Подякувати Студентському архіву довільною сумою
Admin
26.02.2023 12:38
Дякуємо, що користуєтесь нашим архівом!
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:
2009
Тип роботи:
Курсова робота
Предмет:
Курс ВПНГ
Група:
ХТ – 43
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.28-Коксування нафтової сировини-ВСТУП
ст.29-Проектування установки безперервного коксування
ст.30-Тепловий баланс установки безперервного коксування
ст.32-Розрахунок основних розмірів реактора
ст.33-Технологічна схема процесу безперервного коксування
ст.34-Опис технологічної схеми
ст.35-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 каталітичного риформінгу із поліметалічним каталізатором (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 (Вот кинське), 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 кар бона 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, характеризуют ся 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 потен ціальному 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
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
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
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
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
фр.п.к. - 85°С з АТ -ВПБ - 4700
106,65
2,37
каталізат з кат. риформінгу
433,38
9,63
фр.п.к. - 85°С з гідрокрекінгкрекінгу
25,62
0,57
бензин коксування
342,86
7,62
бензин з ГО дизельного палива
32,60
0,72
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
дизельне паливо з ГО
1564,92
34,78
Всього:
2239,99
49,78
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.
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*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*1765,4176+6576,923*1934,583+20803,85*1909,394+17619,23*17619,23*1840,0729+25938,46*1795,9477+46153,85*1765,41)+750000*1,676*600=609153881,5 кДж/ кг.
Згідно теплового балансу:
Qпост.= Qвитр.
t= 480 0С.-температура входу сировини в реактор.
Розрахунок основних розмірів реактора:
1) Кількість коксу, що знаходиться в реакторі:
Gк.= Gц.к.* τ / 60= 175803,24*9/ 60= 26370,485 кг. (τ=6-12 хв.)
2)Визначаємо об’єм коксу, що кипить в реакторі V=к.ш.= Vр.
Vк.ш.= Vр.= Gк./ ρк.ш.=44446,15/ 500= 88,89 м3
3) Висота киплячого шару коксу:
hк.ш.= Vк.ш./ S= 88,89 / 12,9= 6,89 м.
S= Vп./ W= 6,45/ 0,5= 12,9 м2
Vп- об’єм парів,що проходить через одиничний переріз реактора за сек.
W= 0,5 м/с.
4) діаметр реактора:
D= 1,128*√12,9= 4м.
5) загальна висота реактора:
H= hк.ш.+ hв.з.=6,89+5,11= 12 м.
hв.з.=4,5- 5 м. (Коксування нафтової сировини. Методичні вказівки.).
Тк=3600/ Кц +W=9,2хв
Для реалізації переробки повної кількості сировини що поступає на коксування необхідно використати 2 установки такого типу 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.
Література;
Комплексний курсоий проект з технології переробки нафти і газу/ В.И. Антонишин. Львов-1991
Установка безперервного коксування-методичні вказівки до курсового І дипломного проектування/ Гуменецький В.В, Ивах Б.В, Раевский Ю.А. Львов-1991.
Оформление графической части курсовых и дипломных проектов./ В.И. Антонишин, В.И Гайванович. – Львов-1989.
Краткий справочник нефтепереработчика/ М.Г. Рудин, А.Е Драбкин. Ленинград-1980.
Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов./ М.Г. Рудин, Г.Ф. Смирнов/ Ленинград- химия/1986
Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа. Ч.І. –М.: Химия. -1972.-359.с.
Справочник нефтепереработчика /Под ред. Г.А.Ластовкина и др. Л. : Химия, 1974., 240с.
Смидович .Е.В Технология переработки нефти и газа. Ч.ІІ – М.: Химия. -1980.-328.с.
Каталическое гидроблагораживание нефтяних остатков/ Г.А. Берг/1986.
Справочник . Под. ред. Школьниковаю В.М. –М. Техинформ. 1999.
Технология глубокой переработки нефти и газа/ С.А. Ахметов/2002.
Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа/ С.А. Ахметов, М.Х Ишмияров, А.П. Веревкин, Е.С Докучаев, Ю.М. Малышев/ Моськва-Химия-2005.
Альбом тенологических схем процессов переработки нефти и газа/ Б.И. Бондаренко.
Ділись своїми роботами та отримуй миттєві бонуси!
0%
Оголошення від адміністратора