Материальный баланс нефтеперерабатывающего завода

Построение кривой истинных температур кипения нефти и составление материального баланса установки первичной переработки нефти

Нефть представляет собой подвижную маслянистую жидкость легче воды от светло-коричневого до черного цвета.

С позиции химии нефть сложная многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеводородных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны. Менее всего колеблется элементный состав нефти: 82,5-87% углерода, 11,5-14,5% водорода, 0,05-0,35% редко до 0,7% кислорода; до 1,8% азота. Кроме того, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в т. ч. металлы (Ca, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.)

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении. Принято разделять нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. В лабораторных или промышленных условиях отдельные дистилляты отгоняются при постепенно повышающейся температуре кипения.

При исследовании качества новых нефтей (т. е. составлении технического паспорта новых нефтей) их фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колоннами (например, на АРН-2). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования т. н. кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура-выход фракций в% масс. (или % об) Отбор фракций до 200°С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих — под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300°С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры кипения 475-550°С.

Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.)

Таблица 1. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти

Таблица 2. Материальный баланс установки первичной переработки нефти (производительность 3,8 млн. т/год)

Перегонка (дистилляция) — это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов обычно применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При Однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия, пары однократно отделяются от жидкой фазы — остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Это важное его достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов Сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При Перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков, уходящие из

Системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей.

Перегонка с ректификацией — наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах — ректификационных колоннах — путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах), либо ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах).

Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) — выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток — нижний жидкий продукт ректификации.

Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта.

Место ввода в ректификационную колонну сырья называют Питательной секцией (зоной). Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется Концентрационной (укрепляющей). Нижняя часть колонны, в которой осуществляется ректификация жидкого потока называется Отгонной .

Термический крекинг проводят при высокой температуре, обычно 450-600°С, и повышенном давлении 2 — 7 МПа. Впервые в России процесс термического крекинга разработал русский инженер В. Г. Шухов в 1891 году. Его научные идеи были осуществлены на производстве значительно позднее, в XX веке. Именно процесс термического крекинга позволил увеличить выход бензина из сырой нефти путем деструкции более тяжелых дистиллятов и остатков, образовавшихся в результате первичной перегонки. Это происходит за счет разложения тяжелых фракций нефти во время кипения под высокими температурами. Благодаря этому образуется более широкий спектр продуктов по сравнению с составом сырой первоначальной нефти.

Термическим крекингом получают автомобильный бензин, технический углерод, газообразные углеводороды. Помимо этого образуются лигроин, газойль (лёгкое дизельное топливо) и кокс. Получаемое в данном процессе кокс чаще всего используется как топливо, а так же способствует подготовке исходных материалов для процесса каталитического крекинга.

Направление термический крекинг зависит от природы углеводородного сырья, его молекулярной массы и условий проведения. Процесса термический крекинг протекает в основном по цепному радикальному механизму) с разрывом связей С-С в молекулах парафиновых (С5 и выше), нафтеновых, алкилароматических и высококипящих непредельных углеводородов нефтяного сырья и связи С-H в низкомолекулярных парафиновых и др. углеводородах (рис.1). Одновременно с разрывом связей происходят реакции полимеризации (непредельные и циклопарафиновые углеводороды) и конденсации

(циклизации; непредельные, нафтено-и алкилароматические и др. углеводороды), приводящие к образованию смолисто-асфальтенового крекинг-остатка и кокса. Важнейшими параметрами, определяющими направление и скорость протекания термического крекинга, являются температура, продолжительность и Давление . Процесс начинает в заметной степени протекать при 300-350 °С и описывается кинетическим уравнением первого порядка. Температурная зависимость константы скорости подчиняется уравнению Аррениуса. Изменения давления влияют на состав продуктов процесса (напр., на выход остаточных фракций и кокса) вследствие изменения скоростей и характера вторичных реакций полимеризации и конденсации, а также объема реакционной смеси. При высоких температурах реакции крекинга идут быстро, поэтому не требуется большой продолжительности для достижения заданной глубины превращения сырья (Глубина превращения — отношение суммы продуктов процесса отличающиеся от сырья фракционным составом к сырью). При снижении температуры реакции расщепления идут медленно, поэтому сырье должно находиться в зоне реакции более продолжительное время.

