Поточная схема завода комплексной переработки Новодмитриевской нефти с получением максимального количества среднедистиллятных топлив. Расчет установки гидроочистки керосиновой фракции - Курсовая работа
Характеристика топлив реактивных двигателей и автомобильных бензинов. Рассмотрение балансов по всем процессам поточной схемы переработки нефти. Ознакомление с функциональными особенностями установки изомеризации легких парафиновых углеводородов.
При низкой оригинальности работы "Поточная схема завода комплексной переработки Новодмитриевской нефти с получением максимального количества среднедистиллятных топлив. Расчет установки гидроочистки керосиновой фракции", Вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100%
Министерство образования и науки Российской Федерации Российский государственный университет нефти и газа им. На тему: «Поточная схема завода комплексной переработки Новодмитриевской нефти с получением максимального количества среднедистиллятных топлив.Учитывая вышеприведенные свойства фракций и требования, предъявляемые к современным реактивным топливам, на установке первичной переработки нефти следует отбирать фракцию 150-230°С. Сравнив характеристику прямогонного дизельного топлива (фракцию 230 - 3500С) данной нефти с характеристиками дизельных топлив, представленных в литературе, можно сделать вывод, о том, что данную фракцию целесообразно разделить на 2 потока, часть отправить на депарафинизацию и использовать, как дизельное топливо марки ДТ-З-К5, а часть после процесса гидроочистки использовать, как дизельное топливо марки Л (летнее). Поскольку, темой данного курсового проекта является разработка варианта комплексной переработки Новодмитриевской нефти с максимальным выходом светлых нефтепродуктов, то мазут данной нефти необходимо подвергнуть вакуумной перегонке на установке ВТ и получить вакуумный дистиллят и гудрон. Гудрон, полученный из нефти на установке АВТ, для получения дополнительных количеств бензина можно отправить в качестве сырья установки замедленного коксования. Фракция 85 - 1500С, бензин коксования и гидрокрекинга направляются на установку риформинга, для получения риформата - высокооктанового компонента автомобильного бензина-и водородсодержащего газа, который поступает на установки: изомеризации, гидроочистки прямогонной дизельной, керосиновой фракции и вакуумного газойля.Чем выше активность катализатора, тем с более высокой объемной скоростью можно проводить процесс и достигать большей глубины обессеривания. Однако присутствие в поступающем в реактор свежем водородсодержащем газе окиси углерода несколько снижает активность катализатора. Поэтому для достижения максимальной эффективности работы катализатора не рекомендуется допускать содержание СО в водородсодержащем газе выше 0,1% (об.). Таким образом, изучение важнейших параметров процесса показал, что степень обессеривания и глубина гидрирования непредельных соединений возрастают с повышением температуры и давления, с увеличением кратности циркуляции и с уменьшением объемной скорости подачи сырьяРасход водорода на гидрогенолиз сероорганических соединений можно найти по формуле: G1= m?S, где G1-расход 100%-го водорода, % (масс.) на сырье; Наиболее стабильны при гидроочистке тиофеновые соединения, поэтому при расчете принимаем, что вся остаточная сера (0,054% масс, на сырье) в гидрогенизате-тиофеновая, а остальные сероорганические соединения разлагаются полностью. Состав ЦВСГ приведен ниже: Средняя молекулярная масса ЦВСГ МЦ равна: Расход ЦВСГ на 100 кг сырья GЦ можно найти по формуле: Таблица.39.Материальный баланс реактора гидроочистки . Зная массовый расход СВСГ, определяем его расход в расчете на сырье: , где Ссвсг - расход СВСГ в расчете на сырье, %масс. Количество тепла, выделяемое при гидрогенолизе сернистых соединений (на 100 кг сырья) при заданной глубине обессеривания составит: Qs=?gsi*qsi , где gsi - количество разложенных сероорганических соединений (при расчете на 100 кг сырья оно численно равно содержанию отдельных сероорганических соединений в % масс). qsi - тепловые эффекты гидрогенолиза отдельных сероорганических соед.,КДЖ/кг [10,стр.
План
Содержание водорода в циркуляционном газе не менее 70 % об. Содержание сероводорода не должно превышать 0,1% об.Содержание водорода в водородсодержащем газе, % об. не менее 80
Введение
В связи с переходом на интенсивные методы технологии и строительством укрупненных и комбинированных установок, все большую роль играет повышение качества расчетов процессов и аппаратов нефтепереработки, оптимизации действующих и проектируемых технологических схем.
Современные требования, предъявляемые к ассортименту и уровню качества нефтепродуктов, оказали решающее влияние на технический прогресс в области производства нефтепродуктов, на создание более совершенных технологических установок и производственных комплексов.
