Розробити варіант переробки Золотарьовської нафти за паливним варіантом на заводі потужністю 4,5 млн.т/рік з одержанням товарних нафтопродуктів.. Курсова робота з Курс ВПНГ. Робота № 203129

Перехід до торгівельного партнера Binance

Розробити варіант переробки Золотарьовської нафти за паливним варіантом на заводі потужністю 4,5 млн.т/рік з одержанням товарних нафтопродуктів.

Інформація про навчальний заклад

ВУЗ:

Національний університет Львівська політехніка

Інститут:

Не вказано

Факультет:

Не вказано

Кафедра:

Кафедра ХТНГ

Інформація про роботу

Рік:

2024

Тип роботи:

Курсова робота

Предмет:

Курс ВПНГ

Група:

ХТ – 43

Завантажити

Частина тексту файла (без зображень, графіків і формул):

Міністерство освіти і науки України Національний університет “Львівська політехніка” Кафедра ХТНГ / Пояснююча записка до курсового проекту з курсу ВПНГ на тему: «Розробити варіант переробки Золотарьовської нафти за паливним варіантом на заводі потужністю 4,5 млн.т/рік з одержанням товарних нафтопродуктів». Проектував студ. гр. ХТ – 43 Керівник проекту Гринишин О. Б. Проект захищений з оцінкою Комісія: Львів-2009 ЗМІСТ ст.3-Завдання ст.4-Вступ ст.6-Інформація про родовище ст.8-Характеристика Золотарьовської нафти ст.17-Поточна схема переробки нафти ст.18-Обгрунтування поточної схеми переробки нафти ст.20-Матеріальний баланс установок ст.29-Коксування нафтової сировини-ВСТУП ст.31-Технологічна схема процесу безперервного коксування ст.32-Опис технологічної схеми ст.33-Проектування установки безперервного коксування ст.34-Тепловий баланс установки безперервного коксування ст.36-Розрахунок основних розмірів реактора ст.37-Висновок ст.39-Література Завдання 1.Розробити варіант переробки Золотарьовської нафти за паливним варіантом на заводі потужністю 4,5 млн. т/рік з одержанням товарних нафтопродуктів .Скласти матеріальні баланси технологічних установок та звідний матеріальний балансу заводу . Визначити величину відбору світлих нафтопродуктів та глибину переробки нафти . 2.Виконати проект установки безперервного коксування (скласти технологічну схему установки і провести розрахунок реакторного блоку або основного апарату). Графічна частина ( 2 листи ): 1.Поточна схема переробки нафти на заводі . 2.Технологічна схема установки. ВСТУП Подолання кризових процесів і економічне зростання України значною мірою залежить від енергозабезпечення й енергозбереження. Високорозвинуті країни приділяють велику увагу розвиткові нафтопереробної промисловості, поглибленню переробки нафти, енергозбереженню, поліпшенню екології й автоматизації нафтопереробних заводів (НПЗ). Інші постсоціалістичні країни, крім країн-членів СНД, створивши привабливий інвестиційний клімат, одержали від міжнародних організацій-донорів значні інвестиції і майже повністю закінчили реструктуризацію нафтопереробної промисловості. В Україні спостерігається занепад нафтового господарства: скоротився власний видобуток і загальний обсяг переробки нафти, знизилось використання виробничих потужностей нафтопереробних заводів. Загострилася проблема інвестицій, що не дозволяє ефективно проводити структурну перебудову й технологічне оновлення промисловості. Відсутність надійних джерел інвестування поставило під сумнів реальність виконання державної програми «Нафта і газ України 1992 – 2010 рр.» і Національної енергетичної програми України до 2010 р. Споживання нафти й нафтопродуктів є одним з індикаторів соціально-економічного розвитку країн. Середньорічне споживання нафтопродуктів у 2005 р. на одну людину в Україні становило 210 кг., Польщі – 398, Угорщині – 757, Франції – 1589, Німеччині – 1730 і США – 3250 кг. На відміну від України, де ринок нафти і нафтопродуктів розподілений між численними підприємцями, давальцями нафти й торговельними структурами (біля 3500), у розвинутих країнах він контролюється декількома національними й транснаціональними компаніями. Така система, яка об’єднує видобуток нафти, її переробку і продаж нафтопродуктів, створює сприятливі умови для концентрації і розподілу інвестиційних ресурсів на пріоритетних напрямах розвитку нафтопереробної промисловості у регіональному й світовому просторі, а для держави забезпечує стабільні і високі надходження податків у бюджет. Сучасний стан українського ринку нафти і нафтопродуктів характеризується всіма ознаками глибокої кризи. В основному це зумовлено низьким рівнем задоволення потреби країни в нафті і нафтопродуктах за рахунок власного видобутку й виробництва; технічною відсталістю більшості НПЗ; відсутністю альтернативних джерел постачання нафти; неефективністю для НПЗ давальницької схеми переробки нафти; загальмованістю процесів приватизації