Проект нефтеперерабатывающего завода

Автор: Пользователь скрыл имя, 19 Октября 2011 в 22:34, курсовая работа

Описание работы

Нефтепереработка - непрерывное производство, период работы производств между капитальными ремонтами на современных заводах составляет до 3-х лет. Функциональной единицей НПЗ является технологическая установка - производственный объект с набором оборудования, позволяющего осуществить полный цикл того или иного технологического процесса.

Содержание

Введение 2
1. Характеристика нефти и её фракций 3
2. Классификация нефти по ОСТ 38.1197-80 и выбор варианта переработки нефти 5
3. Обоснование ассортимента получаемых продуктов и схемы НПЗ 10
4. Краткая характеристика установок, входящих в состав НПЗ 16
4. 1. ЭЛОУ АВТ 16
4. 2. Установка низкотемпературной изомеризации лёгкой бензиновой фракции 17
4. 3. Установка каталитического риформинга 18
4. 4. Установка гидроочистки дизельного топлива 19
4. 5. Установка каталитического крекинга 20
4. 6. Установка производства битумов 21
4. 7. Установка парэкса 22
4. 8. Установка замедленного коксования 22
4. 9. Газофракционирующая установка (ГФУ) 23
4. 10. Алкилирование изобутана олефинами 24
4. 11. Установка производства серы 25
4. 12. Установка производства водорода 25
4. 13. Установка Гидрокрекинга 25
5. Материальные балансы установок НПЗ 27
6. Материальный баланс НПЗ 37
Заключение 40
Библиографический список 41

Скачать полностью (127.32 Кб) Сколько стоит заказать работу?

Работа содержит 1 файл

курсовик.docx

— 132.33 Кб (Скачать)

Таблица 5. 3.

Материальные балансы установок НПЗ топливного профиля с глубокой переработкой нефти

№ п/п	Процессы и продукты	% мас. на сырье установки	% мас. на нефть	Тыс. тонн в год
1	ЭЛОУ
	Поступило:
	нефть сырая	101,0	101,0	4242
	Итого	101,0	101,0	4242
	Получено:
	нефть обессоленная	100,0		4200
	вода и соли	1,0		42
	Итого	101,0		4242
2
	Поступило:
	нефть обессоленная	100,0		4200
	Итого	100,0		4200
	Получено:
	газ и головка стабилизации (рефлюкс)	1,2
	фр.НК-85 ⁰С	3,8
	фр. 85-120 ⁰С	7,4
	фр. 120-180 ⁰С	9,8
	фр. 180-230 ⁰С	9,2
	фр. 230-280 ⁰С	10,0
	фр. 280-350 ⁰С	11,0
	фр. 350-500 ⁰С	21,0
	гудрон потери	26,6 1,0	1,0


	Итого	100,0	100,0
3	Каталитический риформинг
	Поступило:
	фр. 70-120⁰С	39,8	7,4
	фр. 120-180⁰С	37,1	6,9

	бензин коксования	13,4	2,5
	бензин висбрекинга	2,2	0,4
	тяжелый бензин гидрокрекинга	5,4	1,0
	бензины-отгоны гидроочистки	2,1	0,4
	Итого	100,0	18,6
	Получено:
	катализат	84,0	15,6
	водородсодержащий газ	5,0	0,9
	в т.ч. водород	1,1	0,2
	головка стабилизации	4,5	0,8
	газ	5,5	1,0
	потери	1,0	0,3
	Итого	100,0	18,6

