование с целью получения высококачественных нефтяных коксов.
• Перерабатываемое сырьё: мазут.
• Получаемые продукты: лёгкий и тяжёлый вакуумный газойль, затемнённая фракция, гудрон.
• Рис 1. Принципиальная схема установки вакуумной перегонки
• Мазут, отбираемый с низа атмосферной колонны блока AT (см. рис.1), прокачивается параллельными потоками через печь в вакуумную колонну 1. Смесь нефтяных и водяных паров, газы разложения (и воздух, засасываемый через неплотности) с верха вакуумной колонны поступают в вакуумсоздающую систему. нефтепродукт завод бензин коксование
• Первым и вторым боковым погоном отбирают широкую газойлевую (лёгкий и тяжёлый) фракцию.
• Часть ее после охлаждения используется как среднее циркуляционное орошение вакуумной колонны. Балансовое количество целевого продукта вакуумного газойля после теплообменников и холодильников выводится с установки и направляется на дальнейшую переработку.
• С нижней тарелки концентрационной части колонны выводиться затемненная фракция, часть которой используется как нижнее циркуляционное орошение, часть - может выводиться с установки или использоваться как рецикл вместе с загрузкой вакуумной печи.
• С низа вакуумной колонны отбирается гудрон и после охлаждения в теплообменнике возвращается в низ колонны в качестве квенчинга. В низ вакуумной колонны и змеевик печи подается водяной пар.
• Работа схемы создания вакуума с использованием эжекторов в установке вакуумной перегонки мазута
• Рис 2. Принципиальная схема установки вакуумной перегонки и вакуумсоздающей системы
• Работа схемы создания вакуума с использованием эжекторов.
• С верха вакуумной колонны газы разложения, водяной пар и увлекаемые нефтяные пары поступают в межтрубное пространство конденсаторов, где охлаждаются оборотной водой или хладоагентом от холодильной машины , подаваемой в трубное пространство. Затем возможно дальнейшее охлаждение в тосольных холодильниках до температуры 10-20 °С, вследствие чего происходит конденсация большей части водяных паров.
• Конденсат из блока конденсаторов по сливным трубам поступает в барометрическую ёмкость. Вакуумный керосин через переливную перегородку ёмкости перетекает в секцию нефтепродукта, откуда по уровню откачивается с установки насосом. Вода из ёмкости через клапан регулятор уровня, установленный на нагнетании насоса также откачивается с установки. Небольшое количество газов разложения, попавшее с жидкостью в ёмкость, возвращается в шлемовую линию колонны перед эжекторным блоком. В начальный период пуска нефтепродукт в ёмкость закачивается с блока АТ или из промежуточного парка.
• В качестве рабочего агента в эжекторе можно использовать поток лёгкого вакуумного газойля или дизельного топлива атмосферной колонны, подаваемый с линии вакуумного блока. Газовый поток после охлаждения в тосольном холодильнике-конденсаторе захватывается в эжекторе рабочей жидкостью и газожидкостная смесь поступает в сепаратор на разделение.
• Для обеспечения разделения газов разложения, конденсата водяного пара и рабочей жидкости, а также обеспечения "гидрозатвора" при аварийной остановке сепаратор разделён на секции. Предотвращение выноса капельной жидкости и качественное отделение газов разложения перед выводом в конструкции аппарата обеспечивается узлом сепарации, оборудованным контактным устройством.
• Если присутствует значительная доля сероводорода, то верхнюю часть сепаратора покрывают антикоррозийным материалом. Поступающая в сепаратор газожидкостная смесь разделяется на три потока:
• 1. Рабочий поток активной жидкости (лёгкий вакуумный газойль или дизельная фракция) охлаждается затем в водяном холодильнике и поступает на прием высоконапорных насосов и далее с нагнетания насосов поступает на вход в эжекторные блоки. Для предотвращения забивки сопел эжекторов механическими примесями (особенно после ремонтов и остановок) на линиях нагнетания предусматриваются фильтры.
• 2. Для предотвращения насыщения рабочего потока лёгкими углеводородами и накопления конденсата водяного пара в сепараторе часть рабочей жидкости (вакуумного дистиллята) выводится насосами в линию вакуумного дистиллята установки для дальнейшей переработки. Предусмотрена схема вывода пара из сепаратора. Для пополнения уровня рабочей жидкости в сепаратор подаётся свежий поток из бокового погона вакуумной колонны. При пуске установки после капитального ремонта предусматривается линия подачи вакуумного дистиллята (дизельного топлива) со стороны.
• 3. Газы разложения из сепаратора поступают на горелки печи, а также могут подаваться на факел.

• Литература
• 1. Нефти СССР. Том 4. Нефти Средней Азии, Казахстана, Сибири и о. Сахалин. М.: Химия, 1974 - 792 с.;
• 2. Топлива. Смазочные материалы. Технические жидкости. Ассортимент и применение. Справочник. Под редакцией Школьникова В.М. М., ТЕХИНФОРМ, 1999.
• 3. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия, 2001. - 568 с.;
• 4. Капустин В.М., Кукес С.Г., Бертолусини Р.Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. М.: Химия, 1995. - 304 с.;
• 5. Суханов В.П. Каталитические процессы в нефтепереработке. М.: Химия, 1973. - 416 с.;
• 6. Смидович Е.В. технология первичной переработки нефти и газа. Ч. 2-я. Крекинг нефтяного сырья и переработка углеводородных газов. М.: Химия, 1980. - 328с.
• Размещено на Allbest.ru