Разработка варианта нефтеперерабатывающего завода комплексной переработки нефти по топливному варианту

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 17 Октября 2011 в 11:46, курсовая работа

Описание

Развитие нефтяной и газовой промышленности на современном этапе характеризуется увеличением объемов переработки нефти и газа, расширением ассортимента и повышением качества выпускаемой продукции, увеличением глубины переработки нефти. Серьезное внимание уделяется техническому перевооружению предприятий, реконструкции действующих установок для повышения их производительности и технико-экономических показателей производства, вопросам ускоренной замены морально устаревшей техники и технологий.

Содержание

Введение 3
1. Разработка поточной схемы завода по переработке Южно - балыкской нефти. 4
1.1 Характеристика Южно – балыкской нефти 4
1.2 Характеристика нефтепродуктов. 7
1.3 Обоснование выбора поточной схемы завода 16
1.4 Описание поточной схемы НПЗ и расчет материальных балансов установок 19
1 Установка ЭЛОУ-АВТ 19
2 Установка деасфальтизации 20
3 Установка каталитического крекинга 22
4 Установка замедленного коксования 23
5 Установка гидроочистки бензина 24
6 Установка гидроочистки дизельного топлива 26
7 Установка гидрокрекинга 27
8 Установка вторичной перегонки бензина 28
9 Установка каталитического риформинга 29
10 Газофракционирующая установка 30
11 Установка депарафинизации 32
12 Установка производства водорода 33
13 Установка изомеризации 34
14 Установка производства элементарной серы 35
1.5 Сводный материальный баланс. 37
1.6 Расчет октанового числа бензина 38
2. Технологическая схема установки замедленного коксования 40
2.1 Периодическое коксование 40
2.2 Замедленное коксование 40
2.3 Непрерывное коксование 42
2.4 Сырье коксования 43
2.5 Описание технологической схемы УЗК 43
Приложение 1 47
Список использованной литературы 48

Скачать (158.41 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Работа состоит из  1 файл

Славян.doc

— 758.00 Кб (Скачать документ)

10 Газофракционирующая установка

 

Газофракционирующая   установка  (ГФУ)   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, каталитического риформинга, висбрекинга и гидроочистки ДТ, на ГФУ непредельных газов - с установок каталитического крекинга и  коксования.

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. Выход продуктов в %  масс. на сырье взят из литературы [8,9]. 

          Таблица 22.  
 
           Материальный баланс ГФУ предельных газов
               
  Наименование % масс на нефть % масс на сырье тыс. т/год
  Взято:      
1 УВГ с АВТ 0,77 16,42 30,80
2 газы с гидрокрекинга 1,54 32,84 61,60
  в т.ч. УВГ 0,25 5,33 10,00
  головка стабилизации 1,29 27,51 51,60
3 газы с кат. риформинга 0,48 10,23 19,20
  в т.ч. УВГ 0,30 6,40 12,00
  головка стабилизации 0,18 3,84 7,20
4 газы с кат. деперафинизации 1,46 31,13 58,40
5 газы с изомеризации 0,44 9,38 17,60
  в т.ч. УВГ 0,04 0,85 1,60
  сжиженный газ 0,40 8,53 16,00
  ИТОГО : 4,69 100,00 187,60
  Получено:      
1 сухой газ 1,34 28,61 53,67
2 бытовой газ 3,35 71,39 133,93
  ИТОГО : 4,69 100,00 187,60
          Таблица 23.  
 
           Материальный баланс ГФУ непредельных газов
               
  Наименование % масс на нефть % масс на сырье тыс. т/год
  Взято:      
1 УВГ с кат. крекинга 2,80 66,35 112,00
2 газы с УЗК 1,42 33,65 56,80
  в т.ч. УВГ 0,99 23,46 39,60
  головка стабилизации 0,43 10,19 17,20
  ИТОГО : 4,22 100,00 168,80
  Получено:      
1 сухой газ 0,97 23,09 38,98
2 ППФ 1,37 32,42 54,72
3 ББФ 1,88 44,49 75,10
  ИТОГО : 4,22 100,00 168,80

11 Установка депарафинизации

 

Возрастающая  потребность в низко-застывающих  дизельных топливах требует внедрения  процессов, более экономичных, чем карбамидная депарафинизация, тем более что основным сырьем для получения дизельных топлив являются массовые парафинистые нефти. Одним из перспективных и быстроразвивающихся процессов получения низкозастывающих топлив является каталитическая гидродепарафинизация на металл-цеолитных (цеолитсодержащих) бифункциональных катализаторах, в которых используется высококремнеземный цеолит ЦВМ. Особенности кристаллической структуры этих цеолитов позволяют избирательно сортировать нормальные и метилзамещенные парафиновые углеводороды, поэтому катализаторы на основе цеолита ЦВМ применимы в процессах гидроизомеризации - гидрокрекинга дизельных топлив для получения низкозастывающих топлив и гидроизомеризации - гидрокрекинга низкооктановых бензинов с получением высокооктанового компонента неэтилированных бензинов.

Одним из важных преимуществ процесса каталитической гидропереработки на металл-цеолитных катализаторах, имеющих в своем составе никель (кобальт) и молибден, является возможность гидрогенолиза сернистых соединений.

