Схема глубокой переработки нефти и каталитического крекинга - Курсовая работа

Нефть и нефтепродукты являются одной из основных движущих сил научно-технического прогресса, гарантией устойчивого развития цивилизации в ближайшие два-три десятилетия. Бензиновый фонд наших НПЗ по сравнению с западными отличается большим количеством риформатов и прямогонных фракций, что обуславливает большое содержание ароматических углеводородов и серы, более низкое октановое число. Происшедшие за последние десятилетия изменения требований к качеству и компонентному составу автомобильных бензинов и дизельных топлив обусловлены ростом мирового парка автомобилей - основных потребителей топлив /1/. Решение этих проблем предусматривает: 1.Совершенствование основных аппаратов установок АВТ, КК, КР, ГО и др. контактных устройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависят материальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов и глубина переработки нефти и т.д.; конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) промышленных вакуумных колонн; В практике фракционирования остатков атмосферной перегонки, наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). В качестве рабочего тела в ГЦВЦ используется дизельное топливо, получаемое на самой установке. Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т.е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах /2/. трубчатых печей и теплообменно-холодильного оборудования. 2. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций. 3. Таким образом, рост эффективности этого оборудования способствует экономии энергии и уменьшению загрязнения окружающей среды. Однако в настоящее время разработан новый ингибитор коррозии - водный раствор полигексаметиленгуанидингидрата (ПГМГ ? Н2О). ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ, ФРАКЦИЙ И ИХ ПРИМЕНЕНИЕ 1.1 Характеристика нефти Выбор технологической схемы переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Показатели качества нефти представлены в таблицах. Таблица 1.1-Показатели качества Ольховской нефти Показатели Единицы измерения Значение показателя Плотность нефти при 200С кг/м3 802,2 Содержание в нефти: Хлористых солей Воды Серы Парафина Фракции до 3600С Фракции 360-5000С мг/л % мас. 62,0 0,54 0,6 4,18 68,8 20,9 Плотность гудрона (остатка) при 200С (фр.>5000С) кг/м3 925,6 Вязкость нефти: при t=200С при t=500С мм2/с мм2/с 5,83 3,05 Выход суммы базовых масел с ИВ ?90 и температурой застывания ? -150С % мас 12,4 Таблица 1.2-Потенциальное содержание фракций в Ольховской нефти Номер компонента Компоненты, фракции Массовая доля компонента в смеси хi 1 Н2 0,000000 2 СН4 0,000000 3 С2Н6 0,000252 4 С2Н4 0,000000 5 Н2S 0,000000 6 ?С3 0,009936 7 ?С4 0,025812 8 28-620С 0,060000 9 62-850С 0,044000 Номер компонента Компоненты, фракции Массовая доля компонента в смеси хi 10 85-1050С 0,040000 11 105-1400С 0,072000 12 140-1800С 0,085000 13 180-2100С 0,063000 14 210-3100С 0,199000 15 310-3600С 0,089000 16 360-4000С 0,062000 17 400-4500С 0,070000 18 450-5000С 0,077000 19 >5000С 0,103000 Итого: 1,000000 Таким образом, для достижения требуемой выработки светлых фракций (не менее 80 % мас.) в поточной схеме переработки нефти необходимо предусмотреть установки гидрокрекинга и каталитического крекинга. Константы фазового равновесия найдены по уравнению: ki= pнi/p где pнi- давление насыщенных паров i-компонента углеводородной смеси при температуре в верху колонны, кПа; p- общее давление в верху колонны, кПа; Давления насыщенных паров нефтяных фракций найдены по формуле Ашворта:/12/ lg(pнi-3158)=7,6715-2,68*f(T)/f(T0) где Т-температура в верху колонны, К; Т0- температура кипения фракции при атмосферном давлении, К f(T)- функция температуры Т, выражаемая уравнением: f(T)=(1250/(OТ2 108000 -307,6))-1 Функцию f(T0) определяют аналогично; Давление насыщенных паров для газов найдены по формуле Вильсона: Lg Pt=5,006 A*B где A=(Tкип-43)/(0,3091-0,00021*(Ткип-43)) В=1/(Ткип-43)-1/(Т-43) Давление в точке ввода сырья в колонну - 250 кПа.