Термический крекинг под давлением применяли ранее для переработки различного сырья — лигроина, газойлей, мазутов — с целью получения автомобильного бензина. При переработке тяжелых нефтяных остатков (полугудроны, гудроны) целевым продуктом обычно является котельное топливо, получаемое за счет снижения вязкости исходного остатка. Коксование нефтяных остатков проводят в направлении их «декарбонизации», когда асфальто-смолистые вещества, содержащиеся в исходном сырье, концентрируются в твердом продукте — коксе; в результате получаются более богатые водородом продукты — газойль, бензин и газ. Обычно целью процесса является получение кокса, но остальные продукты также находят квалифицированное применение.

Разновидность термического крекинга нефтяных остатков при невысоком давлении — Деструктивная перегонка — направлена на получение максимального выхода соляровых фракций при минимальном количестве тяжелого жидкого остатка. Коксование и деструктивную перегонку проводят при 450 — 550 С.

Пиролиз — наиболее жесткая форма термического крекинга. Сырье пиролиза весьма разнообразно. Температура процесса 700-900° С, давление близко к атмосферному. Цель процесса — получение газообразных непредельных углеводородов, в основном этилена и пропилена; в качестве побочных продуктов образуются ароматические углеводороды (бензол, толуол, нафталин).

При средней глубине процесса крекинг-бензины обладают невысоким октановым числом (60-65); с углублением процесса концентрация ароматических углеводородов возрастает, поэтому октановое число повышается: бензин, получаемый термическим риформингом лигроина, имеет октановое число 70-72, а бензин, выделенный из смолы пиролиза, имеет октановое число 80 и выше. Йодные числа типичных бензинов, образующихся при термическом крекинге под давлением и коксовании, довольно высоки (80-100 г 12 на 100 г).

Преобладание парафиновых и нафтеновых углеводородов и низкое содержание ароматических углеводородов объясняет легкий фракционный состав, высокую анилиновую точку, низкую плотность данного бензина.

Значительное содержание непредельных углеводородов (до 30%) приводит к высокому йодному числу и, следовательно, низкой химической стабильности.

Основное целевое назначение каталитического крекинга — производство с максимально высоким выходом (до 50% и более) высокооктанового бензина и ценных сжиженных газов — сырья для последующих производств высокооктановых компонентов бензинов изомерного строения: алкилата и метилтретбутилового эфира, а также сырья для нефтехимических производств. Получающийся в процессе легкий газойль используется обычно как компонент дизельного топлива, а тяжелый газойль с высоким содержанием полициклической ароматических углеводородов — как сырье для производства технического углерода или высококачественного электродного кокса (напр., игольчатого).

В настоящее время общепринятым механизмом каталитического крекинга является карбоний — ионный механизм Уитмора. он вытекает из кислотного характера катализатора, на поверхности которого присутствуют кислотные центры двух типов:

1) Присоединение к олефиновому углеводороду протона водорода, донором которого является катализатор:

Образующийся карбоний — ион может крекироваться. На новый карбоний — ион и олефиновый углеводород, причем, расщепление происходит в β — положения по отношению к атому углероду с зарядом:

Если карбоний — ион образуется с зарядом у первичного атома углерода (т. е. наименее устойчивый карбоний — ион), то карбоний — ион превращается до более стабильной структуры, а стабильная структура — это изоструктура или ароматическая структура:

Следствием этих превращений является содержание в продуктах изопарафиновых и ароматических углеводородов.

Бензины каталитического крекинга содержат в основном ароматические и нафтеновые углеводороды, причем содержание изопарофиновых и ароматических углеводородов в этих бензинах выше, чем в бензинах термического крекинга, что объясняется механизмом Уитмора. Поэтому бензины каталитического крекинга имеют более высокую плотность, чем бензины каталитического крекинга, более тяжелый фракционный состав, более низкую анилиновую точку, т. к содержание непредельных углеводородов в бензинах каталитического крекинга меньше, чем в бензинах термического крекинга, то и йодное число в них.

Процесс каталитический риформинг предназначен для повышения детонационной стойкости бензинов и получения индивидуальных ароматических углеводородов, главным образом бензола, толуола, ксилолов-сырья нефтехимии. Большое значение имеет получение в процессе дешевого водородсодержащего газа для использования в других гидрокаталитических процессах. Значение процессов каталитического риформинга в нефтепереработке существенно возросло в 90-е годы в связи с необходимостью производства неэтилированного высокооктанового автобнензина.