НПЗ, сфери нафтовидобутку й збуту нафтопродуктів; відсутністю стабільних джерел інвестування й важким фінансовим станом НПЗ; слабкою законодавчою базою, яка не відповідає вимогам виробника, продавця й споживача нафтопродуктів. Важливою рисою ринку нафтопродуктів в Україні є значне скорочення обсягів споживання мазуту. На цьому фоні збільшується споживання високоякісних бензинів для легкових автомобілів, парк яких в Україні виріс з 3,3 млн. шт. у 1990 р. до 6,5 млн. шт. у 1999 р. Передбачається, що в Україні, як і в країнах Західної Європи, зростатиме кількість вантажних автомобілів та автобусів, які працюють на дизельному паливі, а використання ними бензинів значно скоротиться. Головними споживачами дизельного палива у 1999 р. були сільське господарство (40%), промисловість (22%), транспорт (17%). До найскладніших сегментів ринку нафтопродуктів відносять мастильні матеріали, асортимент яких налічує кілька сот найменувань, а імпорт у 1999 р. становив біля 73 млн. дол. У загальному обсязі споживання мастильних матеріалів частка промисловості дорівнює 45,3%, сільського господарства – 36,2%, транспорту – 10,8% [1]. Найважливішим з точки зору оздоровлення НПЗ і нормального забезпечення потреби України в нафтопродуктах слід вважати проведення справжньої приватизації цієї галузі й упорядкування ринку нафтопродуктів. Для цього доцільно продати контрольний пакет акцій НПЗ провідним іноземним компаніям, які зможуть у короткий термін провести їх технологічну реконструкцію й забезпечити потрібними ресурсами нафти. Крім того, доцільно передати у приватну власність не менше половини нафтобаз і видати вітчизняним і іноземним фірмам ліцензії на будівництво автозаправних станцій. Для економіки України енергозабезпечення є досить складною проблемою, розв’язання якої багато в чому залежить від подолання кризових явищ у нафтопереробці. Довгострокові прогнози розвитку світової енергетики свідчать про збереження домінуючого положення нафти серед інших енергоносіїв і тенденції зростання споживання нафтопродуктів, особливо в країнах, які розвиваються. У зв’язку з цим будуть зростати потужності НПЗ й обсяги інвестицій у цей сектор світової економіки. Для визначення перспективних технологій українських НПЗ використано підхід, при якому базова схема заводу постійно ускладнюється вводом потужностей поглиблюючих (каталітичний крекінг, гидрокрекінг, коксування), облагороджувальних (каталітичний риформінг, гідроочистка, алкілування, ізомеризація) і процесів по виробництву високооктанових кисеньвміщуючих добавок. З огляду на проведений аналіз рекомендується програма модернізації українських НПЗ. Для Лисичанського НПЗ і Кременчуцького НПЗ доцільно збільшити потужності каталітичного крекінгу відповідно на 1,2 млн. т/рік і 1,5 млн. т/рік і побудувати установку вісбрекінгу відповідно потужністю 2 млн. т В Удмуртській АССР до 1968 року було відкрито десяти нафтових родовищ: Вятське, Тарасовске, Кирикшаське, Гремихинське, Мішкинське (Воткинське), Киенгопське, Чутирське, Золотаревське, Архангельське і Покровське. Мішкинське родовище розташовано на одній структурі з Ножовським родовищем Пермської області, Чутирське і Киенгопське родовищі знаходяться в центральній частині западини. Найбільша частина запасів нафти Удмуртської АССР зв'язана з відкладенями карбону й тільки 6 % від загальних запасів присвячена до відкладень девона. По своїх физико-хімічних властивостях нафти Удмуртський АССР схожий з нафтами родовищі Арланської групи Башкирської АССР й південно-західного района Пермської області. І ті й інші нафти є сірчистими і високосірчистими, високосмолистими і парафіновими. Вивчені нафти Удмуртії відкладень карбону володіють високою густиною ((420 = 0,883 – 0,921), високим вмістом сірки (1,90 — 3.44 %) й сілікагелевих смол (173 - 30,2 %). Вміст парафіну в них коливається від 2,7 до 7,0 %. Вихід фракції, википаючих до 200 0С, складає 14 – 20 % і до 350 °С — 33 – 43 %. Бензинові фракції всіх нафт, що википають до 200 °С, в чистому виді мають октанові числа порядка 35 - 45, а з добавкою 0,6 г ТЕС на 1 кг фракції 48 - 57. Отже, вони можуть бути лише компонентами автомобільних бензинів. Вміст сірки в них високий (0,12 - 0,60 %). Вихід легких гасових дистилятів, відібраних з різних нафт карбона в межах від 120 до 250 °С, коливається від 10 до 15 %, а з архангельської нафти (девонскої) досягає 24%. Кристалізація цих фракцій (за виключенням золотаревської) починається при - 60 °С і нижче. Вміст сірки в даних дистилятах високий: від 0,27 до 1,32% (лише у фракції із золотаревської нафти воно рівне 0,22%). Гасові фракції, що википають в межах 150—320 °С, характеризуются вмістом сірки, що