Повышение эффективности использования нефти в процессе ее первичной и вторичной переработки прежде всего связано с углублением отбора нефтепродуктов от их потенциального содержания. Эта задача должна решаться преимущественно путем интенсификации и реконструкции действующих установок первичной и вторичной переработки нефти. Основой реконструкции являются прежде всего надежные проверочные расчеты, позволяющие уточнить оптимальные параметры по производительности имеющихся аппаратов и оборудования.
На современных нефтеперерабатывающих заводах можно высокоэффективно перерабатывать нефтяное сырье различного состава и получать широкую гамму продуктов заданного качества. Следует помнить, что увеличение мощностей нефтеперерабатывающих заводов требует повышения эффективности мер по охране природы. Успешное решение экологических проблем в значительной степени зависит от рационального проектирования и совершенствования таких технологических процессов, как системы факельного хозяйства, каталитического обезвреживания газовых выбросов и очистки производственных сточных вод.
Таким образом, проектирование варианта переработки определенной нефти, расчет материальных балансов отдельных установок и нефтеперерабатывающего завода в целом позволяют оценить целесообразность применения данного сырья для получения целевых продуктов, а также рассчитать экономическую эффективность производства.
1. Состав и свойства нефти, нефтяных фракций и нефтепродуктов, получаемых из нее
Шифр Новодмитриевской нефти согласно технологической классификации(ГОСТ 912-66) [2, с. 98]: · класс (содержание серы, вес. %) - I(0,22%)
· тип (выход фракций до 350?С, вес. %) - T1(61,3%)
· группа (потенциальное содержание базовых масел, вес. %) - М3 (12,5% на нефть) подгруппа (индекс вязкости базовых масел) - И2(индекс вязкости 85).
· вид (содержание парафина в нефти, вес. %) - П2(4,4% парафина)
1) Физико-химическая характеристика [1, с. 99]: · Плотность = 0,8271
· Молекулярная масса = 160г/моль
· Вязкость: ?20= 5,24 ССТ. ?50 =2,83 ССТ.
· Температура застывания: с обработкой, ниже 30С без обработки, ниже 40С
· Температура вспышки в закрытом тигле, ниже - 300С
· Давление насыщенных паров: при 380С - 258 мм рт.ст. при 500С - 355 мм рт.ст.
· Парафин: содержание = 4,4% температура плавления = 530С
Выход фракций, % масс. до 2000С 34,4 до 3500С 63,1
Таблица 1. Разгонка (ИТК) Новодмитриевской нефти в аппарате АРН-2 [1, с. 278].
№ фракции t выкипания фракции при 760 мм рт. ст., ?С Выход (на нефть), % отдельных фракций суммарный
1 до 28 1,7 1,7
2 28-62 3,8 5,5
3 62-80 3,0 8,5
4 80-95 3,2 11,7
5 95-110 3,3 15
6 110-120 2,9 17,9
7 120-133 3,1 21
8 133-150 3,2 24,2
9 150-164 3,0 27,2
10 164-180 2,8 30
11 180-190 3,0 33
12 190-204 3,0 36
13 204-224 3,0 39
14 224-240 2,6 41,6
15 240-257 3,4 45
16 257-275 3,3 48,3
17 275-291 2,7 51
18 291-308 3,0 54
19 308-320 3,3 57,3
20 320-335 3,0 60,3
21 335-350 2,8 63,1
22 350-367 3,0 66,1
23 367-400 3,1 69,2
24 400-420 2,9 72,1
25 420-437 3,0 75,1
26 437-460 2,9 78
27 460-490 4,1 82,1
28 остаток 17,9 100
Таблица 2. Состав газов [1, с. 290].
Газы Выход на нефть, % масс. Содержание индивидуальных углеводородов, вес. %
СН4 С2Н6 С3Н6 изо-С4Н10 н-С4Н10 изо-С5Н12 н-С5Н12
До С4 1,70 ---- 0,6 16,0 14,4 6,0 - -
До С5 4,30 ---- 0,2 6,1 5,6 26,6 23,5 37,0
Таблица 3. Характеристика фракций, выкипающих до 200?С [1, с. 297].
Т отбора фракции, ?С Выход на нефть, % масс. Фракционный состав Содержание серы,% Октановое число н.к. 10% 50% 90% без ТЭС с 0,6 г ТЭС на 1 кг с 2,7 г ТЭС на 1 кг
28-85 7,7 0,6737 31 43 62 78 0,003 69,2 85,2
28-100 11,5 0,6947 42 56 78 98 - 66,1 83,5
28-110 13,3 0,6995 44 60 82 103 - 64,4 82,4
28-120 16,2 0,7064 47 64 87 110 - 62,2 80,2
28-130 18,2 0,7105 49 66 91 117 0,006 60,8 79,3
28-140 20,2 0,7140 50 68 96 125 - 59,5 78,2
28-150 22,5 0,7180 50 69 100 132 0,009 58,0 77,0
28-160 24,5 0,7218 51 72 104 141 - 55,9 74,7
28-170 26,5 0,7255 52 74 107 150 - 54,2 72,4
28-180 28,3 0,7281 52 76 111 157 0,012 52,5 69,6
28-190 31,3 0,7339 53 84 117 170 - 49,8 68,3
28-200 32,7 0,7365 54 88 121 177 0,016 48,2 67,2
Таблица 4. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200?С [1, с. 298].