Эти реакции являются желательными в процессе т. к способствует повышению октанового числа получаемого бензина. Но в процессе протекает одна нежелательная реакция гидрокрекинга, в результате которой снижается выход целевого продукта и увеличивается выход малоценного газа.

Бензины риформинга содержат значительные количества ароматических УВ (до 60%), что объясняется химизмом этого процесса. Также по сравнению с бензином термического крекинга, бензин риформинга содержит больше изопарафинов. Это объясняет высокую плотность этого бензина, тяжелый фракционный состав, низкую анилиновую точку. Поскольку процесс протекает под давлением ВСГ, бензин риформинга практически не содержат непредельных УВ, следовательно, у них низкое йодное число.

Http://www. ronl. ru/uchebnyye-posobiya/promyshlennost-proizvodstvo/835583/

Нефть представляет собой подвижную маслянистую жидкость легче воды от светло-коричневого до черного цвета.

При исследовании качества новых нефтей (т. е. составлении технического паспорта новых нефтей) их фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колоннами (например, на АРН-2). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования т. н. кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура-выход фракций в% масс. (или % об) Отбор фракций до 200°С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих – под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300°С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры кипения 475-550°С.

Таблица 1. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти

Таблица 2. Материальный баланс установки первичной переработки нефти (производительность 3,8 млн. т/год)

Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

При Однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия, пары однократно отделяются от жидкой фазы – остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Это важное его достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Из процессов Сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

Перегонка с ректификацией – наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах – ректификационных колоннах – путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах), либо ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах).

Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) – выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток – нижний жидкий продукт ректификации.

Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта.

Термический крекинг проводят при высокой температуре, обычно 450-600°С, и повышенном давлении 2 – 7 МПа. Впервые в России процесс термического крекинга разработал русский инженер В. Г. Шухов в 1891 году. Его научные идеи были осуществлены на производстве значительно позднее, в XX веке. Именно процесс термического крекинга позволил увеличить выход бензина из сырой нефти путем деструкции более тяжелых дистиллятов и остатков, образовавшихся в результате первичной перегонки. Это происходит за счет разложения тяжелых фракций нефти во время кипения под высокими температурами. Благодаря этому образуется более широкий спектр продуктов по сравнению с составом сырой первоначальной нефти.

(циклизации; непредельные, нафтено-и алкилароматические и др. углеводороды), приводящие к образованию смолисто-асфальтенового крекинг-остатка и кокса. Важнейшими параметрами, определяющими направление и скорость протекания термического крекинга, являются температура, продолжительность и Давление . Процесс начинает в заметной степени протекать при 300-350 °С и описывается кинетическим уравнением первого порядка. Температурная зависимость константы скорости подчиняется уравнению Аррениуса. Изменения давления влияют на состав продуктов процесса (напр., на выход остаточных фракций и кокса) вследствие изменения скоростей и характера вторичных реакций полимеризации и конденсации, а также объема реакционной смеси. При высоких температурах реакции крекинга идут быстро, поэтому не требуется большой продолжительности для достижения заданной глубины превращения сырья (Глубина превращения – отношение суммы продуктов процесса отличающиеся от сырья фракционным составом к сырью). При снижении температуры реакции расщепления идут медленно, поэтому сырье должно находиться в зоне реакции более продолжительное время.

Http://mirznanii. com/a/193461/materialnye-balansy-tekhnologicheskikh-protsessov-npz

Составить материальный баланс нефтеперерабатывающего завода. Мощность НПЗ 24 млн. т. в год. Количество котельных топлив, получаемых на НПЗ -15%, битумов — 10% на перерабатываемую нефть.

Составление материального баланса завода необходимо начать с АВТ. Для вычисления объема получаемых продуктов необходимо производительность НПЗ умножать на массовый выход (в %) по каждому продукту. Критерием правильности составления материального баланса является равенство объемов взятого сырья и полученных продуктов.

Далее составляются материальные балансы процессов, сырьем для которых являются нефтяные фракции, идущие только с АВТ.

По технологической схеме фракция н. к. — 180 °C в размере: 4 464 000 т/год отправляется на установку облагораживания бензина.

Как видно из материального баланса установок вторичной перегонки бензина и технологической схемы НПЗ на установку каталитического риформинга (облагораживания бензина) подаётся фракция 85 — 180 °C.