перевищує технічні норми на освітлювальний гас. Для отримання кондиційного гасу потрібне гідроочищення. Дизельні палива володіють високими цетановими числами (49 - 56) і температури застигання, відповідної літнім паливам. Унаслідок високого вмісту сірки (1,55 - 3,15%) вони потребує очищенні. Лише в паливах из золотаревскої нафти вміст сірки менше 1% (0,55 - 0,83%). З більшості нафт може бути отриманий високосірчисті топочні мазути. Потенційний вміст базових дистилятних і залишкових масел відносно невисоко і складає 15,5 - 22%. Залишки з нафт після відбору дистилятних фракцій до 470 - 500 °С складають 39 - 41% і можуть бути рекомендований для отримання бітуму. Згідно технологічної класифікації, більшість нафт Удмуртської АССР відкладень карбону за вмістом сірки відносяться до III класу, по потенціальному вмісту палив — до типу Т2. Всі вивчені нафти карбону, залежно від потенційного вмісту в них базових дистилятних і залишкових масел, відноситься до групи М3, за якістю базових масел до підгрупи И1 і И2, а за вмістом парафіну - до вигляду П2 і П3. Характеристика Золотарьовської нафти : Система, відділ, ярус Глибина перфорації М № шпари Ρ420 м ν20 ссм ν50 ссм Температура застигання 0С температура спалаху в закритому тиглі Тиск насичених парів мм.рм.см з обробкою без обробки при 380С при 500С верейський горизонт 1430-1425 20 0,9175 355 - 43,8 -27 -20 34 10 79 Парафін Вміст, % Коксоємність, % зольність, % Кислотне число вихід фракції . вага % до 2000С до 3500С вміст % температура плавлення, 0С сірки азоту смол сірчанокислих смол силікагелевих асфальтенів 7,0 50 1,90 0,23 Більше 60 22,0 16,9 9,13 1,300 0,17 14,1 37,4 Розгонка нафти по ГОСТ 2177-66 п.к 0С Відганяється ( в %) до температури, 0С 120 140 150 160 180 200 220 240 260 280 300 100 2 4 6 8 12 15 18 21 23 28 36 Фракційний склад сировини ( фракції 350-500 0С) для ГДМ-ГДС Вихід, об’ємний % п.к 5 10 20 30 40 50 60 70 80 90 95 98 к.к Температура 356 384 392 400 410 417 424 434 446 453 472 480 486 486 Зміна кінематичної в’язкості ( в ссм) нафти в залежності від температури ν10 ν20 ν30 ν40 ν50 _ - 105,6 60,77 43,81 Зміна умовної в’язкості нафти в залежності від температури ВУ10 ВУ20 ВУ30 ВУ40 ВУ50 - - 14,24 8,23 6,00 Зміна відносної густини нафти в залежності від температури Густина ρт4 при 100С при 200С при 300С при 400С при 500С - 0,9175 0,9113 0,8951 0,8887 Елементарний склад нафти С H O S N Вміст ванадія вага % 85,10 12,30 0,47 1,90 0,23 0,00017 Склад газів ( до С4), які розчиняють в нафті, та низькокиплячих вуглеводнів ( до С5) Фракція вихід (на нафті) % Вміст індивідуальних вуглеводнів, вага % С2Н6 С3Н8 ізо С4Н10 п-С4Н10 ізо-С5Н12 пС5Н12 до С4 0,03 5,5 10,3 18,7 65,5 - - до С5 0,15 0,9 1,8 3,3 11,4 42,4 40,2 Характеристика фракцій, які википають до 2000С Температура вибору, 0С Вихід (на нафти) % ρ420 Фракційний склад, 0С Вміст сірки % Октанове число Кислотність, мг КОН на 100 мг фракції Тиск насичених парів (при 380С), мм.рм.см п.к 10% 50% 90% без ТЄС з 0,6 ТЄС на кг фракції 28-85 5,6 0,7300 72 82 95 112 сліди 54,0 67,2 0,92 37 28-100 6,4 0,7350 74 84 100 118 - 52,0 65,0 - - 28-110 7,2 0,7400 76 86 105 124 - 50,1 63,1 - - 28-120 8,0 0,7450 80 90 110 135 0,05 48,3 61,2 1,52 30 28-130 9,0 0,7500 81 91 115 145 - 46,0 58,6 - - 28-140 10,0 0,7550 82 92 120 155 - 43,5 56,0 - - 28-150 11,2 0,7600 83 93 125 165 - 41,0 53,5 - - 28-160 12,6 0,7640 84 94 130 175 - 38,5 51,0 - - 28-170 14,1 0,7700 84 96 138 178 0,12 35,4 48,2 1,69 6 Груповий вуглеводний склад фракцій, що википають до 200 0С Температура відбору 0С Вихід (на нафті) % ρ420 п20D Вміст вуглеводнів, % ароматичних нафтенових Парафінових всі нормальної структури ізоструктури 28-95 3,4 0,7240 1,4040 2 27 71 51 47 95-122 2,4 0,7500 1,4140 4 36 60 34 35 122-150 2,2 0,7680 1,4230 6 37 57 30 35 150-200 6,1 0,7920 1,4390 10 38 52 30 31 П.к-200 14,1 0,7700 1,4230 7 35 58 - - Вміст індивідуальних ароматичних вуглеводнів в фракції 122-1450С Вуглеводень Вихід, вага % на фракцію на нафту Етил бензол - - п-Ксилол 2,5 0,125 м-Ксилол 3,5 0,175 о-Ксилол 1,0 0,050 Характеристика фракцій бензинових фракцій 62-180 0С Температура відбору, 0С Вихід ( на нафту), % ρ420 Вміст сірки, % Вміст вуглеводнів, % ароматичних нафтенових Парафінових 62-85 1,4 0,7150 сліди 1,5 24 74,5 62-105 3,2 0,7300 сліди 2,5 29 68,5 62-140 6,2 0,7455 0,06 4 33 63 85-105 1,8 0,7415 0,04 3 32 65 85-120 3,2 0,7450 0,05 3,5 34 62,5 85-180 8,8 0,7672 0,011 6 37 57 105-120 1,4 0,7530 0,06 4,5 36 59,5 105-140 3,0 0,7600 0,09 5 36,5 58,5 120-140 1,6 0,7420 0,05 5,5 36,5 58 140-180 4,0 0,7820 0,16 8 37,5 54,5 Характеристика легких керосинових дистилятів Нафта Температура відбору, 0С Вихід (на нафту), % ρ420 Фракційний склад, 0С ν 20, ссм ν-40, ссм Температура, 0С п.