4	Гидроочистка дизельных топлив
	Поступило:
	фр. 180-230⁰С		19,7		6,4
	фр. 230-350⁰С		64,8		21,0
	легкий газойль коксования		15,5		5,2
	водородсодержащий газ		1,8		0,6
	в том числе водород		0,4		0,1
	Итого		101,8		33,2
	Получено:
	гидроочищенное дизельное топливо		97,1		31,7
	бензин-отгон		1,1		0,4
	сероводород		0,5		0,1
	газ		2,5		0,9
	потери		0,4		0,1
	Итого		101,8		33,2
5	ГФУ предельных газов
	Поступило:
	газ и головка стабилизации АВТ		50,0		1,2
	головка стабилизации каталитического риформинга		33,3		1,8
	головка стабилизации гидрокрекинга		16,7		0,3
	Итого		100,0		3,3
	Получено:
	пропан		21,6		0,7
	изобутан		16,1		0,5
	н-бутан		33,0		1,1
	изопентан н-пентан газовый бензин газ потери		8,6 11,0 1,8 6,5 1,4		0,3 0,3 0,1 0,2 0,1
	Итого		100,0		3,3
6	Изомеризация
	Поступило:
	фр. НК-70⁰С		92,7		3,8
	н-пентан с ГФУ		7,3		0,3
	водородсодержащий газ		1,1		0,6
	в том числе водород		0,22		0,01
	Итого		101,1		4,1
	Получено:
	изопентан		69,8		2,8
	изогексан		26,3		1,1
	газ		4,0		0,1
	потери		1,0		0,1
	Итого		101,1		4,4
7	Производство битумов
	Поступило:
	гудрон		71,0		2,7
	фр. 350-500⁰С		29,0		1,0
	поверхностно-активные вещества		3,0		0,1
	Итого		103,0		3,8
	Получено:
	битумы дорожные		72,7		2,7
	битумы строительные		26,4		1,0
	отгон		1,3		0,04
	газы окисления		1,6		0,1
	потери		1,0		0,01
	Итого		103,0		3,8
8	Гидрокрекинг
	Поступило:
	фр. 350-500⁰С		100,0		8,0
	водород с водородной установки		3,0		0,2
	Итого		103,0		8,2
	Получено:
	легкий бензин		2,6		0,2
	тяжелый бензин		12,8		1,0
	легкий газойль		66,9 7,9		5,3 0,6
		фр. выше 350⁰С
		сероводород	2,3		0,02
	газ		5,2		0,6
	головка стабилизации		4,3		0,3
	потери		1,0		0,18
	Итого		103,0		8,2
9	Каталитический крекинг с блоком предварительной гидроочистки сырья
	Блок гидроочистки
	Поступило:
	фр. 350-500⁰С		100,0		11,1
	водород с водородной установки		1,0		0,1
	Итого		101,0		11,2
	Получено:
	Гидроочищенный вакуумный газойль		94,8		10,5
	бензин-отгон		1,4		0,2
	сероводород		0,7		0,1
	газ		3,1		0,3
	потери		1,0		0,1
	Итого		101,0		11,2
	Блок каталитического крекинга
	Поступило:
	гидроочищенный вакуумный газойль		100,0		10,5
	Итого		100,0		10,5
	Получено:
	газ и головка стабилизации		17,3		1,8
	бензин		48,3		5,1
	легкий газойль (фр.180-280⁰С)		12,6		1,2
	фр. 280-420⁰С-сырье для технического углерода		10,0		1,1
	тяжелый газойль (фр. выше 420⁰С)		5,3		0,5
	кокс выжигаемый		5,5		0,6
	потери		1,0		0,1
	Итого		100,0		10,5
10	Коксование
	Поступило:
	гудрон		100,0				19,3
	Итого		100,0				19,3
	Получено:
	газ и головка стабилизации			8,6		1,7
	бензин			13,0		2,5
	легкий газойль			27,0		5,2
	тяжелый газойль			24,4		4,7
	кокс			24,0		4,6
	потери			3,0		0,6
	Итого			100,0		19,3
11	Висбрекинг
	Поступило:
	гудрон			100,0		5,5
	Итого			100,0		5,5
	Получено:
	Газ			2,3		0,1
	Рефлюкс			3,0		0,2
	Бензин			6,7		0,4
	Крекинг-остаток			87,2		4,8
	Потери			0,8		0,01
	Итого			100,0		5,5
12	ГФУ непредельных газов
	Поступило:
	газ и головка каталитического крекинга			51,0		1,8
	газ и головка коксования			16,0		1,7
	головка висбрекинга			33,0		0,3
	Итого			100,0		3,8
	Получено:
	пропан-пропиленовая фракция			24,0		0,9
	бутан-бутиленовая фракция			33,0		1,2
	газовый бензин (С₅ и выше)			6,5		0,3
	газ			33,5		1,3
	потери			3,0		0,1
	Итого			100,0		3,8
13	Алкилирование изобутана олефинами
	Поступило:
	Бутан-бутиленовая фракция			100,0		1,1
	в том числе изобутан			40,0		0,5
	Итого			100,0		1,3
	Получено:
	легкий алкилат тяжелый алкилат пропан бутан-пентаны потери			77,1 3,1 1,9 14,9 3,0		1,0 0,04 0,02 0,2 0,04
	Итого			100,0		1,3
14	Производство серы
	Поступило:
	сероводород			100,0		0,13
	Итого			100,0		0,13
	Получено:
	сера элементарная			97,0		0,12
	потери			3,0		0,01
	Итого			100,0		0,13
15	Производство водорода
	Поступило:
	сухой газ			32,7		0,8
	химочищенная вода			67,3		1,5
	Итого			100,0		2,3
	Получено:**
	водород технический, 96% об.			18,2		0,4
	в том числе водород 100%			17,5		0,341
	диоксид углерода			77,8		1,5
	потери			4,0		0,08
	Итого			100,0		2,3

^* При необходимости на блоке гидроочистки вакуумного газойля может быть организовано получение небольшого количества дизельного топлива [3].

^** Мощность по производству водорода заложена с 10%-ным запасом.