В соответствии с заданием технологическая схема должна обеспечить получение битумов в объеме 10%, т. е. битумов различных марок должно получаться: т/год.

Количество гудрона, необходимого для получения 2 400 000 т/год битумов определим с учетом материального баланса процесса производств битумов. Из 100% гудрона получается 96% битумов, тогда: т/год.

По найденному количеству гудрона можно составить материальный баланс установки получения битумов.

Котельных топлив должно в соответствии с заданием получаться 15% или т/год.

Однако, как видно из схемы на рисунке 1. 3, поток котельного топлива формируется из нескольких продуктовых потоков различных установок.

Используя поточную схему НПЗ, определим потоки, составляющие котельное топливо (КТ), к ним относятся:

Из материального баланса замедленного коксования видно, что ТГЗК = 0,24 ГЗК. Используя материальные балансы пиролиза бензина, приходящего с установки замедленного коксования, и замедленного коксования, получаем СП = 0,15·0,11· ГЗК.

Определив количество гудрона для замедленного коксования, легко определить количество гудрона для котельного топлива:

Таким образом, для получения 3 600 000 т/г котельных топлив потребуется 2 535 792,9 т/год гудрона.

На установку замедленного коксования поступает 1 876 207,1 т/год гудрона.

Бензиновая фракция, полученная при замедленном коксовании, поступает на установку пиролиза бензина.

Далее составляем материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива. Гидроочистке подвергаются фракция 180 350 °С с АВТ и легкий газойль установок каталитического крекинга и замедленного коксования. Рассчитаем количество водорода необходимого на процесс гидроочистки ДТ. Количество фракций, подвергаемых ГО составляет 99,5% от всей загрузки установки, т. е.

Установка каталитического риформинга производит водорода 26 391,2 т/год. Таким образом, со стороны водорода требуется: 41 521,6 — 26 391,2 = 15 130,4 т/год. Составляем материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива.

Соотношение объемов ДТЗ: ДТЛ (дизельное топливо летнее: дизельное топливо зимнее) определяется произвольно. Примем такое отношение равным 4 500 000: 3 555 203,4, т. е. 4 500 000 т/г ДТ отправляется на карбамидную депарафинизацию, а 3 555 203,4 т/г является компонентом ДТ летнего.

Http://r. bookap. info/work/168487/Materialnyj-balans-neftepererabatyvayushhego-zavoda

Составить материальный баланс нефтеперерабатывающего завода. Мощность НПЗ 24 млн. т. в год. Количество котельных топлив, получаемых на НПЗ -15 %, битумов – 10 % на перерабатываемую нефть.

По технологической схеме фракция н. к. – 180 °С в размере: 4464000 т/год отправляется на установку облагораживания бензина.

В соответствии с заданием технологическая схема должна обеспечить получение битумов в объеме 10 %, т. е. битумов различных марок должно получаться: т/год.

Количество гудрона, необходимого для получения 2400000 т/год битумов определим с учетом материального баланса процесса производств битумов. Из 100 % гудрона получается 96 % битумов, тогда: т/год.

По найденному количеству гудрона можно составить материальный баланс установки получения битумов.

Котельных топлив должно в соответствии с заданием получаться 15 % или т/год.

Однако, как видно из схемы на рисунке 1.3, поток котельного топлива формируется из нескольких продуктовых потоков различных установок.

Используя поточную схему НПЗ, определим потоки, составляющие котельное топливо (КТ), к ним относятся:

Из материального баланса замедленного коксования видно, что ТГЗК = 0,24 ГЗК. Используя материальные балансы пиролиза бензина, приходящего с установки замедленного коксования, и замедленного коксования, получаем СП = 0,15·0,11· ГЗК.

Таким образом, для получения 3600000 т/г котельных топлив потребуется 2535792,9 т/год гудрона.

На установку замедленного коксования поступает 1876207,1 т/год гудрона.

Бензиновая фракция, полученная при замедленном коксовании, поступает на установку пиролиза бензина.

Далее составляем материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива. Гидроочистке подвергаются фракция 180 350 °С с АВТ и легкий газойль установок каталитического крекинга и замедленного коксования. Рассчитаем количество водорода необходимого на процесс гидроочистки ДТ. Количество фракций, подвергаемых ГО составляет 99,5 % от всей загрузки установки, т. е.