Температура отбора фракции, ?С Выход на нефть, % масс. Содержание у/в, %
Ароматических Нафтеновых Парафиновых
28-62 3,8 0,6442 - 2 9 89
62-95 6,2 0,7080 - 3 49 48
95-120 6,2 0,7387 - 8 44 48
120-150 6,3 0,7577 - 13 36 51
150-200 10,2 0,7833 - 16 44 40
28-200 32,7 0,7365 - 10 39 51
Таблица 5. Характеристика фр-й служащих сырьем для кат риформинга [1, с. 301].
Т фракции, ?С Выход на нефть, % масс. Содержание серы, % Содержание у/в, % ароматических нафтеновых парафиновых
62-85 3,9 0,7070 0,005 4 38 58
62-105 8,8 0,7154 - 5 46 49
85-120 8,5 0,7347 0,008 7 45 48
85-180 20,6 0,7523 0,026 11 44 45
105-120 3,6 0,7411 0,009 8 42 50
105-140 7,6 0,7482 0,011 10 38 52
120-140 4,0 0,7548 - 12 37 51
140-180 8,1 0,7726 0,060 15 34 51
Таблица 6. Характеристика керосиновых фракций [1, с. 303].
Т отбора фракции,?С Выход на нефть,% Фракционный состав н.к 10% 50% 90% 98% Отгоняется до 270 ,%
150-320 33,1 0,8143 167 184 232 286 300 80
Таблица 7. Характеристика дизельных фракций [1, с. 304]
Т отбора фракции,?С Выход на нефть, % масс. Цетановое число Дизельный индекс Фракционный состав ?20, ССТ ?50, ССТ
Таблица 10. Характеристика исх. фракции и угв, полученных депарафинизацией [1, с. 311].
Исх. ракция и УГВ Выход в % Анилиновая точка Тзаст ДИ на фр на нефть
Фр 200-350 100 28,7 73,2 -15 -
УГВ,не обр. комплекс 83 23,8 67,2 -55 52
УГВ,обр. комплекс 17 4,9 - 12 -
Таблица 11. Характеристика сырья для деструктивных процессов [1, с. 311].
Остаток после отбора фракций до температуры, ?С Выход на нефть, % масс. ВУ100 Коксуемость % Содержание серы,% Температура застывания, ?С
350 36,9 0,9306 2,86 5,03 0,40 31
490 17,9 0,9754 28,80 9,80 0,51 36
Керосин применяют как реактивное топливо, горючий компонент жидкого ракетного топлива.
Реактивные топлива - однокомпонентны, с очень жестко оговоренной и контролируемой технологией производства. Топлива должны обеспечивать полную безаварийность; надежный запуск двигателя в любых условиях; устойчивое горение в быстро движущемся потоке воздуха; полное сгорание без дыма и нагара; высокую скорость и дальность полета летательного аппарата.
Получают реактивные топлива из нефтяных фракций, выкипающих в пределах 120-280 °С (дозвуковая авиация) или 195-315 °С (для утяжеленных авиакеросинов, используемых на военных самолетах с большими сверхзвуковыми скоростями).
Российские НПЗ производят реактивные топлива следующих марок: Т-1, ТС-1 и Т-2 (дозвуковая авиация); РТ (переходное топливо для дозвуковой и сверхзвуковой авиации); Т-6 и Т-8В (для сверхзвуковой авиации). Основное сырье для производства реактивных топлив - среднедистиллятная фракция нефти, выкипающая в интервале 140 - 280 °С.
Специфические требования к качеству реактивных топлив диктуются жесткими условиями работы топливной системы (фильтры, форсунки, насосы) двигателей реактивных самолетов и мощных вертолетов, для которых отказ двигателя (в том числе при повторных его запусках в воздухе) может повлечь крупные аварии с большими человеческими жертвами. Получение реактивных топлив с низшей теплотой сгорания на уровне 43 МДЖ/кг, с максимальным содержанием меркаптановой серы в пределах 0,001- 0,003 мае. %, с низкой температурой вспышки и небольшим днп , с высокой термической стабильностью, с практически полным отсутствием воды, смолистых соединений и механических примесей требует вовлечения в технологию производства этих топлив наиболее совершенных гидрогенизационных процессов (гидродеароматизация, гидроочистка, гидрокрекинг) получения и очистки нефтяных фракций, использования противоизносных и антиокислительных присадок и др.