к. 10% 50% 90% 98% Початок кристалізації спалаху в закритому тиглі золотарьовська 120-220 11,0 0,7920 138 148 178 214 218 1,53 5,77 -59 29 120-230 12,4 0,7940 141 150 181 217 222 1,70 6,12 -58 - Теплота згоряння (нижня) кал/кг Висота некиптящого полум’я ,мм Вміст ароматичних вуглеводнів, % Вміст сірки ,% загальний Кислотність,мг КОН на 100 мл дистиляту Йодне число ,г йоду на 100 мг дистиляту Фактичні смоли , мг на 100 мл дистиляту 10280 27 9,6 0,22 2,00 2,25 8,0 10260 26 - 0,24 2,31 - - Елементарний склад сировини для гідрокрекінгу Температура відбори, 0С Вміст, % С Н О S N 350-490 85,36 12,71 0,12 1,73 0,08 Характеристика керосинових дистилятів Температура відбору, 0С Вихід (на нафту), % ρ420 Фракційний склад, 0С Температура, 0С Висота, що не киптить плум’я, мм Октанове число Вміст сірки, % Кислотність мг КОН на 100 мл дистиляту п.к 10% 50% 90% 98% відгониться до 270 0С, % помутніння спалаху 150-280 18,0 0,8210 168 177 220 255 270 98 -20 56 20 27 0,39 2,56 150-320 24,6 0,8308 170 182 243 288 - 75 -23 65 19,5 27 0,47 2,62 Груповий вуглеводний склад керосинових фракцій Температура відбору, 0С Вміст вуглеводнів, % Ароматичних нафтенових парафінових 200-250 18 46 36 250-300 25 40 35 200-300 22 43 35 Характеристика дизельних палив та їх компонентів Температура відбору, 0С Вихід (на нафту), % Цетанове число Фракційний склад, 0С ρ420 ν20, ссм ν50, ссм Температура, 0С Вміст сірки, % Кислотність, мг КОН на 100 мл палива Анілінова точка, 0С 10% 50% 90% 96% Застигання Помутніння спалаху 150-350 29,4 51 188 260 318 326 0,8390 5,85 2,15 -28 -18 - 0,55 2,77 200-350 23,3 53 252 273 318 329 0,8490 7,25 2,72 -21 -12 113 0,67 2,87 220-350 20,8 55 263 285 319 329 0,8526 7,81 2,95 -18 -10 0,74 2,90 240-350 18,4 56 270 291 320 330 0,8560 8,40 3,25 -15 -8 0,83 2,95 Характеристика сировини ( фракція 350-490 0С) для гідрокрекінгу Вихід (на нафту), % ρ420 М ν50, ссм ν100, ссм Температура застигання, 0С Вміст, % коксоємність, % Вміст парафіно-нафтенових вуглеводнів Вміст ароматичних вуглеводнів, % Вміст смоли-стих речовин % сірки смол сірчанокислотних цього І група ІІ і ІІІ група IV група всього 21,9 0,9100 340 21,4 5,48 28 2,2 - 0,00044 0,06 56 13 18 10 41 3 Характеристика мазутів та залишків Мазут і залишок Вихід (на нафту), % ρ420 ВУ80 ВУ100 Температура, 0С Вміст сірки, % коксоємність Застигання спалаху Мазут топковий 40 83,2 0,9470 8,00 4,00 3 142 2,26 14,20 100 77,4 0,9560 10,60 4,90 10 166 2,36 15,00 Залишок вище 3500С 62,6 0,9835 68,00 18,50 30 220 2,62 19,00 вище 4000С 55,0 0,9950 42,0 - 40 250 2,76 20,00 вище 4500С 46,5 1,0150 - - 51 291 3,10 21,10 Вище 4900С 40,7 1,0285 - 14,86 Вище 55 336 3,36 21,60 Шрифт нафти згідно технологічної класифікації ( ГОСТ 912-66) Нафта Клас Тип Група Підгрупа Вид Золотарьовська ІІ Т2 М2 И1 П3 Обгрунтування поточної схеми переробки нафти: Золотарьовська нафта є сировиною для переробки на даному заводі з характеристиками,які наведені вище. Спочатку ми вибираємо тип НПЗ. За тенденцією розвитку ринку ,великим попитом користуються палива тому найбільш економічним є паливним варіантом. Вибраним набором технологічних процесів треба забезпечити оптимальну глибину переробки даної нафти і випуск заданного НПЗ з високою якістю з мінімальними капітальним і експлуатаційними затратами. Нафта, яка видобута з недр землі може містити 0,5..10% води і 100..1800мг/л. солей хлоридів ,тому для переробки нафти на заводі попередньо обезводнюємо і обезсолюємо до вмісту солей не більше 3-5мг/л на установці ЕЛОУ. З продуктивністю 4,5 млн.тон/рік з точки зору економіки та експлуатації ми ділим сировину, баким чином отримуємо дві АВТ-ВПБ з продуктивністю 2 млн.тон/рік та 2,5 млн.тон/рік переважно для отримання бензинового і дизельного палива. Після установок АВТ-ВПБ -2 і 2,5 ми отримаємуємо: газ, фракції пк-85, 85-180, 180-350, 350-490 >490. Фракція ПК-85 ми направляємо на компаундування бензинів, для отримання, шляхом додавання високооктанових компонентів, товарних продуктів Фракція 85-185 це є фракцією для компаундування бензину. Але має низьке О.Ч~60 для підвищення О.Ч. ми направляємо на установку каталітичного риформінгу . Фракцію 180-350 у даній нафті (вміст сірки – 0,6, температура застигання -250С) направляємо на гідроочистку для зниження вмісту сірки .В якості побічних продуктів отримуємо сірководень, вуглеводневий газ і бензиновий відгін. Гідрогенізат направляємо на компаундування Д.