Установка каталитического риформинга производит водорода 26391,2 т/год. Таким образом, со стороны водорода требуется: 41521,6 – 26391,2 = 15130,4 т/год. Составляем материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива.

Http://studbooks. net/2511627/tovarovedenie/materialnyy_balans_neftepererabatyvayuschego_zavoda

Все приложения, графические материалы, формулы, таблицы и рисунки работы на тему: Материальные балансы технологических процессов НПЗ (предмет: Производство и технологии) находятся в архиве, который можно скачать с нашего сайта. Приступая к прочтению данного произведения (перемещая полосу прокрутки браузера вниз), Вы соглашаетесь с условиями открытой лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная (CC BY 4.0) .

Через несколько секунд после проверки подписки появится ссылка на продолжение загрузки работы.

Кстати! В нашей группе ВКонтакте мы Бесплатно помогаем с поиском рефератов, курсовых и информации для их написания. Не спешите выходить из группы после загрузки работы, мы ещё можем Вам пригодиться 😉

Основные инструменты, используемые профессиональными рефератными агентствами, теперь в распоряжении пользователей реф. рф абсолютно бесплатно!

Лабораторная работа по дисциплине Производство и технологии на тему: Материальные балансы технологических процессов НПЗ; понятие и виды, классификация и структура, 2016-2017, 2018 год.

При исследовании качества новых нефтей (т. е. составлении технического паспорта новых нефтей) их фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колоннами (например, на АРН-2). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования т. н. кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура-выход фракций в% масс. (или % об) Отбор фракций до 200°С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих – под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300°С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры кипения 475-550°С.

Таблица 1. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти

Таблица 2. Материальный баланс установки первичной переработки нефти (производительность 3,8 млн. т/год)

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Из процессов Сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта.

Место ввода в ректификационную колонну сырья называют ПитателЬНой секцией (Зоной). Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется КонцентрацИОнной (Укрепляющей). Нижняя часть колонны, в которой осуществляется ректификация жидкого потока называется Отгонной.

(циклизации; непредельные, нафтено-и алкилароматические и др. углеводороды), приводящие к образованию смолисто-асфальтенового крекинг-остатка и кокса. Важнейшими параметрами, определяющими направление и скорость протекания Термического КрекингА, являются температура, прОДолжительность и Давление. Процесс начинает в заметной степени протекать при 300-350 °С и описывается кинетическим уравнением первого порядка. Температурная зависимость константы скорости подчиняется уравнению Аррениуса. Изменения давления влияют на состав продуктов процесса (напр., на выход остаточных фракций и кокса) вследствие изменения скоростей и характера вторичных реакций полимеризации и конденсации, а также объема реакционной смеси. При высоких температурах реакции крекинга идут быстро, поэтому не требуется большой продолжительности для достижения заданной глубины превращения сырья (Глубина превращения – отношение суммы продуктов процесса отличающиеся от сырья фракционным составом к сырью). При снижении температуры реакции расщепления идут медленно, поэтому сырье должно находиться в зоне реакции более продолжительное время.

Разновидность термического крекинга нефтяных остатков при невысоком давлении – Деструктивная перегонка – направлена на получение максимального выхода соляровых фракций при минимальном количестве тяжелого жидкого остатка. Коксование и деструктивную перегонку проводят при 450 – 550 С.

Пиролиз – наиболее жесткая форма термического крекинга. Сырье пиролиза весьма разнообразно. Температура процесса 700-900° С, давление близко к атмосферному. Цель процесса – получение газообразных непредельных углеводородов, в основном этилена и пропилена; в качестве побочных продуктов образуются ароматические углеводороды (бензол, толуол, нафталин).

1) Присоединение к олефиновому углеводороду протона водорода, донором которого является катализатор:

Образующийся карбоний – ион может крекироваться. На новый карбоний – ион и олефиновый углеводород, причем, расщепление происходит в в – положения по отношению к атому углероду с зарядом:

Если карбоний – ион образуется с зарядом у первичного атома углерода (т. е. наименее устойчивый карбоний – ион), то карбоний – ион превращается до более стабильной структуры, а стабильная структура – это изоструктура или ароматическая структура:

Следствием этих превращений является содержание в продуктах изопарафиновых и ароматических углеводородов.