Склонность реактивных топлив к нагарообразованию контролируется ограничением содержания в них ароматических углеводородов (аренов) не более 10-22% (масс.), а также высотой некоптящего пламени, которая не должна превышать 20-25 мм.
В топливных баках самолетов топливо охлаждается до минус 40-50°С (на высоте 12-14 км и больше), а в топливоподающей системе оно, наоборот, нагревается до 150-250 °С, при этом непредельные углеводороды (алкены), смолы, меркаптаны начинают разлагаться с образованием нерастворимых осадков, забивающих фильтры, форсунки и другие устройства топливной системы. Поэтому к реактивным топливам предъявляются жесткие требования повышенной термической стабильности в статических и динамических условиях.
Основные требования: * Надежный запуск двигателя в любых условиях;
* Устойчивое горение в быстро движущемся потоке воздуха и при больших коэффициентах избытка воздуха;
* Полное" сгорание без дыма и нагара;
* Высокую скорость и дальность полета и безаварийность.
Таблица.12. Характеристика реактивных топлив [3].
Топливо ТС-1. Прямогонный керосин с содержанием серы не более 0,25 %. Малая термостабильность. Вырабатывается и в настоящее время фр.130-240°С. В зависимости от качества перерабатываемой нефти (содержания меркаптанов и общей серы в дистиллятах) топливо получают либо прямой перегонкой, либо в смеси с гидроочищенным или демеркаптанизированным компонентом. Содержание гидроочищенного компонента в смеси не должно быть более 70 % во избежание значительного снижения противоизносных свойств. Гидроочистку используют, когда в керосиновых дистиллятах нефти содержание общей и меркаптановой серы не соответствует требованиям стандарта, демеркаптанизацию когда содержание только меркаптановой серы не соответствует требованиям стандарта.
Учитывая вышеприведенные свойства фракций и требования, предъявляемые к современным реактивным топливам, на установке первичной переработки нефти следует отбирать фракцию 150-230°С.
Дизельные фракции могут быть использованы как топливо для дизельных двигателей и сырье установки депарафинизации. Основные эксплуатационные показатели дизельных топлив являются: · Цетановое число, определяющее высокие мощности и экономические показатели работы двигателя;
· 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.
Основываясь на вышесказанном, при первичной переработке Новодмитриевской нефти следует выделять дизельную фракцию с пределами выкипания 230 - 3500С.
Сравнив характеристику прямогонного дизельного топлива (фракцию 230 - 3500С) данной нефти с характеристиками дизельных топлив, представленных в литературе, можно сделать вывод, о том, что данную фракцию целесообразно разделить на 2 потока, часть отправить на депарафинизацию и использовать, как дизельное топливо марки ДТ-З-К5, а часть после процесса гидроочистки использовать, как дизельное топливо марки Л (летнее).
Таблица 14. Характеристики автомобильных бензинов[5].
Показатели А-76 АИ-92 АИ-95 АИ-98
Детонационная стойкость: октановое число, не менее: -моторный метод 76 85 85 88
-исследовательский метод - 93 95 98
Массовое содержание свинца, г/дм3 не
Более 0,013 0,013 0,013 0,013
Фракционный состав: температура 0С
- нк, не ниже для летнего 35 35 30 - для зимнего - - - -
- 10% отгона, не выше для летнего 70 70 75 75 для зимнего 55 55 55 -
- 50% отгона, не выше для летнего 115 115 120 120 для зимнего 100 100 105 -
- 90% отгона, не выше для летнего 180 180 180 180 для зимнего 160 160 160 -
- к к, не выше для летнего 195 195 215 215 для зимнего 185 185 195 -
- остаток в колбе, %, не более 1,5 1,5 1,5 1,5
- остаток и потери, %, не более 4,0 4,0 4,0 4,0
Давление насыщенных паров, КПА: для летнего, не более 66,7 66,7 66,7 79,9 для зимнего 66,7-93,3 66,7-93,3 66,7-93,3 -
Кислотность, мг КОН/100 см3 топлива, не более 3,0 0,8 2,0 3,0
Содержание фактических смол, мг/100 см3 топлива, не более
- на месте производства 5,0 5,0 5,0 5,0
- на месте потребления 10,0 10,0 10,0 -
Массовая доля серы, %, не более 0,1 0,1 0,1 0,1
Бензиновые фракции могут быть использованы как компонент товарного бензина, подвергаться вторичной разгонке для получения узких фракций и дальше идти на установку каталитического риформинга или являться сырьем пиролиза.