П. Вуглеводневий газми обєднуємо з загальним потоком сухого газу та виводимо як товарний нафтопродукт. Сірководень направляємо на установку виробництва сірки, з якої ми отримуємо продукт - елементарну сірку. Відгон направляємо на компаундування бензинів. Фракція 350-490 ( сірки- 2,2; коксивність-0,06 ) ми будемо направляти на установку гідрокрекінгу,для поглиблення переробки нафти і для отримання додаткового бензину і вилучення сірки. Фракцію пк-85 ми направляємо на компаудування бензинів.Фракція 85-180 має назьке октанове число, для його підвищення ми направляємо цю фракцію на установку кат.риформінгу. головку стабілізації ми направляємо на ГФУ насичених- для отримання СПБТ та додаткової кількості компонетну бензинів. Легкий газойль придатний для отримання літного Д.П., а важкий газойль –котельних палив.Сірководень направляємо на виробництво сірки.сухі гази виводимо як товарний продукт Фракція >490 дана фракції має високі показники ,такі як: коксивність-21,6; сірки-3,36 . направляємо її як сировину для процесу коксування. Процес коксування призначений для отримання нафтового коксу і поглиблення переробки залишкової сировини для збільшення виходу світлих нафтопродуктів. Важкий газойль, отриманий в результаті процесу коксування направляємо на котельне паливо. легкий газойль направляємо на гідроочистку дизельного палива-для отримання додаткової кількості товарного нафтопродукту-дизпалива. Бензин направляємо на компаундування бензинів. Кокс – як цільовий продукт процесу коксування виводиться як товартий нафтопродукт. В схему НПЗ включено газофракціонуючу установку типу-ГФУ насичених,з якої отримуємо пропан , ізобутан , н-бутан , суміш пентанів.Сировиною є жирний газ з усіх процесів.Суміш пентанів використовуємо як компонент бензину,А з суміші пропану і бутану одержуємо СПБТ. Ненасичені гази одержуємо тільки з коксування в малі кількості тому не будуємо ГФУ-ненасичених , а використовуємо як компонент СПБТ. Оскільки нафта містить багато сірки ми будуємо виробництво сірки. ВВГ з каталітичного риформінгу і установки виробництва ВВГ, який ми направляємо на гідроочистку дизельного палива та гідрокрекінг. В результаті такої поточної технологічної схеми за паливним варіантом, ми отримаємося сухий газ, СПБТ, бензини з марками А-92, А-80 після компаундування, дизельні палива з марками Л-0,5-40, З-0,1-(-40) після компаундування дизельного палива, колельне паливо, ВВГ, кокс і сірку. Матеріальний баланс технологічних установок, які входять до складу НПЗ Процеси сировина та продукти Кількість % на сировину установки % на нафту тис. т/рік Знесолююча установка Поступило: Нафта сира 101,00 101,00 4545,00 Одержано: Нафта знесолена 100,00 100,00 4500,00 Вода, солі, втрати 1,00 1,00 45,00 Всього: 101,00 101,00 4545,00 Установка АВТ - ВПБ - 2500 Поступило: Нафта знесолена 100,00 55,56 2500,00 Одержано: гази 0,03 0,02 0,75 фр. п.к. - 85°С 2,37 1,32 59,25 фр. 85-180°С 8,80 4,89 220,00 фр. 180 - 350°С 26,20 14,56 655,00 фр. 350 - 490°С 21,90 12,17 547,50 фр. >490°С 40,10 22,28 1002,50 Втрати 0,60 0,33 15,00 Всього: 100,00 55,56 2500,00 Установка АВТ - ВПБ - 2000 Поступило: Нафта знесолена 100,00 44,44 2000,00 Одержано: гази 0,03 0,01 0,60 фр. п.к. - 85°С 2,37 1,05 47,40 фр. 85-180°С 8,80 3,91 176,00 фр. 180 - 350°С 26,20 11,64 524,00 фр. 350 - 490°С 21,90 9,73 438,00 фр. >490°С 40,10 17,82 802,00 Втрати 0,60 0,27 12,00 Всього: 100,00 44,44 2000,00 Каталітичний риформінг бензинів Поступило: фр. 85 - 180°С з АТ -ВПБ -2000 33,71 3,91 176,00 фр. 85 - 180°С з АТ -ВПБ -2500 42,13 4,89 220,00 фр. 85 - 180°С з Гідрокрекінгу 24,16 2,80 126,14 Всього: 100,00 11,60 522,14 Одержано: сухий газ 5,94 0,69 31,02 головка стабілізації (С3 - С4) 4,50 0,52 23,50 каталізат 83,00 9,63 433,38 ВВГ 5,50 0,64 28,72 H2S 0,06 0,01 0,31 Втрати 1,00 0,12 5,22 Всього: 100,00 11,60 522,14 Коксування Поступило: фр. ≥490°С з АВТ -ВПБ -2000 44,44 17,82 802,00 фр. ≥490°С з АВТ -ВПБ -2500 55,56 22,28 1002,50 Всього: 100,00 40,10 1804,50 Одержано: Сухий_газ 3 1,20 54,14 Головка стабілізації 4,00 1,60 72,18 Бензин 19,00 7,62 342,86 Л.Г 25,00 10,03 451,13 В.Г 29,00 11,63 523,31 КОКС 17,00 6,82 306,77 Втрати 3,00 1,20 54,14 Всього: 100,00 38,90 1804,50 Гідрокрекінг Поступило: фр. ≥350-490°С з АТ -ВПБ -2000 44,44 9,73 438,00 фр. ≥350-490°С з АТ -ВПБ -2500 55,56 12,17 547,50 ВВГ 4,00 0,88 39,42 Всього: 104,00 22,78 1024,92 Одержано: головка 4,30 0,94 42,38 сухий газ 4,60 1,01 45,33 пк-85 2,60 0,57 25,62 H2S 2,30 0,50 22,67 Легкий газойль 68,50 15,00 675,07 85-180 12,80 2,80 126,14 Важкий газойль 7,90 1,73 77,85 втрати 1,00 0,22 9,86 Всього: 104,00 22,78 1024,92 ГО Д.П Поступило: Легкий газойль коксування 27,67 10,03 451,13 Фр. 180-350°С з АТ -ВПБ -2500 40,18 14,56 655,00 Фр. 180-350°С з АТ -ВПБ -2000 32,14 11,64 524,00 ВВГ 1,50 0,54 24,45 Всього: 101,50 36,77 1654,58 Одержано: Гідрогенізат 96,00 34,78 1564,92 сухий газ 1,85 0,67 30,16 Бензин 2,00 0,72 32,60 H2S 0,65 0,24 10,60 втрати 1,00 0,36 16,30 Всього: 101,50 36,77 1654,58 Виробництво сірки Поступило: H2S з ГО.