Http://referatwork. ru/refs/source/ref-103979.html

Руководствуясь данными научно – исследовательских институтов и материалами типовых, повторно применяемых и индивидуальных проектов технологических установок, составляем схему материальных потоков предприятия.

Таблица 2.8 – Материальный баланс НПЗ по топливному варианту с глубокой переработкой нефти

Для выбранного основного оборудования подберем теплообменные аппараты. Наиболее характерным признаком для классификации теплообменных аппаратов является их назначение: нагрев, охлаждение, конденсация, испарение жидкостей, газов или их смесей.

В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности распространение получили поверхностные рекуперативные теплообменные аппараты, позволяющие осуществлять теплообмен без смешения потоков теплоносителей. Из аппаратов этой группы в нефтепереработке наиболее широко применяются кожухотрубчатые теплообменные аппараты, аппараты воздушного охлаждения и теплообменники труба в трубе.

Перекачка жидких продуктов является одной из основных операций, осуществляемых в технологических процессах нефтеперерабатывающей промышленности. Перекачка производится при помощи насосов, подразделяемых по принципу действия на лопастные, у которых перемещение жидкости производится непрерывным потоком за счет энергии лопасти вращающегося колеса, и объемные, у которых подача жидкости осуществляется за счет перемещения ее отдельных объемов в нагнетательный трубопровод.

Основные типы лопастных насосов центробежные, осевые, диагональные; объемных поршневые, плунжерные, винтовые, шестеренные, пластинчатые и др. Из числа лопастных насосов на нефтеперерабатывающих заводах наибольшее применение имеют центробежные, из числа объемных – поршневые(плунжерные), шестеренные, вихревые.

Центробежные насосы имеют следующие преимущества: непрерывность потока, небольшая занимаемая площадь, относительная простота конструкции и составляют основную часть насосного хозяйства нефтеперерабатывающего завода. По роду перекачиваемой жидкости центробежные насосы НПЗ подразделяются на:

-насосы общего назначения – для перекачки воды и других жидкостей (применяются в общезаводском хозяйстве). Выбираем центробежные консольные насосы [7,8].

Http://studwood. ru/2132602/tovarovedenie/materialnyy_balans_predpriyatiya

3 потери водорода с отходящими потоками (отдувом и жидким гидрогенизатом).

Расход водорода на гидрогенолиз сероорганических соединений можно найти по формуле:

Поскольку в нефтяном сырье присутствуют различные сернистые соединения, определяется расход водорода на гидрогенолиз каждого из них, и полученные результаты суммируются.

Значения m для меркаптанов равно 0,062, для сульфидов – 0,125, для дисульфидов – 0,0938, тиофенов – 0,250 [6].

Наиболее стабильны при гидроочистке тиофеновые соединения, поэтому при расчете принимаем, что вся остаточная сера в гидрогенизате – тиофеновая, а остальные сероорганические соединения разлагаются полностью. Получаем:

Расход водорода на гидрирование непредельных углеводородов равен:

ДСн – разность содержания непредельных углеводородов в сырье и гидрогенизате, % масс. на сырье;

М – средняя молекулярная масса сырья, рассчитывается по эмпирической формуле:

Принимая, что степень гидрирования непредельных углеводородов и гидрогенолиза сернистых соединений одинакова (99,6%), находим:

Мольную долю водорода, растворенного в гидрогенизате, можно рассчитать из условий фазового равновесия в газосепараторе высокого давления:

Кроме этих потерь имеют место потери водорода за счет диффузии водорода через стенки аппаратов и утечки через неплотности, так называемые механические потери. По практическим данным, эти потери составляют около 1% от общего объема циркулирующего газа. Механические потери G4, % масс. на сырье, равны:

Таким образом, балансовым сероводородом поглощается 0,077% масс. водорода: 1,32-1,238=0,082% масс.

Количество водорода, вошедшего при гидрировании в состав ДТ, равно:

Выход сухого газа (Всг), выводимого с установки, складывается из углеводородных газов, поступающих со свежим ВСГ, газов, образующихся при гидрогенолизе, а также абсорбированного гидрогенизатом водорода:

Http://prod. bobrodobro. ru/84617

В этом разделе следует указать, со ссылкой на поточную схему НПЗ, откуда поступает сырье на установку, количество сырья (т/год) и его состав, количество дней работы установки в году. Выходы получаемых продуктов на сырье рассчитываются или принимаются по литературным данным с учетом характеристики сырья /10-17/. Для расчета материальных балансов таких ус-тановок, как катриформинг, каткрекинг и гидрокрекинг можно применить кафедральные программы для ЭВМ /27-29/.