 

    Таблица 24.

    Материальный баланс установки каталитической депарафинизации дизельной фракции [7]

  Наименование % масс на нефть % масс на сырье тыс. т/год
  Взято:      
1 фр. 240-350 32,41 100,00 1296,40
2 водород 0,08 0,40 3,20
  ИТОГО : 32,49 100,40 1299,60
  Получено:      
1 УВГ 1,46 4,50 58,25
2 бензин 2,78 8,60 111,32
3 компонент ДТ(зимнего) 21,78 67,30 871,15
4 компонент ДТ (летнего) 6,47 20,00 258,88
  ИТОГО : 32,49 100,40 1299,60

12 Установка производства водорода

 

    Назначение  процесса: получение водорода каталитической конверсией сухого газа.

    Сырье: сухие газы нефтепереработки.

    На нефтеперерабатывающих заводах, где имеются установки каталитического риформинга и гидроочистки светлых нефтепродуктов, потребность в водороде обычно удовлетворяется водородом, получаемым на установке риформинга. Однако если в схему завода включен гидрокрекинг, этого водорода недостаточно. Естественно, что для осуществления предложенной поточной схемы необходимо специальное производство дополнительного водорода.

    Основной  метод производства водорода – паровая  каталитическая конверсия газового или нефтяного сырья. Конверсии можно подвергать как газообразные углеводороды, так и жидкие нефтепродукты.

    Взаимодействие  метана (или его гомологов) с водяным  паром протекает по уравнению:

    СН4 + Н2О = СО + 3Н2

    Образующийся  оксид углерода окисляется водяным  паром:

    СО + Н2О = СО2 + Н2 

    Итоговая  реакция:

    СН4 + 2Н2О = СО2 + 4Н2

    Условия: температура 700 -1000 0С,

                    давление 2-4 МПа,

                    катализатор никелевый с промотирующими  добавками на носителе (оксиды  алюминия, магния или кремния). Применяют  отечественные катализаторы типа ГИАП-3, ГИАП-5, ГИАП-16 и др.

    Материальный  баланс установки производства водорода составляется на основании литературных данных [6] и представлен в таблице 25. 

            Таблица 25.
  Материальный баланс установки производства водорода  
         
  Наименование % масс на нефть % масс на сырье тыс т/год
  Взято:      
1 метан 0,54 20,00 21,6
2 вода 2,16 80,00 86,3
  ИТОГО: 2,70 100,00 107,9
  Получено:      
1 водород (техн) 1,27 47,20 76,4
2 оксид углерода 0,13 4,90 7,9
3 диоксид углерода 0,21 7,90 12,8
4 вода 1,02 37,90 61,3
5 метан 0,06 2,10 3,4
  ИТОГО: 2,70 100,00 161,8

13 Установка изомеризации

 

    Назначение  процесса: повышение октанового числа фракций бензинов и получение индивидуальных изопарафиновых углеводородов – изобутана и изопентана – из н-бутана и н-пенпана с целью увеличения ресурсов сырья для нефтехимического синтеза.

    Сырье: фракция нк-62 с установки вторичной перегонки бензина.

    Условия:   температура                  180-220 0С;

                    давление                      до 3,8 МПа;

                   объемная скорость       1-3 час-1;

                     катализатор алюмоплатиновый промотированный  хлором.

    Процесс проводится в газовой фазе при  давлении водорода на неподвижном слое катализатора. Высокая селективность  катализатора сводит побочные реакции до минимума, соответственно низок расход водорода. Отсутствие побочных реакций обеспечивает малую величину коксообразования, допускает поддержание низкого мольного отношения водород:сырье без отрицательного влияния на продолжительность работы катализатора.

    Материальный  баланс установки изомеризации составляется на основании литературных данных [5] и представлен в таблице 26. 
 

          Таблица 26.  
Материальный баланс установки каталитической изомеризации
  Наименование % масс на нефть % масс на сырье тыс. т/год  
 
  Взято:        
1 фр. НК-62 2,40 100,00 96,00  
2 ВСГ, в том числе 0,02 0,80 0,77  
  водород 100%-ный 0,01 0,22 0,21  
  ИТОГО : 2,42 100,00 96,77  
  Получено:        
1 УВГ 0,04 1,60 1,51  
2 Сжиженный газ 0,40 16,80 16,13  
3 изомеризат 1,98 82,40 79,13  
  ИТОГО : 2,42 100,80 96,77  

14 Установка производства элементарной серы

 

    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, загруженных катализатором.

Технологический режим установки производства серы:

  • Давление избыточное, МПа

    сероводородсодержащего  газа, подаваемого к топкам               0,04-0,05                         

    воздуха от воздуходувок                                                                0,05-0,06                        

    в топках                                                                                            0,03-0,05                         

    в деаэраторе                                                                                     0,4-0,5                          

  • Температура газа, °С

    на основной топке                                                                           1100-1300                     

    на выходе из котла-утилизатора                                                    155-165                       

    на входе  в реакторы (конверторы)                                                 230-250                       

    на выходе из реактора I ступени                                                    290-310                      

    на выходе из реактора II ступени                                                   240-260                       

Информация о работе Разработка варианта нефтеперерабатывающего завода комплексной переработки нефти по топливному варианту