Сводные материальные балансы НПЗ

Компоненты	Топливный вариант с глубокой переработкой
Компоненты	% масс. на нефть	Тыс. тонн в год
Поступило: нефть обессоленная поверхностно-активные вещества на производство битумов вода на производство водорода	100,00 0,3 1,2	4200 12,6 50,4
ИТОГО	101,5	4263
Получено: Автомобильный бензин, в том числе: катализат риформинга легкий алкилат бензин каталитического крекинга изопентан изогексан легкий бензин гидрокрекинга газовый бензин н-бутан Дизельное топливо летнее, в том числе: гидроочищенное дизельное топливо легкий газойль гидрокрекинга легкий газойль каталитического крекинга тяжелый алкилат Сжиженные газы, в том числе: пропан изобутан пропан-пропиленовая фракция пропан и бутан-пентаны кокс нефтяной битумы сырьё для производства технического углерода Котельное топливо, в том числе: крекинг-остаток висбрекинга тяжелый газойль коксования тяжелый газойль каталитического крекинга тяжелый газойль гидрокрекинга отгон битумного производства ловушечный нефтепродукт сера топливный газ диоксид углерода потери безвозвратные	28,6 15,6 1,0 5,1 3,1 1,1 0,2 0,3 2,2 38,34 31,7 5,3 1,3 0,04 11,72 0,7 0,5 0,9 0,22 4,6 3,7 1,1 22,87 4,8 4,7 0,6 0,6 0,04 2,21 0,12 8,6 1,5 1,2	1271,2 655,2 42 214,2 200,2 46,2 8,4 12,6 92,4 1610,28 1331,4 222,6 54,6 1,68 492,24 29,4 21,0 37,8 9,24 193,2 155,4 46,2 914,72 201,6 197,4 25,2 25,2 1,68 9,2 5,04 361,2 63,0 50,4
ИТОГО	101,5	4263

Для процессов гидроочистки выход сероводорода в % мас. был рассчитан

по формуле:

(5. 1.)

где S₀ - содержание серы в исходном сырье, % мас.;

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

x_i - выход гидроочищенных продуктов в долях от единицы;

34 - молярная масса сероводорода;

32 - атомная масса серы.

Расчет сероводорода, полученного на каталитическом крекинге:

% мас.

Расчет сероводорода, полученного на гидроочистке дизельных топлив:

% мас.

Расчёт сероводорода, полученного на гидрокрекинге:

% мас.

На НПЗ, перерабатывающих сернистые и высокосернистые нефти и имеющие в своём составе установки гидроочистки или гидрокрекинга вакуумного газойля, потребность в водороде для гидрогенизационных процессов не удаётся обеспечить за счёт водородсодержащего газа риформинга. Поэтому в схеме НПЗ следует предусмотреть специальную установку для производства водорода. Для определения её производительности необходимо составить баланс завода по водороду в % мас. на нефть, он представлен в табл. 5. 4.

Таблица 5. 4.

Баланс НПЗ по водороду для НПЗ с глубокой переработкой нефти

№ п/п	Наименование установки	Расход ( - ) или приход ( + ) 100%-го водорода, % мас. на нефть
1	Каталитическая изомеризация	-0,01
2	Гидроочистка дизельных топлив	-0,1
3	Гидроочистка вакуумного газойля	-0,2
4 5	Каталитический риформинг Гидрокрекинг	0,1 -0,3
	ИТОГО	0,341

Поскольку количество водорода, производимого на установке каталитического риформинга, с избытком хватает для использования в процессах гидроочистки и изомеризации, то можно говорить о том, что для рассматриваемого проекта НПЗ нет необходимость в сооружении установки для производства водорода.

Глубину переработки нефти (%) определяют по следующей формуле:

, (6. 1.)

где G_н - объем перерабатываемой нефти;

М - объем производства мазута (котельного топлива);

G _с.г.- количество сухого газа от перерабатываемой нефти, используемого как

топливо;

П- безвозвратные потери нефти.

Глубина переработки Тевлинской нефти составляет:

Заключение

Библиографический список

Рудин М.Г., Смирнов Г.Ф. Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. Л.: Химия, 1984. 256 с.
Левинтер М.Е. Проектирование нефтеперерабатывающих заводов. Учеб. пособ. Куйбышев: Изд-во 1986. 90 с.
Справочник нефтепереработчика/ Под ред. Ластовкина Г.А. и др. Л.: Химия, 1986. 648 с.
Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Ч.1. М.: Химия, 1972. 360 с.
Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия, 2001. 567 с.
Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Ч. 2. М.: Химия, 1980. 328 с.
Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа. Ч. 3. М.: Химия, 1978. 424 с.
Капустин В.М., Кукес С.Г., Бертолусини Р.Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. М.: Химия, 1995. 300 с.
Есипко Е.А. и др. Каталитическая гидродепарафинизация нефтяных фракций. Тематический обзор. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1982. 60 с.
Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, 2002.671 с.
Левинтер М.Е., Чак Р.О. Оборудование и основы проектирования нефтеперерабатывающих заводов. М.: Химия, 1993. 207 с.
Власов В.Г. Физико-химические свойства нефтей, нефтяных фракций и товарных нефтепродуктов. Учеб. пособ. Самара: СамГТУ. 2003. 148 с.

Информация о работе Проект нефтеперерабатывающего завода