При расчете материального баланса установки ART применяются ли-тературные данные и нижеприведенные уравнения, составленные на основе этих данных /11, 12/. Выходы продуктов в процессе ART:

Выход сухого газа (С1-С2), % мас. – GC=0,44×[6,4+(0,982-PC)×11,8]; выход сжиженного газа (С3-С4), % мас. – GPL=0,56××[6,4++(0,982-PC)×11,8]; выход бензина (нк-180°С), %мас. – GB=100-GC-GPL-LGO-HGO-K; выход легкого газойля (180-360°С), % мас. –

РС – относительная плотность сырья при 20°С; КК – коксуемость сырья, % мас. Содержание серы в полученных продуктах процесса ART составляет: в бензине, % мас. – SB0,1ЧSC в легком газойле, % мас. – SLG0,3ЧSC в тяжелом газойле, % мас. – SHGSC

При составлении материального баланса установок, где получается газ, который применяется в качестве сырья для каких-то процессов, необходимо указывать его состав, т. е. указывать содержание метана, этана, этилена, про-пана, пропилена и т. д. на основе литературных данных.

При составлении материального баланса установок потери сырья при-нимаются на уровне 0,3% мас. Примеры составления материального баланса даются в литературе, один из которых приведен в таблице 4 /10, 15, 20, 25, 26/.

Далее на основе материальных балансов установок составляется мате-риальный баланс топливно-химического блока НПЗ. Количество получаемых нефтепродуктов представляется в т/год и % мас. на нефть. В таблице матери-ального баланса НПЗ получаемые продукты записываются последовательно по мере их утяжеления от сухого газа до битума.

Таблица 4 – Материальный баланс установки алкилирования изобутана оле-финами

Количество каждого нефтепродукта выдается с указанием его составных частей, например:

После составления таблицы материального баланса НПЗ делается заключение о глубине переработки нефти, о выходе светлых нефтепродуктов на нефть и сырья для НХС.

Http://www. tehnoinfa. ru/pererabotkinefti/33.html

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].

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.

Материальный баланс установки каталитической депарафинизации дизельной фракции [7]

Http://freepapers. ru/79/razrabotka-varianta-neftepererabatyvajushhego-zavoda-kompleksnoj/39961.255949.list6.html

% масс. т/годВзято:1 Обезвоженная и обессоленная нефть100,024000000Получено:1. Сухой газ0,1240002. Головка стабилизации0,92160003. н. к. – 180 °С18,644640004. 180 – 350 °С26,062400005. 350 – 500 °С24,959760006. Выше 500 °С28,869120007. Потери0,7168000ИТОГО:100,024000000

% масс. т/годВзято:1. н. к. – 180°С100,04464000Получено:1. н. к. – 85 °С25,411338562. 85 – 180 °С73,932988963. Потери0,731248ИТОГО:100,04464000

% масс. т/годВзято:1. 85 – 180 °С100,03298896,0Получено:1. Дебутанизированный бензин84,52787567,12. Водородсодержащий газ11,0362878,6(в т. ч. водород)0,826391,23. Головка стабилизации4,0131955,84. Потери0,516494,5ИТОГО:100,03298896,0

% масс. т/годВзято:1. 350- 500 °С с АВТ100,05976000Получено:1. Сухой газ3,52091602. Газ жирный14,58665203. Бензин (н. к.-180 °С)40,023904004. Легкий газойль (180 – 350 °С)26,015537605. Тяжелый газойль8,55079606. Кокс сжигаемый6,03585607. Потери1,589640ИТОГО:100,05976000

В соответствии с заданием технологическая схема должна обеспечить получение битумов в объеме 10 %, т. е. битумов различных марок должно получаться: т/год.

Количество гудрона, необходимого для получения 2400000 т/год битумов определим с учетом материального баланса процесса производств битумов. Из 100 % гудрона получается 96 % битумов, тогда: т/год.

По найденному количеству гудрона можно составить материальный баланс установки получения битумов.

% масс. т/годВзято:1. Гудрон100,02500000Получено:1. Битум96,024000002. Отгон3,0750003. Потери1,025000ИТОГО:100,02500000

Котельных топлив должно в соответствии с заданием получаться 15 % или т/год.