Современные автомобильные и авиационные бензины должны удовлетворять ряду требований, обеспечивающих экономичную и надежную работу двигателей, и требованиям эксплуатации: · 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 н.к. - 1500С, подвергнуть ее вторичной перегонке, с целью получения узких фракций, которые затем направить на установки каталитического риформинга (фракция 85 - 1500С) и низкотемпературной изомеризации (фракция н.к. - 850С) для получения высокооктановых компонентов бензина.
1.2.4 Характеристика мазутов, остатков, сырья для деструктивных процессов
Мазут - остаток атмосферной перегонки - выкипающий выше 350°С, может использоваться как котельное топливо или сырье установок вакуумной перегонки и термического крекинга.
Вакуумные дистилляты (вакуумные газойли) выкипают в пределах 350 - 500°С и используются как сырье каталитического крекинга и гидрокрекинга; на нефтеперерабатывающих заводах масляного профиля получают несколько (два-три) вакуумных дистиллятов, используемые для выработки базовых масел.
Гудрон - остаток вакуумной перегонки, выкипает при температуре выше 500°С, используется как сырье установок коксования, производства битума и масел.
Поскольку, темой данного курсового проекта является разработка варианта комплексной переработки Новодмитриевской нефти с максимальным выходом светлых нефтепродуктов, то мазут данной нефти необходимо подвергнуть вакуумной перегонке на установке ВТ и получить вакуумный дистиллят и гудрон. А уже их направлять на процессы деструктивной переработки (каталитический крекинг, коксование, и др.).
Проанализировав вышесказанное, можно прийти к выводу, что часть(2/5) 350 - 500°С нефти необходимо отправить на каталитический крекинг, а другую часть(3/5) на гидрокрекинг. В процессе получаются высокооктановый компонент бензина, легкий газойль, который можно использовать как компонент дизельного топлива. Также на этой установке получают тяжелый газойль, который можно использовать как котельное топливо.
Гудрон, полученный из нефти на установке АВТ, для получения дополнительных количеств бензина можно отправить в качестве сырья установки замедленного коксования.
3. Обоснование выбора поточной схемы завода
Производство нефтепродуктов и нефтехимического сырья из нефти организованно на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Современные нефтеперерабатывающие заводы должны отвечать следующим требованиям: 1. обладать высокой пропускной способностью и минимальным числом единичных технологических установок с использованием комбинированных систем;
2. осуществлять комплексную переработку нефти с минимальной долей отходов; обеспечить высокое качество получаемых продуктов при максимальной рентабельности;
3. использовать безотходную технологию с учетом экологических требований.
В зависимости от ассортимента получаемой продукции, сочетания технологических производств, характера схемы переработки нефтеперерабатывающие заводы делят на: · топливные;
· топливно-масляные;
· заводы с нефтехимическими производствами.
При выборе поточной схемы завода, определяющей его структуру, то есть 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;
· 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;
· качество перерабатываемой нефти, обусловливающее долю гидрогенизационных процессов, возможность производства битумов и так далее;
· гибкость отдельных процессов, позволяющая при необходимости изменять ассортимент получаемых продуктов.
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.
В приложении 1 представлен топливный вариант глубокой переработки Новодмитриевской нефти.
Сырая нефть поступает на установку ЭЛОУ-АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка с установкой электрообессоливания и обезвоживания нефти), где происходит ее разделение на следующие фракции: н.к.-850С, 85 - 1500С, 150 - 2300С, 230 - 3500С, 350 - 4900С и остаток - гудрон. Газы после первичной переработки направляются на ГФУ предельных газов для разделения на индивидуальные углеводороды; фракция н.к.- 850С - на установку изомеризации, на которой получается изомеризат с ИОЧ около 90 пунктов.
Фракция 85 - 1500С, бензин коксования и гидрокрекинга направляются на установку риформинга, для получения риформата - высокооктанового компонента автомобильного бензина- и водородсодержащего газа, который поступает на установки: изомеризации, гидроочистки прямогонной дизельной, керосиновой фракции и вакуумного газойля.
Керосиновая фракция 150 - 2300С подается на установку гидроочистки, после которой направляется в блок получения реактивного топлива ТС-1.Также керосиновая фракция гидрокрекинга используется как реактивное топливо Т-6.
Дизельная фракция 230-350°С подается на установку гидроочистки, после чего поступает на установку каталитической депарафинизации, откуда подается в блок получения «ДТ-3-К5», где смешивается с ДТ установки гидрокрекинга. Легкий газойль коксования(гидроочищенный), легкий газойль кат.крекинга(ГО), ДТ гидроочисток, тяжелый алкилат направляются на смешения для получения дизельного топлива марки «ДТ-Л-К5».
2/5-х гидроочищенной фракции вакуумного газойля (350 - 490°С) и тяжелый газойль коксования направляется на установку каталитического крекинга, тяжелый газойль которой используется как котельное топливо, и 3/5-х на установку гидрокрекинга.
Остаток >490°С поступает на установку замедленного коксования, где получают кокс марки «КЗГ».
Газы с каталитического крекинга и коксования идут на ГФУ непредельных газов для разделения на фракции С1-С2, С3, С4, сероводород. Пропан-пропиленовая и Бутан-бутиленовая фракция поступает на установку алкилирования с образованием высокооктановой бензиновой фракции. Выделяющийся пропан является товарным продуктом.
На установку ГФУ предельных газов поступают газы различных процессов - гидроочистки, риформинга, изомеризации, где они разделяются на сухой газ, пропан, бутан и изобутан и C5 . Сухой газ после очистки от сероводорода используют как бытовой газ или топливо для заводских печей. Пропан и бутан являются товарными продуктами и используются как газовое топливо для ДВС, изобутан подается на установку алкилирования. УГВ С5 служат сырьем для нефтехимического синтеза.
Бензиновые отгоны гидроочисток, бензин депарафинизации, каткрекинга, риформат, легкий алкилат, изомеризат направляются на компаундирование для получения автомобильного бензина марки «АИ-92».
Сероводород гидроочисток идет на установку производства серы.
Использование такой схемы вызвано необходимостью получения максимального количества среднедистиллятных топлив и получения авиационного керосина «ТС-1» и дизельного топлива «ДТ-3-К5» в соотношении 2:3.
4. Материальные балансы по всем процессам поточной схемы переработки нефти
4.1 Первичная перегонка нефти (АВТ)
Назначение - разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции. Первичная перегонка осуществляется на атмосферных трубчатых (АТ) и атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках. Установки АТ и АВТ часто комбинируются с установками обессоливания нефти и вторичной перегонки бензинов.
Сырье - обессоленная нефть с ЭЛОУ.
Продукция: · углеводородный газ направляется на ГФУ предельных УГВ .
· бензиновая фракция н.к - 85°С идет на изомеризацию, фр.85-150 - на каталитический риформинг.
4.2 Установка изомеризации легких парафиновых углеводородов
Назначение процесса изомеризации - получение изопарафинов из парафиновых углеводородов. Процесс изомеризации легкой бензиновой фракции (н.к. - 85 ) в высокооктановый компонент бензина стал одним из самых рентабельных способов получения экологически чистых компонентов бензина.
Изомеризат - ценнейший компонент товарного автобензина, так как не содержит бензола, ароматических углеводородов, сернистых соединений, олефиновых углеводородов, имеет высокое ОЧ по исследовательскому и моторному методу ( почти одинаковое).
Основные параметры процесса высокотемпературной изомеризации: Температура, - 380 - 450
Давление, МПА - 3-4
Выход изомеризата, % об. - 91
ОЧ (по исследовательскому методу) за проход - 74-76
Технологический режим: Температура, : Реакции в начале цикла - 380
В конце цикла - 450
Верха колонны - 11 - 82
Низа колонны - 11 - 112
Давление, МПА: В реакторе - 8
В колонне - 11 - 0,85
Таблица 17. Материальный баланс установки изомеризации
Приход
Статьи прихода/расхода % на фр. % на нефть т/год т/сутки кг/час н.к.-85 100,00 6,80 578000,00 1700,00 70833,33
ВСГ 1,00 0,07 5780,00 17,00 708,33
Сумма 101,00 6,87 583780,00 1717,00 71541,67
Расход
УВ газ 1,80 0,12 10404,00 30,60 1275,00
Сжиженный газ 16,80 1,14 97104,00 285,60 11900,00
Изомеризат: 82,40 5,60 476272,00 1400,80 58366,67
Сумма 101,00 6,87 583780,00 1717,00 71541,67
4.3 Каталитический риформинг
Назначение - получение высокооктанового компонента товарных автомобильных топлив из низкооктановых бензинов за счет их ароматизации. изомеризация нефть бензин
Сырье - прямогонная бензиновая фракция широкого фракционного состава (фракция 85 - 150°С) с установки АВТ и бензин с установки коксования и гидрокрекинга, имеющий низкое октановое число.
Продукция: · риформат - высокооктановый компонент бензина (октановое число по моторному методу 85 - 87, по исследовательскому - 93 - 95);
· углеводородный газ - направляется на блок предельных ГФУ;
· водородсодержащий газ - направляется в систему водородсодержащего газа завода для обеспечения гидропроцессов;
Таблица 18. Технологический режим процесса каталитического риформинга. температура в реакторах, °С давление в реакторах, МПА объемная скорость подачи сырья, ч-1 кратность циркуляции ВСГ, м3/м3 соотношение катализатора по реакторам 480-510 3,2-4,0 1,5-2,0 1400-1800 0,15 : 0,35 : 0,5
Таблица 19. Материальный баланс установки каталитического риформинга
Приход
Статьи прихода/расхода % на фр. % на нефть т/год т/сутки кг/час
Назначением процесса гидроочистки является удаление из нефтепродуктов сернистых соединений посредством каталитического воздействия на них. В результате происходит разложение сернистых соединений с образованием сероводорода H2S и насыщение непредельных углеводородов (образовавшихся в процессе и содержащихся в исходном нефтепродукте). Гидроочистка обычно сопровождается и некоторым разложением сырья, о чем свидетельствует присутствие в продуктах процесса легких фракций, не содержащихся в сырье, и углеводородных газов.
Таблица 20.Материальный баланс установки гидроочистки керосина.
Мат.баланс установки гидроочистки керосиновой фракции
Приход
Статьи прихода/расхода % на фр. % на нефть т/год т/сутки кг/час
150-230 100,00 14,80 1258000,00 3700,00 154166,67
ВСГ 0,84 0,12 10567,20 31,08 1295,00 в том числе водород 0,25 0,04 3118,80 9,17 382,21
Таблица 23.Материальный баланс установки гидроочистки легкого газойля кат. крекинга и коксования.
Приход
Статьи прихода/расхода % на фр. % на нефть т/год т/сутки кг/час легкий газойль 100,00 7,05 599631,23 1763,62 73484,22
ВСГ 0,40 0,03 2398,52 7,05 293,94
Сумма 100,40 7,08 602029,75 1770,68 73778,16
Расход
ДТ 96,90 6,84 581042,66 1708,95 71206,21
Бенз.отгон 1,30 0,09 7795,21 22,93 955,29
УВ газ 0,60 0,04 3597,79 10,58 440,91
Сероводород 1,20 0,08 7195,57 21,16 881,81
Потери 0,40 0,03 2398,52 7,05 293,94
Сумма 100,40 7,08 602029,75 1770,68 73778,16
4.5 Установка замедленного коксования
Назначение процесса - получение светлых дистиллятов и кокса из тяжелого нефтяного сырья.
При замедленном (полунепрерывном) коксовании (delayed coking) из гудрона малосернистой нефти получают до 25% (масс.) игольчатого кокса.
Отличительная черта процесса: сырье нагревается в печи до 500 , направляется в необогреваемую камеру, где находится длительное время и за счет аккумулированной им теплоты коксуется. С верха камеры удаляют потоки легких дистиллятов. После заполнения камеры коксом на 70-90% поток сырья переключается на другую камеру, а из отключенной камеры отгружают кокс.
Таблица 24.Технологический режим работы УЗК: Температура, -входа сырья в камеру -выхода паров из камеры 490-510 440-460
Давление в коксовой камере, МПА 0,18-0,4
Коэффициент рециркуляции 1,2-1,6
Объемная скорость подачи сырья, 0,12-0,13
Таблица 25. Материальный баланс установки замедленного коксования.
Приход
Статьи прихода/расхода % на фр. % на нефть т/год т/сутки кг/час
Каталитический крекинг - процесс каталитического деструктивного превращения разнообразных нефтяных фракций в моторные топлива, сырье для нефтехимии и алкилирования, производства технического углерода и кокса.
Каталитический крекинг на алюмосиликатных катализаторах является одним из наиболее распространенных процессов в нефтеперерабатывающей промышленности и способствует значительному углублению переработки нефти.
Целевым назначением процесса является получение высококачественного бензина с октановым числом (в чистом виде) 90 - 92 по исследовательскому методу. При каталитическом крекинге образуется значительное количество газа, богатого бутан-бутиленовой фракцией (сырье для производства высокооктанового компонента бензина - алкилата).
Таблица 26. Характеристики технологического режима установка кат. крекинга.
- температура в лифт-реакторе, °С - температура в регенераторе, °С - массовая скорость подачи сырья, ч-1 - кратность циркуляции - давление в реакторе, МПА - давление в регенераторе, МПА 515-520 650-670 80-100 5,5-6 0,15 0,15
Таблица 27. Материальный баланс установки каталитического крекинга.
Статьи прихода/расхода % на фр. % на нефть т/год т/сутки кг/час гидроочищенный вакуумный газойль Тяж газойль кокс 100 8,34 1200242,5 3530,125 147089
4.7 Абсорбционная газофракционирующая установка (АГФУ)
Абсорбционная газофракционирующая установка (АГФУ) предназначена для получения индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. По типу перерабатываемого сырья они подразделяются на ГФУ предельных и непредельных газов.
Сырье поступает на установку в газообразном и жидком (головка стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитической изомеризации, каталитического риформинга, гидрокрекинга и гидроочистки, на ГФУ непредельных газов - с установки каталитического крекинга. Число дней работы - 330.
Для составления материального баланса ГФУ необходимо знать суммарный состав газов, поступающих на установку газофракционирования. Для этого составляются сводные таблицы для газов, поступающих на ГФУ предельных и непредельных газов.
Алкилирование - каталитический процесс производства высокооктанового компонента бензина на основе взаимодействия изобутана с бутиленами и пропиленом. Сырьем для алкилирования служат ББФ и ППФ, получаемые в процессе разделения газов каталитического крекинга. Целевыми продуктами процесса являются легкий и тяжелый алкилаты. Легкий алкилат (имеет к.к. = 85 °С и октановое число 91-95 по моторному методу) является компонентом автомобильного бензина, тяжелый алкилат (выкипает в пределах 185-310 °С) применяется как компонент дизельного топлива (ДТ). Катализатором процесса служат серная кислота или фтористый водород. В данной работе применена установка, использующая 98 - 99%-ную серную кислоту по моногидрату.
Таблица 30. Материальный баланс установки сернокислотного алкилирования.
Приход
Статьи прихода/расхода % на фр. % на нефть т/год т/сутки кг/час
На НПЗ серу получают из технического сероводорода. На отечественных НПЗ сероводород в основном выделяют с помощью 15%-ного водного раствора МЭА из соответствующих потоков с установок гидроочисток. Блоки регенерации сероводорода из насыщенных растворов МЭА монтируют на установках гидроочистки РТ и ДТ, или непосредственно на установках производства серы, куда собирают растворы МЭА, содержащие сероводород, с большой группы установок. Регенерированный МЭА возвращается на установки гидроочистки, где вновь используется для извлечения сероводорода.
Основные стадии процесса производства серы из технического сероводорода: термическое окисление сероводорода кислородом воздуха с получением серы и диоксида серы; взаимодействие диоксида серы с сероводородом в реакторах (конверторах), загруженных катализатором.
Таблица 31.Технологический режим установки производства серы
- давление избыточное, МПА · сероводородсодержащего газа, подаваемого к топкам · воздуха от воздуходувок · в топках · в деаэраторе - температура газа, °С · на основной топке · на выходе из котла-утилизатора · на входе в реакторы (конверторы) · на выходе из реактора I ступени · на выходе из реактора II ступени · газа на выходе из конденсатора-генератора · в сероуловителе · на выходе из печи дожига - разряжение в дымоходе, Па 0,04 - 0,05 0,05 - 0,06 0,03 - 0,05 0,4 - 0,5 1100 - 1300 155 - 165 230 - 250 290 - 310 240 - 260 140 - 160 150 580 - 650 390 - 490
Таблица 32. Материальный баланс установки производства серы.
Мат.баланс установки по производств
Список литературы
1. Нефти СССР (справочник), т. IV. Нефти Средней Азии, Казахстана, Сибири и о. Сахалин. З.В. Дриацкая, Г.Х. Ходжаев. Изд. «Химия», 1974, 792 с.
6. В.М. Капустин, М.Г. Рудин, Химия и технология переработки нефти, изд. «Химия», 2013 -495с. 6
7. Смидович Е.В.. Технология переработки нефти и газа. Изд. 3-е, пер., М., Химия, 1980, 328 с. 7
8. Т. В.Кремнева, В. А. Лукьянов, В. А. Щелкунов «Технологический расчет реакторного блока установки гидроочистки »- М. РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2004
9. М.А.Танатаров , Ахметшина М.Н. и др. «Технологические расчеты установок переработки нефти»- М. Химия,1987
10. Н.Б. Варгафтик. «Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей». М.: Физматгиз, 1963. -238 с.
11. 11.Кузнецов А.А., Кагерманов С.М., Судаков Е.Н. «Расчеты процессов и аппаратов нефтеперерабатыцвающей промышленности. Изд. 2-е, пер. и доп. -Л.: Химия,1974.-344 с.
13. Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. 2-е изд. - М.: Химия, 2001. - 568 с.
14. А. И. Скобло, И. А Трегубова, Ю. К Молоканов. Процессы и аппараты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. - М.: Химия, 1982. - 584 с.
15. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию «Гидроочистка, гидрообессеривание и гидрокрекинг нефтяного сырья». //Сост. В. Г. Власов. - Самара: САМГТУ, 2010
16. Расчет основных процессов и аппаратовнефтепереработки: справочник.//Сост. Г. Г. Рабинович, П. М. Рябых, П. А. Хохряков и др.; под ред. Е. Н. Судакова. М.: Химия, 1979. - 568 с.
17. Мищенко К. П., Равдель А. А. Краткий справочник физико-химических величин. - Л.: Химия, 1974. - 200 с.