ДП 31,56 0,24 10,60 H2S з Гідрокрекінгу 67,51 0,50 22,67 H2S з Кат риформінгу 0,93 0,01 0,31 Всього: 100,00 0,75 33,58 Одержано: сірка 85,00 0,63 28,54 Втрати 15,00 0,11 5,04 Всього: 100,00 0,75 33,58 Виробництво ВВГ Поступило: сухий газ 100,00 1719,49 38,21 Одержано: водню 92,00 1581,93 35,15 Втрати 8,00 137,56 3,06 Всього: 100,00 1719,49 38,21 Баланс по ВВГ Отримано: ВВГ з кат. Риформінгу 28,72 Витрачено: Гідрокрекінг 39,42 Гідроочистка 24,45 недостача 35,15 СПБТ Компоненти Кількість тис. т/рік % на нафту С3Н8 з ГФУ насичених 30,18 0,67 і-С4Н10 з ГФУ насичених 14,91 0,33 н-С4Н10 з ГФУ насичених 18,48 0,41 головка з коксування 72,18 1,60 Всього: 135,75 3,02 Котельне паливо Компоненти Кількість тис. т/рік % на нафту В.Г. з гідрокрекінгу 77,85 1,73 В.Г.з коксування 523,31 11,63 Всього: 601,16 13,36 Сухий газ Компоненти Кількість тис. т/рік % на нафту Сухий газ (з кат. риформінгу) 31,02 0,69 Сухий газ (з Гідрокрекінгу) 45,33 1,01 Сухий газ(з коксування) 54,14 1,20 газ з ГО дизельного палива 30,16 0,67 ГФУ 1,59 0,04 Всього: 162,23 3,61 ГФУ насичених газів Сировина і прод. Компоненти газу Всього Вихід на нафту, % СН4 С2Н6 С3Н8 н-С4Н10 і-С4Н10 н-С5+ і-С5+ % мас. тис. т/рік Поступило: 1. Гази з АВТ 5,50 10,30 65,50 18,70 100,00 склад, % 0,0017 0,0031 0,0197 0,0056 0,03 кількість, тис. т/рік 0,07 0,14 0,88 0,25 1,35 2. С3 - С4 (Кат.риф.бензинів) 5,00 47,50 22,60 23,00 1,00 0,90 100,00 склад, % 0,03 0,25 0,12 0,12 0,01 0,005 0,52 кількість, тис. т/рік 1,17 11,16 5,31 5,40 0,23 0,21 23,50 3. С3 - С4 (Гідрокрекінг) 0,11 0,74 45,56 29,61 22,33 0,85 0,80 100,00 склад, % 0,00 0,01 0,46 0,30 0,22 0,01 0,01 1,01 кількість, тис. т/рік 0,05 0,31 19,31 12,55 9,46 0,36 0,34 42,38 Всього: 0,05 1,56 30,61 18,74 15,12 0,60 0,55 67,22 1,56 Одержано: кількість комп.,тис. т/рік 0,05 1,54 30,18 18,48 14,91 0,59 0,54 98,60 66,28 1,47 Втрати, тис. т/рік 0,00 0,02 0,43 0,26 0,21 0,01 0,01 1,4 0,94 0,02 Всього: 0,05 1,56 30,61 18,74 15,12 0,60 0,55 100,00 67,22 1,49 Кількість та якість бензинових компонентів Кількість Якість Компоненти тис. т/рік % на нафту ОЧ Межі википання фракції, °С С5+ з ГФУ насичених 1,13 0,03 74,00 пк-70 фр.п.к. - 85°С з АТ -ВПБ - 4700 106,65 2,37 75,00 пк-85 каталізат з кат. риформінгу 433,38 9,63 97,00 85-180 фр.п.к. - 85°С з гідрокрекінгкрекінгу 25,62 0,57 75,00 пк-85 бензин коксування 342,86 7,62 70,00 пк-180 бензин з ГО дизельного палива 32,60 0,72 70,00 пк-180 Всього: 942,24 20,94 Кількість та якість дизельного палива Компоненти Кількість Якість ЦЧ Вміст сірки, Температура Межі википання тис. т/рік % на нафту Легкий газойль з гідрокрекінгу 675,07 15,00 55 0,05 -25,00 180-350 дизельне паливо з ГО 1564,92 34,78 50 0,1 -21,00 180-350 Всього: 2239,99 49,78 Компаундування бензинів Торварний Кількість компонентів в суміш, тис. т/рік Кількість бензину Октанове число З ГФУ нас.С5 Гідрокрекінг АВТ Бензин коксування Гідроочистка Каталізат. Реформінгу тис.т/рік % на нафту А-92 183,38 183,38 4,08 92, A-95 25,62 200 225,62 5,01 95 А-80 1,13 106,65 342,86 32,60 50 533,24 11,85 80 Всього 1,13 25,62 67,77 342,86 32,60 433,38 942,24 20,94 Компаундування Д.П Товарний продукт Кількість компонентів в суміші, тис.т/рік кількість дизпалива Якість палива Дизпаливо після гідроочистки Легкий газойль з гідрокрекінгу гудрону тис.т/рік % на нафту ЦЧ Вміст сірки, % Температура застигання Л-0,5-40 1564,92 1564,92 34,776 50 0,5 -20 З-0,5 -40 675,07 675,07 15,002 50 0,5 -25 Всього 1564,92 675,07 2239,99 49,778 Загальні незворотні втрати Технологічні установки Кількість тис. т/рік % на нафту АТ - ВПБ -2500 15,00 0,33 АТ - ВПБ - 2000 12,00 0,27 каталітичний риформінг 5,22 0,12 гідрокрекінг 9,86 0,22 ГО дизельного палива 16,30 0,36 коксування 54,14 1,20 ГФУ насичих вуглеводнів 0,94 0,02 виробництво сірки 5,04 0,11 виробництво водню 3,06 0,07 Всього: 121,55 2,37 Зведений матеріальний баланс Сировина, товарний продукт Кількість тис. т/рік % на нафту Поступило: нафта знесолена 4500,00 100,00 Всього: 4500,00 100,00 Одержано: бензин 942,24 20,94 А - 80 А - 92 А - 95 дизельне паливо 2239,99 49,78 Л -0,1 - 40 З -0,1 - (-25) котельне паливо марка 40 601,16 13,36 Сухий газ 124,02 2,76 СПБТ 135,75 3,02 Кокс 306,77 6,82 Сірка 28,54 0,63 Загальні втрати 121,55 2,70 Всього: 4500,00 100,00 Склад заводу по технологічних установках Продуктивність по номінальна Кількість Степінь використання Технологічні установки переробці сировини, продуктивність, установок, продуктивності тис. т/рік тис. т/рік шт. установки, % АТ - ВПБ -2500 2500,00 2500,00 1 100,00 АТ - ВПБ - 2000 2000,00 2000,00 1 100,00 Кат. риформінг 522,14 600,00 1 87,02 бензинів Гідрокрекінг 1024,92 600,00 2 85,41 ГФУ насичених газів 67,22 75,00 1 89,63 Коксування 1804,50 2000,00 1 90,23 ГО дизельного палива 1654,58 900,00 2 91,92 виробництво сірки 28,54 30 1 95,13 виробництво ВВГ 35,15 40 1 87,88 Глибина переробки нафти Г (%) розраховують за формулою: Г = %=[4500-601,16-121,55]*100/4500=91,23% Величина відбору світлих нафтопродуктів С (%) визначають за формулою. Де Б, К, Д, А, Ж, П, СГ, Р – кількість бензинів, кероксинів, дизельних палив, ароматичних вуглеводнів, рідких парафнів, зріджених газів, та розчиників ( тис.т.рік), що виробляються на заводі; Н – потужність заводу за перероблюваною нафтою, тис.т/рік. С = 3442*100/4500= 76,48 % Коксування нафтової сировини Вступ Тенденція розвитку нафтопереробної промисловості- поглиблення переробки нафти з залученням нафтових залишкі для подальшого використання їх з метою одержання додаткової кількості світлих нафтопродуктів. Метою коксування є одержання нафтового коксу, додаткової кількості світлих нафтопродуктів із важких залишків. Сировиною для коксування служить гудрон, залишок термічного крекінгу, важкий газойль каталітичного крекінгу, асфальти і екстракти оливного виробництва, важка смола піролізу. Основні вимоги до сировини по якості: коксивність- 10- 20 %, вміст сірки при одержанні електродного коксу не більше 1,5 %. Продукція коксування: Нафтовий кокс- використовується для виробництва анодів для виплавки алюмінію і графітових електродів- для отримання електролітичної сталі, хлору, магнію, використовується в виробництві феросплавів, кремнію, карбіду кальція. Газ- по складу аналогічний складові газу термічного крекінгу, але містить менше олефінів. Бензин- є недостатньо хімічно стабільним, октанове число 60-66 по моторному методу, використовується як компонент низькосортних бензинів. Керосино- газойлеві фракції- компоненти дизельного, котельного палив, сировиною для установок каталітичного крекінгу. Промислові процеси коксування поділяють на три типи, це періодичні, напівперіодичні і неперервні. Сповільнене коксування є найпоширенішим його видом. У нижній частині колони утворюється суміш сировини з рециркулятом, яка називається вторинною сировиною. Цю суміш нагрівають у трубчатій печі до 480—510°С і подають у коксову камеру. В камері відбувається глибокий крекінг сировини. Пари продуктів розкладу поступають із камери в колону, а важчий залишок накопичується в камері. При коксуванні гудронів густиною 1020—1065 кг/м3 коксуванням по Конрадсону 22—27% можна одержати приблизно такий склад продуктів: гази — 7,9—9,0%, бензинова фракція — 11,0—12,6, газойлеві фракції — 44—51, кокс — 28—36%. Завдяки процесу коксування з малоцінних залишкових компонентів одержують дистилятні фракції і кокс. Дистилятні фракції можуть використовуватись як компоненти палив для газотурбінних установок, а також котельних, пічних палив тощо. Після гідрооблагороджування на установках гідропроцесів дистиляти від коксування можуть використовуватись як високоякісні компоненти бензинів, дизпалив і олив. На Кременчуцькому НПЗ в 80-х роках минулого століття було запущено у виробництво за американською технологією беззольну диспергуючу присадку «Дніпрол-40». Потужність установки — 20 тис. тонн на рік. На даний момент установка не працює. Якби цю присадку виробляли, то Україна не лише забезпечила б власні потреби у ній (близько 5 тис. тонн на рік), а й 15 тис. тонн могла б експортувати, передусім у Росію, і натомість імпортувати необхідні Україні сульфонатні, алкілсаліцилатні, діалкілдитіофосфатні присадки, полімерні загусники і депресатори. Опис технологічної схеми коксування у киплячому шарі коксу-теплоносія. Характерною особливістю процесу – є відсутність трубчатої печі. Сировина (гудрон) насосом Н-1 подається в теплообмінник Т-1, нагрівається, змішується з рециркулятом і потрапляє в реактор Р-1 в киплячому шарі. Щоб була рівномірна подача в реакторі по всьому периметру на різних рівнях встановлені форсунки. Ці форсунки тонко розпилюють сировину, далі вона потрапляє на тверду частину коксу-теплоносія, який має температуру близько 600˚С Далі ці частинки по U-подібній лінії виносяться в Р-2. Проходить процес коксування. Частинки збільшуються, а пари легких продуктів піднімаються вверх. Пари проходять циклони, де вловлюються найдрібніші частинкии потрапляють в скрубер СК-1. Зі скрубера СК-1 насосом Н-3 через холодильник Х-1 виводиться важкий газойль. Рециркулят насосом Н-2 подається на змішування з вихідною сировиною. Зверху СК-1 виводять пари і направляють в К-1 на розділення. Залишок з низу К-1 насосом Н-7 подається на зрошення в СК-1. Зверху К-1 виводять пари, їх охолоджують і конденсують в КХ-1 і вони попадають в ємність Є-1. Де з них виділяють воду. Частина продукту насосом Н-5 повертається в К-1 на зрошення. Сконденсована частина продукту за допомогою Н-5 подається в абсорбер К-3 зверху, а не сконденсована, за допомогою компресора КР-1 подається в низ К-3. В К-3 відбувається розділення. Зверху виводиться сухий газ. Знизу К-3 за допомогою Н-8 через Т-3 виводиться бензин, який направляється в стабілізуючу колону К-4. Тут зверху виводяться пари, які охолоджуються, конденсуються і потрапляють в ємність Є-2, з якої насосом Н-9 частина продукту повертається в К-4 на зрошення, а решта виводиться (С3-С4). Знизу К-4 насосом Н-10 через Х-2 виводять стабілізований бензин. В реакторі Р-1 великі частинки коксу осідають, проходячи відпарну зону. Кокс по U-подібній лінії переходить в коксонагрівач Р-2, де частково спалюється. За рахунок, отриманого в результаті спалювання частини коксу, тепла нагрівається решта коксу. Для сприяння горінню знизу Р-2 подають газ і повітря. Щоб на поверхні циклонів не утворювався кокс, то частинку гарячого коксу подають в зону циклонів. Зверху Р-2 виводять димові гази, які проходять циклони. Тепло димових газів утилізують в котлі-утилізаторі, де за рахунок цього отримують водяну пару. Якщо коксу в Р-2 багато, то він потрапляє в класифікатор КЛ-1, знизу якого подається водяна пара - щоб вловлювати дрібні частинки коксу, і транспортувати їх назад в Р-2. Знизу КЛ-1 виводять кокс і направляють в бункер Б-1. Проектування установки безперервного коксування в киплячому шарі коксу - теплоносія. Розрахунок матеріального балансу: Визначаємо вихід коксу і газу при безперервному коксуванні: ρ420= 1,0285 Кк= 22% мас. ( табл. 2. Коксування нафтової сировини. Методичні вказівки.). а) вихід коксу: Хк= 2* Кк= 2+1,66*22= 38,52% мас. б) вихід газу: Хк+г= 5,5+ 1,76* Кк= 5,5+ 1,76* 22= 44,22% мас. Хг=44,22-38,52= 5,7% мас. в) вихід бензину: (Коксування нафтової сировини. Методичні вказівки.). Хб= 18,03 %мас. г) вихід важкого та легкого газойлів: Хдист.= 100-(18,03+5,7+38,52)= 37,48 % мас. Хл.г.= 0,4* Хдист.=15,27 % мас. Хв.г.= 37,48- 14,992= 22,48 % мас. Матеріальний баланс установки з врахуванням рециркуляту. Сировина та продукти % мас. т / рік. т/ добу т/ год. kg/god Прихід: Гудрон 100,00 71,43 900000,00 2769,23 115,38 115384,6 Рециркулят 40,00 28,57 360000,00 1107,69 46,15 46153,85 Всього 140,00 100,00 1260000,00 3876,92 161,54 161538,5 Отримано: Кокс 38,52 27,51 346680,00 1066,71 44,45 44446,15 Газ 5,70 4,07 51300,00 157,85 6,58 6576,923 Бензин 18,03 12,88 162270,00 499,29 20,80 20803,85 Легкий газойль 15,27 10,91 137430,00 422,86 17,62 17619,23 Важкий газойль 22,48 16,06 202320,00 622,52 25,94 25938,46 Рециркулят 40,00 28,57 360000,00 1107,69 46,15 46153,85 Всього 140,00 100,00 1260000,00 3876,92 161,54 161538,5 Тепловий баланс установки Кількість тепла, що поступає в реактор, вноситься з теплоносієм та сировиною: Qпост.=( Gсиров.+ Gрецирк.)* qct + Gц.к.* Сц.к.* t2+ Qв.п. Gц.к.= Gсиров.* Кц.=115384,6*6б3=750000 т/ рік. Теплоємність нафтового коксу t= 600 0С, С= 1,676 КДж/ кг* град. Водяна пара подається для створення турбулізації, щоб процес коксування проходив в реакторі,а не в печі. Її кількість- 3% на кокс. Qв.п.= Gв.п.* Св.п.* tв.п.= 3548423 КДж/ кг Qпост.= (Gсиров+ Gрец) * qct + Gц.к* Сц.к* t2=609153881,5 КДж/ кг Кількість тепла, що витрачається з теплоносієм і сировиною після контакту сировини з коксовим теплоносієм: Qвитр.=∑Gпрод. * qпрод.t + (Gц.к.+ Gсв.к.)*Сц.к.*tк+ Qв.п. Визначення тепловмісту для кожного компоненту: 1) для газу: = 0,71512 г / см3 q n = = 683* (4-0,71512)-308,99=1934,58304 кДж/ кг 2) для бензину: = 0,752 г / см3 qn = = 1909,394 кДж/ кг 3) для легкого газойлю: = 0,853495 г / см3 qn = = 1840,0729кДж/ кг 4) для важкого газойлю: = 1795,9477 г / см3 qp= 1795,9477 кДж/ кг 5) для рециркуляту= для важкого газойлю. 6) для водяної пари: qp= 2534,5 кДж/ кг Qвитр.=∑Gпрод. * qпрод.t + (Gц.к.+ Gсв.к.)*Сц.к.*t2 Qвитр.=((44446,15*1765,...

Курсова робота Курс ВПНГ

01.01.1970 03:01-

Коментарі

Ви не можете залишити коментар. Для цього, будь ласка, або зареєструйтесь.

Ділись своїми роботами та отримуй миттєві бонуси!

Маєш корисні навчальні матеріали, які припадають пилом на твоєму комп'ютері? Розрахункові, лабораторні, практичні чи контрольні роботи — завантажуй їх прямо зараз і одразу отримуй бали на свій рахунок! Заархівуй всі файли в один .zip (до 100 МБ) або завантажуй кожен файл окремо. Внесок у спільноту – це легкий спосіб допомогти іншим та отримати додаткові можливості на сайті. Твої старі роботи можуть приносити тобі нові нагороди!

поділитись