Однако, как видно из схемы на рисунке 1.3, поток котельного топлива формируется из нескольких продуктовых потоков различных установок.

Используя поточную схему НПЗ, определим потоки, составляющие котельное топливо (КТ), к ним относятся:

Таким образом, для получения 3600000 т/г котельных топлив потребуется 2535792,9 т/год гудрона.

На установку замедленного коксования поступает 1876207,1 т/год гудрона.

% масс. т/годВзято:1. Выше 500 °С с АВТ100,01876207,1Получено:1. Газ9,5178239,72. Бензин15,0281431,13. Легкий газойль25,0469051,84. Тяжелый газойль24,0450289,75. Кокс25,0469051,86. Потери1,528143,1ИТОГО:100,01876207,1

Бензиновая фракция, полученная при замедленном коксовании, поступает на установку пиролиза бензина.

% масс. т/годВзято:1. Бензин100,0281431,1Получено:1. Газ76,0213887,62. Смола пиролиза23,064729,1в т. ч. бензол6,016885,9толуол4,011257,2ксилолы2,05628,63. Потери1,02814,3ИТОГО:100,0281431,1

Далее составляем материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива. Гидроочистке подвергаются фракция 180 350 °С с АВТ и легкий газойль установок каталитического крекинга и замедленного коксования. Рассчитаем количество водорода необходимого на процесс гидроочистки ДТ. Количество фракций, подвергаемых ГО составляет 99,5 % от всей загрузки установки, т. е.

% масс. т/годВзято:1 180 – 350 °С с АВТ75,16240000,02 180 – 350 °С с каталит. крекинга18,71553760,03 180 – 350 °С с УЗК5,6469051,84 Водород0,541521,6(в т. ч. с УКР)0,326391,2ИТОГО:100,08304333,4Получено:1 Дизельное топливо97,08055203,42 Бензин1,5124565,03 Сероводород1,083043,34 Потери0,541521,7ИТОГО:100,08304333,4

Соотношение объемов ДТЗ : ДТЛ (дизельное топливо летнее : дизельное топливо зимнее) определяется произвольно. Примем такое отношение равным 4500000 : 3555203,4, т. е. 4500000 т/г ДТ отправляется на карбамидную депарафинизацию, а 3555203,4 т/г является компонентом ДТ летнего.

% масс. т/годВзято:1 180 – 350°С (после гидроочистки)100,04500000Получено:1 Дизельное топливо зимнее82,537125002 Компонент дизельного топлива летнего7,03150003 Жидкий парафин10,04500004 Потери0,522500ИТОГО:100,04500000

В соответствии с поточной схемой предприятия и таблицей 1.3 сероводород присутствует в следующих потоках:

Принимаем, что с установок гидроочистки идет чистый сероводород. Пользуясь таблицей 1.3, определим общее количество сероводорода:

% масс. т/годВзято:1 Сероводород100,0161276,9Получено:1 Сера элементарная93,0149987,52 Потери7,011289,4ИТОГО:100,0161276,9

Материальный баланс газофракционной установки не составляем, но бутан-бутиленовая фракция поступает на установку алкилирования. Подобно сероводороду, определим потоки газов, содержащих С 4 Н 8 , I – С 4 Н 10 и Н – С 4 Н 10 :

Пользуясь таблицей 1.3, определим общее количество бутан-бутиленовая фракции:

? С 4 = (0,264 + 0,117)·24000,0 + (0,412 + 0,096)·216000 + (0,034 + 0,016 + +0,048)·178239,7 + (0,106 + 0,158 + 0,061)·866520,0 + (0,111 +0,039)·362878,6 + +(0,012 + 0,2 + 0,352)·131955,8 + (0,028 + 0,012)·213887,6 = 9144 + 109728 + +17467,5 + 281619 + 54431,8 + 74423,1 + 8555,5 = 555368,9 т/год.

% масс. т/годВзято:1 Бутан-бутиленовая фракция100,0555368,9Получено:1 Газ14,077751,62 Пропан2,011107,43 н-Бутан24,5136065,44 Алкилбензин55,0305452,95 Тяжёлый мотоалкилат3,519437,96 Потери1,05553,7ИТОГО:100,0555368,9

Http://fan5.ru/fan52/na52-id=221799.php

Поделиться ссылкой: