Вакуумные дистилляты (вакуумные газойли) выкипают в пределах 350-500 0 С и используются как сырье каталитического крекинга и гидрокрекинга; на нефтеперерабатывающих заводах с масленой переработкой получают несколько (два – три) вакуумных дистиллятов.
Гудрон-остаток вакуумной перегонки выкипает при температуре выше 500 0 С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел.
Характеристика вакуумного газойля (сырья для каталитического крекинга)
Поскольку, темой данного курсового проекта является разработка варианта комплексной переработки Южно – балынской нефти с максимальным выходом топливных дистиллятов, 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 (каталитическому крекингу, коксованию, гидрокрекингу и др.). Проанализировав вышесказанное можно придти к выводу, что фракцию 350-490 0 С нефти необходимо отправить на установку гидрокрекинга. В процессе получаются компонент товарного бензина, легкий газойль, который можно использовать как компонент дизельного топлива летнего. Также на этой установке получают тяжелый газойль, который можно использовать как компонент котельного топлива. Гудрон, полученный из Южно – балыкской нефти на установке АВТ, можно использовать в качестве сырья установки деасфальтизации, а полученный из него битум деасфальтизации отправить на установку замедленного коксования.
Производство нефтепродуктов и нефтехимического сырья из нефти организованно на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Современные нефтеперерабатывающие заводы должны отвечать следующим требованиям:
- обладать высокой пропускной способностью и минимальным числом единичных технологических установок с использованием комбинированных систем; осуществлять комплексную переработку нефти с минимальной долей отходов; обеспечить высокое качество получаемых продуктов при максимальной рентабельности; использовать безотходную технологию с учетом экологических требований.
Переработка нефти на НПЗ осуществляется с помощью различных технологических процессов, которые условно могут быть разделены на следующие группы:
- первичная перегонка нефти; термические процессы; термогидрокаталитические процессы; термокаталитические процессы; процессы переработки нефтяных газов; процессы производства масел и парафинов; процессы производства битумов, пластичных смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода; процессы производства ароматических углеводородов.
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, т. е. 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 оптимального соотношение производимых нефтепродуктов – бензина, реактивного, дизельного, котельного топлива; 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 т. д.; гибкость отдельных процессов, позволяющая при необходимости изменять ассортимент получаемых продуктов [4].
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.
Так, в приложении №1 представлен топливный вариант переработки Южно – балыкской нефти с получением максимального количества топливных дистиллятов.
Сырая нефть поступает на установку ЭЛОУ-АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка), где происходит её обезвоживание, обессоливание и разделение на фракции. Газы после первичной переработки направляются на ГФУ; фракция до 120 0 С направляется на установку вторичной перегонки бензина, фракция 240-350 0 С подается на гидроочистку, потом на депарафинизацию, а затем на станцию смешения дизельного топлива (с получением сортов Л и З). Широкая фракция вакуумного газойля (350-490°С) направляется на установку гидрокрекинга для увеличения выхода светлых нефтепродуктов. Остаток >490 0 С поступает на установку деасфальтизации, затем деасфальтизат идет на установку каталитического крекинга, а битум деасфальтизации идет на установку замедленного коксования.
Газы с каталитического риформинга, гидрокрекинга, каталитической изомеризации и каталитического крекинга идут на ГФУ. Бензиновые фракции этих процессов поступают на станцию смешения бензина.
На установку ГФУ поступают газы различных процессов, где они разделяются на сухой газ и пропан-бутан (ПБ). Сухой газ и пропан-бутан используют как бытовой газ или топливо для заводских печей.
Присутствие гидрокрекинга, даже при наличии установки риформинга, вызывает необходимость в отдельной установке по производству водорода, сырьем для которой служит сухой газ предельной ГФУ.
Для выделения сероводорода из газов могут быть использованы следующие процессы: поглощение растворами этаноламинов, поглощение холодным метанолом, поглощение раствором трикалийфосфата, вакуум – карбонатный метод и др. В связи с тем, что переработке подвергается сернистая нефть, необходимо строительство отдельной установки для производства элементарной серы.
Назначение процесса: обезвоживание и обессоливание нефти и разделение ее на фракции для последующей переработки или использования как товарных нефтепродуктов.
В основе процесса лежит перегонка – физическое разделение нефти на составные части, именуемые фракциями.
Сырая нефть поступает в электродегидраторы установки ЭЛОУ, где проводится обезвоживание и обессоливание с применением деэмульгатора. Затем обессоленная и обезвоженная нефть подается на перегонку в атмосферную колонну. Предпочтительной является схема с предварительной ректификационной колонной частичного отбензинивания нефти и последующей перегонкой остатка в сложной атмосферной колонне. В первой атмосферной колонне происходит частичное отбензинивание нефти с целью уменьшения нагрузки технологических печей по парам. Уходящие сверху этой колонны углеводородный пар охлаждают и конденсируют. Во второй атмосферной колонне происходит разделение нефти на бензиновую фракцию, керосиновую фракцию 120-240 0 С, дизельную фракцию 240-350°С и остаток, разделяющийся в вакуумной колонне на мазут 350-490°С (сырье процесса гидрокрекинга) и гудрон>490°С (сырье процесса деасфальтизации).
На современных НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти, определяют мощность завода в целом и от работы этих установок зависит качество и выход компонентов топлив, а также сырья для вторичных процессов. Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн. т/год, наиболее распространены установки единичной мощности 6 – 8 млн. т/год.
Учитывая то обстоятельство, что по заданию мощность завода по переработке Южно – балыкской нефти составляет 4 млн. т/год, для нормальной работы необходимо установить 1 установку первичной перегонки мощностью 4 млн. т/год. В таблице 13 представлен материальный баланс установки.
Http://freepapers. ru/79/razrabotka-varianta-neftepererabatyvajushhego-zavoda-kompleksnoj/39961.255949.list3.html
Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем развития техники нефтепереработки и потребностями в товарных нефтепродуктах данного экономического района. Различают три основных варианта переработки нефти: 1) топливный; 2) топливно-масляный; 3) нефтехимический (комплексный).
По топливному варианту нефть перерабатывают в основном на моторные и котельные топлива. При одной и той же мощности завода по нефти топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных авиационных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы – каталитический крекинг, каталитический риформинга, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например, коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлено на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.
По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное число технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкупающие выше 350 °C), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метил этил кетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций отбеливающими глинами.
При любом из двух разобранных вариантов переработки нефти следует предусматривать процессы по производству сырья для нефтехимической промышленности: этилена, пропилена, бутиленов, бензола, толуола и др. Из года в год увеличивается доля нефти, используемой как сырье для нефтехимической промышленности.
Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимических продуктов и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями.
Выбор того или иного варианта переработки нефти, а, следовательно, и схемы промышленной установки первичной переработки нефти, обусловлен качеством исходной нефти и зависит также от ассортимента намеченных к выработке продуктов с заданными интервалами выкипания.
Экономически целесообразным вариантом переработки Серноводской нефти является топливный, в связи с недостаточным содержанием в ней масляных фракций. Исходя из шифра нефти (1.2.2.4.1.) и для получения выбранных конечных продуктов с приведенными выше свойствами, выберем трехступенчатую схему атмосферно – вакуумной перегонки нефти. В основу разрабатываемой схемы положим одну из промышленных схем АВТ с трехкратным испарением.
Нефть будет подвергаться предварительному обезвоживанию и обессоливанию, поэтому блок ЭЛОУ опускаем.
По принятой схеме нефть проходит три ступени перегонки: предварительной отбензинивание, собственно разделение на фракции и последующую вакуумную перегонку мазута.
1. УВ газ, выделяемый из нефти, содержит значительное количество пропана и бутана, частично пентана. Этот газ направляется на ГФУ. Полученные из него фракции используют как бытовые и промышленные топлива, сырье на установках пиролиза, алкилирования (получения алкил – бензина). Полимеризации (получения полимер – бензина).
2. Бензиновая фракция (28-180°C). В основном подвергается вторичной перегонке с получением фракций.
3. Керосиновая фракция (180-240°C) используется для получения реактивных топлив, а также в качестве осветительного керосина.
4. Дизельных фракции (240-350°C) используется для производства различных сортов дизельных топлив.
5. Мазут (остаток выше 350°C) используется для получения котельного топлива, а также в качестве сырья установок термокрекинга.
6. Вакуумный газойль(350-500°C) используется в качестве сырья установок каталитического крекинга для получения высокооктановых бензинов.
7. Гудрон (остаток выше 500°C) используется в качестве сырья установок термокрекинга.
Обезвоженная и обессоленная нефть насосом Н-1 прокачивается через теплообменники Т-1 и Т-2, где она нагревается до температуры 180-200 °С, в простую отбензинивающую колонну К-1 на разделение. От нефти отбирают низкокипящие фракции. Давление газов поддерживается в колонне чуть выше атмосферного. Сверху колонны отбирают пары бензиновой фракции с растворенными углеводородными газами, которые далее отделяют от фракции. Часть бензиновой фракции подается обратно в колонну, в качестве холодного орошения, а балансовое количество выводится с установки. Остатком отбензинивающей колонны является отбензиненная нефть, которая подается в печь П-1, где доиспаряется и нагревается до температуры 350 °С и далее поступает в сложную колонну К-2. Часть отбензиненной нефти возвращается в простую колонну К-1 в качестве горячей струи. В сложной ректификационной колонне К-2 отбирают три дистиллята, сверху колонны отбирают пары легкой керосиновой фракции и воды, которые охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, доохлаждаются в конденсаторе – холодильнике и поступают в емкость-водоотделитель. Часть легкой керосиновой фракции возвращается в колонну К-2 в качестве орошения, а балансовое количество выводится с установки. Тяжелая керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки через боковые погоны, которые поступают в теплообменники Т-1 и Т-2, где отдают свое тепло нефти, доохлаждаются в АВО-3 и АВО-4 и выводятся с установки. Остатком сложной ректификационной колонны является мазут, который поступает в печь П-2, где нагревается до температуры 420 ° С и поступает в вакуумную колонну К-3. Температура в печи П-2 поддерживается в пределах 420 ° С во избежание термического разложения молекул. В вакуумной колонне К-3 работает специально вакуум создающая аппаратура. Сверху колонны пароструйным эжектором через барометрический конденсатор выводятся пары – разложения. Вакуумный газойль выводится боковыми погонами, остатком вакуумной колонны является гудрон, который охлаждается до температуры 20-40° С в холодильнике погружного типа и выводится с установки, (рис.3.1).
Http://him. bobrodobro. ru/1529
При топливном варианте технологическая схема завода разрабатывается с учетом получения максимальных выходов топлив заданного состава и качества и в остатке получают котельное топливо. При топливно-масляном варианте технологическую-схему завода разрабатывают, исходя из заданного количества и качества масел, хотя при этом проектируется также выработка топлив заданного количества и качества, но в зависимости от выработки масел. [16]
Для производства смазочных масел используют нефти с высоким выходом и качеством масляных фракций. Их перерабатывают по топливно-масляному варианту. [17]
Переработка высокопарафинистой нефти типа мангышлакской по топливно-масляному варианту обеспечивает получение высокоиндексных товарных масел, дорожных битумов улучшенного качества на базе асфальта деасфальтизации гудрона и экстратов селективной очистки остаточных масел, а также малосернистого электродного кокса. Дизельное топливо вырабатывается с помощью частичной депарафинизации фракции 250 – 350 С. [19]
Состав и выход продуктов прямой гонки зависит от типа процесса и состава перегоняемой нефти. В табл. 7.1 приведен выход дистиллятов прямой гонки нефти по топливно-масляному варианту процесса. [20]
Этим на установках АВТ достигается большая глубина переработки нефти, нежели на установках AT. На рис. 7.4 представлена технологическая схема установки АВТ, работающей по топливно-масляному варианту. [22]
В зависимости от варианта переработки нефти получают различный ассортимент топливных и масляных фракций. На установках AT при неглубоком топливном варианте и на атмосферных блоках установок АВТ по топливно-масляному варианту переработки получают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции; при глубоком топливном варианте переработки нефти на атмосферном блоке установки АВТ получают бензиновые и керосино-газойлевые фракции. Утяжеленный по составу мазут подвергается дальнейшей переработке на блоках вакуумной перегонки с получением одной или нескольких масляных фракций и гудрона. [23]
Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. При глубокой переработке стремятся получить максимальный выход суммы светлых, при неглубокой – котельных топлив; в последнем случае установка первичной перегонки состоит только из атмосферной части. По топливно-масляному варианту переработки в вакуумной колонне отбирают три – четыре масляные фракции. Как при топливном, так и при нефтехимическом вариантах переработки нефти, в схему АВТ включают вторичную перегонку бензина с получением сырья для каталитического риформинга или для выделения бензольной, толуолыюй и кси-лольной фракций. [24]
Нефть Долно-Дыбникского месторождения имела низкое содержание серы, силикагельных смол и асфальтенов и сравнительно высокое содержание твердых углеводородов. С целью переработки нефти, добываемой из этого месторождения, в г. Плевене началось строительство нефтехимического комбината – НХК-Плевен по топливно-масляному варианту, который был введен в эксплуатацию 25 марта 1971 г. Производительность завода по переработке – около 1 млн. т в год особых видов нефти для производства широкого ассортимента масел и битумов. Все технологические установки, кроме установки каталитического риформинга, были построены по советским проектам. [25]
Http://www. ngpedia. ru/id335105p2.html
Состав и основные виды нефти по углеводородным составом. Фракционный состав и содержание воды и примесей в нефти. Процесс первичной перегонки: типы установок, сырье и продукты. Выбор технологической схемы переработки: простой, сложной, с водяным паром, в вакууме.
Нефть и газ занимают ведущее место в топливно – энергетическом балансе подавляющего большинства стран мира и играют чрезвычайно важную роль в их экономике и политике. Из нефти получают широкую гамму различных топлив – от сжиженных газов и бензинов в тяжелых котельных топлив. Однако значение нефти и газа выходит далеко за пределы ведущих энергоносителей. Нефть и газ используются как сырье для производства большого количества химических продуктов (этилена, пропилена, ароматических углеводородов и т. д.), а также различных минеральных масел, парафинов, битумов, кокса и других ценных видов продукции.
Основное направление развития нефтеперерабатывающей промышленности заключается в обеспечении дальнейшего углубления переработки нефти и существенному увеличены производства высоко качественных моторных топлив, минеральных масел, пластичных смазок, а также сырья для химической, нефтехимической и микробиологической отраслей. Для этого требуется внедрение новейших технологий, а также нужно не забывать о экологические факторы.
Использование углеводородного нефтехимического сырья позволило высвободить значительные количества пищевых продуктов – зерна, картофеля, сахарной свеклы, растительных масел и животных жиров, которые тратились раньше для химической переробки. У металлургической промышленности применение природного газа привело к повышению производительности доменных и мартеновских печей и позволило сэкономить более 30 % дорогого кокса.
По топливному варианту нефть перерабатывают в основном на моторные и котельные палива. Пры одной и той же мощности завода по нефти топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглибокою. Пры глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных авиационных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предполагается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрона получают высококачественные легкие моторные палива. Сюды относятся каталитические процессы – каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистки, а также термические процессы, например коксования. Переработка промышленных газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинив. Пры неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.
За топливно-масляного варианта переработки нефти наряду с топливом получают масла. Для производства масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. У этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Оливни фракции (фракции, выкипающих выше 350 ° С), выделенные из нефти, сначала подвергают очистке селективными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низькоиндексни углеводороды, затем проводят депарафинизацию с помощью смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для снижения температуры застывания масла.
За последние годы в технологии производства масел все больше внедряются процессы гидроочистки вместо селективной очистки. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние промышленные, тракторные и др) – Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуются деасфальтизат и асфальт. Деасфальтизат подвергают дальнейшей обработке, подобно масляной дистилляты, а асфальт перерабатывают в битум и кокс.
При любом из двух разобранных вариантов переработки нефти следует предусматривать процессы по производству сырья для нефтехимической промышленности: этилена, пропилена, бутилена, бензола, толуола, ксилолов и ин. З года в год увеличивается доля нефти, которая используется как сырье для нефтехимической промышленности.
Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимических продуктов и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовкладеннями. В последние годы наблюдается тенденция к строительству крупных нефтеперерабатывающих комбинатов с достаточно широким применением процессов нафтохимии. Нафтохимичний вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых кроме выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложные физико-химические процессы, связанные с крупнотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикатов.
Поставщиками олефинов на таких заводах является главным образом установки пиролиза; процессы термического крекинга и коксования значительно уступают им в этом видношенни. Сировиною для процессов пиролиза служат сухие газы нефтепереработки, низкооктановые газовые бензины, рафинат из установок по извлечению ароматических углеводородов с катализата риформинга. Производство ароматических углеводородов осуществляется на специальных установках каталитического риформингу. Нормальни парафиновые углеводороды получают из установок карбамидной депарафинизации дизельных топлив, а изопарафиновых – с установок изомеризации нормальных парафиновых углеводородов (бутана, пентана и др.)
Волгоградская область расположена на юго – востоке Русской платформы в районе сообщения юго – восточного склона Воронежского свода, Прикаспийской впадине и на юге вала Карпинского. Все известные в Волгоградской области место рождения нефти и газа распологается в правобережной части области, в основном в северных и центральных ее районах.
Большинство место рождений области относятся ко многому пластовых. Нефтяные впадины причислены, как правило, в каменноугольной и девонской системы. Перспективы развития нафтогазодобуваючои промышленности Волгоградской области связаны с Приволжинською моноклипалью, расположенной между Доно – Медвежицьким валом на впадине и р. Волги на востоке.
Залежи встретить в юрских, камяновугельних и девонских отложениях. В северо – восточной части Терсинськои впадины розтошоване Кленовского место рождения, начало промышленности приходится на 1962. Место рождения приурочено к Кленовского поднятия, продуктивным является бобриковского горизонта.
На данном заводе перерабатывается Кленовськпа нефть. В нижеследующих таблицах представлены физические и химические характеристики данной нефти, а также отдельных ее фракций.
Сырая Кленовского нефть поступает на завод где она делится на 2 потока, каждый из которых подается на объединенные установки ЕЛЗУ-АВТ мощностью 3,2 млн. т / год, 4,0млн. т / год. На этих установках нефть, прежде всего, знесолюеться и обезвоживается, а затем на блоке АВТ-1 делится на фракции газ, п. к.-140 ° С, 140 ° С-240 ° С, 240 °-350 С, 350? С – 480?
480 ° С, с ЕЛЗУ-АВТ-3,2, ЕЛЗУ-АВТ-4, подаем на установку коксования предназначенной для получения нефтяного кокса и дистиллята широкого фракционного состава из тяжелых нефтяных остатков. В результате получаются следующие продукты: газы, С3 – С4 – используется как сырье для установки ГФУ непредельных углеводородов, бензин – поступает на компаундирования бензинов, легкий газойль – поступает на гидроочистку дизельных топлив, тяжелый газойль – как компонент котельного топлива и нефтяной кокс.
Фракцию 85 ° С-180 ° С с ВПБ-2 подаем на установку каталитического риформинга которая предназначена для получения высокооктанового компонента бензиновых фракций. Особливистю этого процесса также является то, что мы получаем дешевый водный содержащий газ. Продуктами каталитического риформинга являются: сухой газ – используется как топливный газ для собственных нужд завода, С3 – С4 – используется как сырье установки ГФУ насыщенных углеводородов, катализата – высокооктановый компонент бензина поступает на компаундирования бензинов, ВВГ – используется для гидрогенизационных процессов завода, Н2S – используется как сырье для производства серы.
Фраккции 62 – 85 ° С, 85-105 ° С, 105-140 ° С направляем на ароматический риформинг, предназначенной для получения индивидуальных ароматических углеводородов. Продуктами этого процесса являются: бензол, толуол, ксилолы – товарные продукты, сухой газ – используется как топливный газ для собственных нужд завода. С3 – С4 – используется как сырье для установки ГФУ насыщенных углеводородов, ВВГ – используется для гидрогенизационных процессов завода, риформат – поступает на компаундирования бензинов, Н2S – используется как сырье для производства серы.
Фракцию п. к.-62 ° С с ВПБ-1 и ВПБ-2 объединяют в один поток и подают на установку каталитической изомеризации, которая предназначена для получения высокооктановых компонентов бензиновых фракций. Продуктами изомеризации являются: сухой газ – используется как топливный газ для собственных нужд завода, изомеризат – высокооктановый компонент бензина поступает на компаундирования бензинов.
Фракция 350-480 ° С, с АВТ-1 и АВТ-2 поступает на установку каталитического крекинга. Назначение этой установки это получение высококачественного компонента бензина путем переработки тяжелой нефтяного сырья. Процесс каталитического крекинга способствует увеличению глубины переработки нефти. Продуктами каталитического крекинга являются: сухой газ, С3 – С4 – используется как сырье для установки ГФУ непредельных углеводородов, бензин – поступает на компаундирования бензинов, легкий газойль – поступает на компаундирования дизельных топлив, тяжелый газойль – товарный продукт котельное топливо.
Фракцию 240? -350 ° С с АВТ-1 и фракцию 200? -350? С с АВТ-2 объединяют в один поток и подают на установку гидроочистки дизельных топлив, поскольку содержание серы в данных фракциях превышает допустимый их содержание в товарных нефтепродуктах. ВВГ. Продуктами гидроочистки является газы – используется как топливный газ для собственных нужд завода, отдает – поступает на компаундирования бензинов, Н2S – используется как сырье для производства серы и гидрогенизат – поступает на компаундирования дизельных топлив.
Сырьем для ГФУ насыщенных является С3 – С4 из ароматического и каталитического риформинга, газ и головка стабилизации с АВТ. Продуктами установки ГФУ насыщенных являются: сухой газ – используется как топливный газ для собственных нужд завода, пропан, н-бутан, и-бутан – сырье для установки алкилирования, С5 + – поступает на компаундирования бензинов
Сырьем для ГФУ ненасыщенных является С3 – С4, с коксования и каталитического крекинга. Продуктами установки ГФУ ненасыщенных являются: сухой газ – используется как топливный газ для собственных нужд завода, пропан пропиленовая фракция, бутан-бутиленовая фракция – сырье для установки алкилирования, С5 + – поступает на компаундирования бензинов.
Бутан-бутиленовая фракция с ГФУ ненасыщенных и часть и бутана с ГФУ насыщенных поступает на установку алкилирования, назначение которой получения высокооктанового компонента бензина. Продуктами этой установки являются: легкий щелочное – поступает на компаундирования бензинов, тяжелый щелочное – поступает на компаундирования дизельных топлив, бутан – поступает как компонент сжиженных газов.
Для получения реактивного топлива мы используем фракцию 140? -240 ° С, с АВТ-1, поскольку содержание серы в данной фракции удовлетворительное то мы ее сразу отправляем на получение реактивного топлива.
На заводе есть установки для работы которых необходим ВВГ. Того ВВГ, что выделяется на каталитическом и ароматическом риформинга достаточно, избыток направляем в топливный газ.
Весь Н2S, который выделился из различных установок на заводе, собираем в один поток и направляем на установку производства серы. В результате мы получаем товарный продукт – серу.
Топливные компоненты бензина и дизельного топлива, полученные в различных технологических процессах, направляют на установки компаундирования, где смешиванием из них получают заданное количество и ассортимент топлив.
На данном заводе продуктами установки компаундирования бензинов являются: бензин А-80 – товарный продукт, бензин А-92 – товарный продукт, бензин А-95 – товарный продукт.
С установки компаундирования дизельных топлив выпускают дизельное топливо Л-0,05-62 – товарный продукт, Из 0,05 – (- 25) – товарный продукт.
В данном курсовом проекте разработан технологическую схему переработки Кленовского нефти по топливным вариантом с производительностью 7,20 млн. Т / год. Были применены следующие параметры: объединенные установки ЕЛЗУ-АВТ и ВПБ для обезвоживания, обессоливания и разгонки сырой нефти, ГФУ насыщенных и ненасыщенных углеводородов для разделения нафтозаводських газов, изомеризации легких бензиновых фракций для получения высокооктанового компонента бензину – изомеризата, кат. риформинга топливный и ароматический для повышения ОЧ бензина и получения индивидуальных ароматических углеводородов, кат. крекинга для получения высококачественного бензина с тяжелой нефтяного сырья, коксование для получения кокса, дополнительного количества бензина и диз. топлива из тяжелых нефтяных остатков.
В результате мы получаем следующие продукты: топливный газ-для внутренних потребностей и как товарный продукт, сжиженные газы, бензины марок А-80, А-92, А-95, дизтоплива марок Л-0,2-62, С-0,2 – (- 25), ароматические углеводороды бензол и толуол и ксилол, реактивное топливо ТС-1, котельное топливо, элементная сера и нефтяной кокс.
2. Топлива, смазочные материалы, технические жидкости.: Справочное издание / Под ред. В. М. Школьникова. – М.: Химия, 1989.
4. Комплексный курсовой проект по технологии переработки нефти и газа: Методические указания / составитель В. И. Антонишин. – Л.: ЛПИ, 1991.
5. Коксование нефтяного сырья: Методические указания к курсовому и дипломному проектированию / составители В. В. Гуменецкий, Б. В. Ивах. – Л.: ЛПИ, 1998.
6. Технология первичной переработки нефти и газа: Методические указания / составители П. И. Топольницкий, А. Н. Мацяк, В. Я. Максимик. – Л: НУЛП, 2004.
7. Оформление графической части курсовых и дипломных проектов: Методические указания к самостоятельной работе / сост. В. И. Антонишин, В.
Http://gymnaz. ru/re_%D0%A0%D0%B0%D0%B7%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B0+%D1%82%D0%B5%D1%85%D0%BD%D0%BE%D0%BB%D0%BE%D0%B3%D0%B8%D1%87%D0%B5%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B9+%D1%81%D1%85%D0%B5%D0%BC%D1%8B+%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B8+%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8+%D0%B7%D0%B0+%D1%82%D0%BE%D0%BF%D0%BB%D0%B8%D0%B2%D0%BD%D1%8B%D0%BC+%D0%B2%D0%B0%D1%80%D0%B8%D0%B0%D0%BD%D1%82%D0%BE%D0%BC+%D0%BD%D0%B0+%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4%D0%B5
Реактивном топливе (120-240°С) – 0,04, в дизельном топливе (240-350°С) — 0,68; – выход фракций до 350 о С – 22,3 % мас. отвечает 3 типу; – потенциальное содержание базовых масел на нефть – 13,6 % мас. отвечает 4 группе, на мазут – 81,0 % масс.; – индекс вязкости базовых масел — 85-89,9 отвечает 3 подгруппе; – содержание парафинов в нефти – 1,75 % мас. отвечает 2 виду. Таким образом, шифр Северо-Мубарекская нефти 2.3.4.3.2 – нефть сернистая, с низким содержанием светлых дистиллятов (менее 45% мас.), низкопотенциальным содержанием базовых масел с ИВ от 85 до 89,9% менее 15% мас. на нефть, среднепарафинистая.
Шифр нефти является ее технологическим паспортом, определяющим направление переработки (на топлива или на масла), необходимый набор технологических процессов для получения товарных нефтепродуктов.
Выбор ассортимента нефтепродуктов, на которые разгоняется нефть при первичной перегонке, обусловлен составом и свойствами нефти и ее фракций, потребностями в тех или иных нефтепродуктах и традиционными схемами переработки нефтяных фракций, или вариантами переработки нефти.
В настоящее время применяются четыре варианта переработки нефти:
2. топливный вариант с глубокой переработкой, при реализации которого мазут также подвергается переработке с получением дополнительных количеств топливных фракций;
3. топливно-масляный – при этом из светлых фракций производятся преимущественно топлива, а мазут разделяется на узкие фракции, из которых производятся масла;
4. топливно-нефтехимический вариант, включающий помимо стандартных установок, установки производства нефтехимической продукции.
В настоящее время топливный вариант с неглубокой переработкой применяется редко, так как экономически нерационально терять ценные светлые фракции, которые можно получить при использовании процессов углубленной переработки.
Для реализации масляного варианта переработки нефти необходимо выполнение следующих требований: – выход каждой масляной фракции не менее 8,0 % на нефть и их индекс вязкости должен быть не меньше 85 пунктов.
На основании физико – химических свойств Северо-Мубарекской нефти (таб. 1.1 – 1.10) выбираем топливный вариант с глубокой переработкой нефти для проектируемого НПЗ.
При переработке нефти по топливному варианту на НПЗ необходимо организовать в основном производство различных топлив – автомобильных и авиационных бензинов, реактивных, дизельных и котельных топлив, малосернистого кокса, битума и т. п.
Выбор ассортимента получаемых топлив начнем с выявления возможности получения реактивного топлива из данной нефти, так как количество
Http://vunivere. ru/work31672
5.3 Расчет материального баланса установки гидроочистки вакуумного газойля
5.4 Расчет материального баланса установки каталитического крекинга RCC
5.5 Материальный баланс установки термополиконденсационного процесса «Юрека»
5.6 Расчет материального баланса установки гидродепарафинизации дизельного топлива
5.7 Расчет материального баланса установки гидроочистки легких газойлей
5.8 Расчет материального баланса установки каталитического риформинга с целью получения базового компонента бензина Премиум Евро-95
5.9 Расчет материального баланса установки каталитического риформинга с экстракцией бензола
5. 10 Расчет материального баланса газофракционирования предельных углеводородов
5. 12 Расчет материального баланса газофракционирования непредельных углеводородов
5. 14 Расчет материального баланса установки компаундирования бензина
Расчетно — пояснительная записка курсовой работы содержит 41 стра-ниц, 2 рисунка, 27 таблиц,
НЕФТЬ, ПОТОЧНАЯ СХЕМА, НЕФТЕПРОДУКТЫ, НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД, МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС
Цель курсовой работы: дать обоснование варианта переработки нефти, разработать поточную схему и рассчитать товарный баланс нефтеперерабатывающего завода.
В курсовой работе подробно изучены характеристики нефти, определены потенциальные содержания нефтепродуктов. На основе этих данных выбран и обоснован вариант переработки нефти. Определен набор технологических процессов, который обеспечит получение нефтепродуктов заданного ассортимента, рассчитаны материальные балансы технологических установок и товарный баланс нефтеперерабатывающего завода.
Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают четыре основных варианта переработки нефти:
По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При неглубокой переработке нефти отбор светлых нефтепродуктов составляет не более 40 — 45%, а выработка котельного топлива достигает 50 — 55% на исходную нефть. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится кминимуму.
Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка– гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. Более перспективным является вариант глубокой переработки нефти, при котором выход светлых нефтепродуктов составляет 65% на нефть, а котельное топливо (мазут) вырабатывается только для обеспечения собственных нужд НПЗ.
По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. Попутно с получением масел производят парафины и церезин, а из асфальтов и экстрактов, являющихся также продуктами установок очистки масел, получают битумную продукцию и нефтяной кокс.
Топливно-нефтехимический вариант переработки нефти предусматривает не только получение широкого ассортимента топлив, но и развитие нефтехимического производства. Нефтехимические производства используют в качестве сырья: прямогонный бензин, ароматические углеводороды, жидкие и твердые парафины. При переработке этого сырья получается целая гамма нефтехимической продукции: этилен и полиэтилен, дивинил и изопрен, бутиловые спирты и ксилолы, фенол и ацетон, стирол и полимерные смолы.
Сырьем проектируемого НПЗ является Сосновская нефть. Она является высокосернистой, средней, высокопарафинистой. Состав и физико — химические свойства нефти приведены в таблице 1.1.
Http://saratov-ouk. ru/work/104469/Varianty-pererabotki-nefti
5.3 Расчет материального баланса установки гидроочистки вакуумного газойля
5.4 Расчет материального баланса установки каталитического крекинга RCC
5.5 Материальный баланс установки термополиконденсационного процесса «Юрека»
5.6 Расчет материального баланса установки гидродепарафинизации дизельного топлива
5.7 Расчет материального баланса установки гидроочистки легких газойлей
5.8 Расчет материального баланса установки каталитического риформинга с целью получения базового компонента бензина Премиум Евро-95
5.9 Расчет материального баланса установки каталитического риформинга с экстракцией бензола
5. 10 Расчет материального баланса газофракционирования предельных углеводородов
5. 12 Расчет материального баланса газофракционирования непредельных углеводородов
5. 14 Расчет материального баланса установки компаундирования бензина
Расчетно — пояснительная записка курсовой работы содержит 41 стра-ниц, 2 рисунка, 27 таблиц,
НЕФТЬ, ПОТОЧНАЯ СХЕМА, НЕФТЕПРОДУКТЫ, НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД, МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС
Цель курсовой работы: дать обоснование варианта переработки нефти, разработать поточную схему и рассчитать товарный баланс нефтеперерабатывающего завода.
В курсовой работе подробно изучены характеристики нефти, определены потенциальные содержания нефтепродуктов. На основе этих данных выбран и обоснован вариант переработки нефти. Определен набор технологических процессов, который обеспечит получение нефтепродуктов заданного ассортимента, рассчитаны материальные балансы технологических установок и товарный баланс нефтеперерабатывающего завода.
Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают четыре основных варианта переработки нефти:
По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При неглубокой переработке нефти отбор светлых нефтепродуктов составляет не более 40 — 45%, а выработка котельного топлива достигает 50 — 55% на исходную нефть. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится кминимуму.
Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка– гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. Более перспективным является вариант глубокой переработки нефти, при котором выход светлых нефтепродуктов составляет 65% на нефть, а котельное топливо (мазут) вырабатывается только для обеспечения собственных нужд НПЗ.
По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. Попутно с получением масел производят парафины и церезин, а из асфальтов и экстрактов, являющихся также продуктами установок очистки масел, получают битумную продукцию и нефтяной кокс.
Топливно-нефтехимический вариант переработки нефти предусматривает не только получение широкого ассортимента топлив, но и развитие нефтехимического производства. Нефтехимические производства используют в качестве сырья: прямогонный бензин, ароматические углеводороды, жидкие и твердые парафины. При переработке этого сырья получается целая гамма нефтехимической продукции: этилен и полиэтилен, дивинил и изопрен, бутиловые спирты и ксилолы, фенол и ацетон, стирол и полимерные смолы.
Сырьем проектируемого НПЗ является Сосновская нефть. Она является высокосернистой, средней, высокопарафинистой. Состав и физико — химические свойства нефти приведены в таблице 1.1.
Http://referat. bookap. info/work/104469/Varianty-pererabotki-nefti
Прямая перегонка нефти представляет собой процесс разделения ее на отдельные фракции, отличающиеся между собой в первую очередь температурой кипения. Для этого нефть нагревают, а образующиеся пары отбирают и конденсируют по частям. В результате перегонки получают топливные дистилляты и остаток, называемый мазутом, который в дальнейшем может быть использован для химической переработки или получения смазочных масел.
Процесс прямой перегонки нефти проводят на установках непрерывного действия, позволяющих в едином технологическом процессе осуществить испарение и фракционирование дистиллятов. Процесс разделения нефти на топливные дистилляты и затем мазута на масляные дистилляты происходит следующим образом.
Подаваемая насосом 2 нефть под давлением около 1 МПа поступает в небольшую испарительную колонну 3, откуда легкокипящая часть идет в ректификационную колонну 5, а основная масса поступает в трубчатую печь 4. Нефть, проходя по змеевику, плавно нагревается поточными газами, до температуры 330 … 350 °C, а затем частично испаряется. Смесь паров нефти и неиспарившейся ее части из змеевика трубчатой печи поступает в ректификационную колонну 5.
Пары нефти поднимаются в верхнюю часть колонны, которая разделена металлическими тарелками с отверстиями 6, прикрытыми колпачками. Поднимающаяся вверх в колонне смесь паров нефти охлаждается и конденсируется на соответствующих тарелках. Сверху колонны подается орошение; в качестве оросителя используется часть легкокипящей фракции.
В результате первой перегонки получают топливные дистилляты при соответствующих температурах нагрева: бензиновый – 40 … 200 °С; керосиновый – 140 … 300 °С; газойлевый – 250 … 350 °С. В остатке получают мазут, который далее используют для получения масляных дистиллятов по аналогичной схеме, только мазут нагревают до температуры 420 … 430 °С.
После отгона из мазута масляных дистиллятов в остатке получают гудрон или полугудрон. Применяя глубокую обработку гудронов и полугудронов серной кислотой получают высоковязкие оста – точные смазочные масла (в основном авиационные).
6. Разработать поточную схему переработки нефти Западной Сибири с получением ароматических углеводородов.
7. Разработать поточную схему переработки Узеньской нефти по топливному варианту, предусмотрев максимальную выработку высокооктановых бензинов.
8. Разработать поточную схему переработки Марковской нефти, предусмотрев возможность получения наибольшего выхода светлых нефтепродуктов.
9. Разработать поточную схему глубокой переработки Тенгизской нефти с целью получения максимального отбора светлых нефтепродуктов.
10. Разработать поточную схему глубокой переработки нефти Туркмении с получением моторных масел.
11. Разработать поточную схему переработки Западно-Сургутской нефти с максимальной выработкой топливных дистиллятов.
12. Разработать потомчную схему переработки мазута нефти Западной Сибири, предусмотрев расширение сырьевой базы каталитического крекинга.
13. Разработать поточную схему переработки Усть-Балыкской нефти по топливному варианту, предусмотрев максимальную выработку высокооктановых бензинов.
14. Разработать поточную схему переработки сернистой, смолистой нефти с максимальным получением автобензинов.
15. Разработать поточную схему переработки Эхбинской нефти (остров Сахалин).
16. Разработать топливный вариант завода по переработке Самотлорской нефти.
17. Разработать поточную схему переработки нефти, предусмотрев возможность получения наибольшего выхода светлых нефтепродуктов.
18. Разработать поточную схему переработки нефти Западной Сибири, предусмотрев максимальное производство кокса.
19. Разработать поточную схему неглубокой переработки Кумкольской нефти.
20. Разработать поточную схему глубокой переработки Шпаковской нефти.
21. Разработать поточную схему переработки мазута нефти Западной Сибири, предусмотрев расширение сырьевой базы каталитического крекинга.
22. Разработать поточную схему глубокой переработки сернистой нефти по топливному варианту с использованием процесса гидрокрекинга.
23. Разработать поточную схему переработки тяжелой смолистой нефти, включив в нее процессы, позволяющие получение игольчатого кокса.
24. Разработать поточную схему переработки Жетыбайской нефти по топливному варианту, предусмотрев максимальную выработку высокооктановых бензинов.
При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатывают на моторные и котельные топлива. Переработка нефти на НПЗ топливного профиля может быть глубокой и неглубокой. Тех схема НПЗ с неглубокой переработкой отличается небольшим числом тех процессов и небольшим ассортиментом нефтепродуктов. Выход моторных топлив по этой схеме на превышает 55-60% масс и зависит в основном от фракционного состава нефтяного сырья. Выход котельного топлива составляет 30-35% масс.
При глубокой переработке стремятся получить максимально высокий выход высококачественных моторных топлив путем вовлечения в их производство остатков атмосферной и вакуумной перегонок, а также нефтезаводских газов. Выход котельного топлива в этом варианте сводиться к минимуму. Глубина переработки нефти при этом достигает до 70-90% масс.
25. Разработать поточную схему переработки Кенькиякской нефти по топливному варианту с целью максимального отбора светлых нефтепродуктов.
26. Разработать поточную схему переработки Самолорской нефти с получением максимального количества авиакеросинов.
27. Разработать топливный вариант схему переработки нефти мощностью 6 млн. т/год на базе комбинированной установки ЛК-6У. Составить генеральный план предприятия.
Http://studopedia. info/5-61250.html
Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к способам глубокой переработки нефти с получением дизельного топлива. Изобретение относится к способу переработки нефти, включающему фракционирование нефти с получением газа, бензиновой и дизельной фракций, тяжелого газойля и гудрона, каталитическую гидроконверсию гудрона с получением газа, бензиновой и дизельной фракций и тяжелого газойля, а также остатка каталитической гидроконверсии, перерабатываемого с получением концентрата ванадия и никеля, переработку суммы тяжелых газойлей с получением дополнительного количества бензиновых и дизельных фракций, а также переработку суммы дизельных фракций известными способами с получением дизельного топлива. Сумму газов перерабатывают путем очистки от сероводорода и каталитической дегидроциклодимеризацией по меньшей мере части очищенного газа, переработку суммы тяжелых газойлей осуществляют путем термической конверсии совместно с суммой бензиновых фракций и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации с получением газа, бензиновой и дизельной фракций и остатка термической конверсии, бензиновую фракцию термической конверсии подвергают каталитической олигомеризации с получением дополнительного количества дизельной фракции и рецикловой бензиновой фракции, при этом каталитической гидроконверсии подвергают гудрон в смеси с остатком термической конверсии, а остаток каталитической гидроконверсии используют совместно с балансовой частью очищенного газа в качестве топлива для получения энергии для собственных нужд, а также в качестве сырья для выработки водорода. Технический результат – переработка нефти с получением в качестве монопродукта дизельного топлива с высоким выходом, а также независимость переработки нефти от сторонних источников электроэнергии и топлива. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности, в частности к способам глубокой переработки нефти с получением моторных топлив, преимущественно, дизельных.
В настоящее время остро стоит задача глубокой переработки нефти с максимальной выработкой дизельного топлива как наиболее востребованного вида моторных топлив. Известные способы переработки нефти не позволяют перерабатывать нефть с получением только дизельного топлива, а также требуют расхода большого количества энергоресурсов со стороны – до 50-60 кВт·ч электроэнергии и до 70-80 кг топлива на 1 тонну переработанной нефти.
Известен способ переработки нефти [RU 2208626, опубл. 20.07.2003 г., МПК C10G 69/02], который включает нагрев и разделение нефти на фракции: газовую, широкую нефтяную с концом кипения не выше 350°C и тяжелую, с последующим гидрокрекингом последней с получением широкой фракции гидрокрекинга с концом кипения не выше 350°C и тяжелой фракции гидрокрекинга. Широкую нефтяную фракцию и широкую фракцию гидрокрекинга подают в реактор с неподвижным слоем цеолитсодержащего катализатора, полученные обессеренные фракции фракционируют с получением газа, пропан-бутановой, бензиновой и дизельной фракций – компонентов моторных топлив.
Недостатками способа является низкий выход дизельной фракции (до 20% масс. на сырье), а также высокий выход малоценных остаточных продуктов (остатка гидрокрекинга) – до 26% масс.
Известны способы глубокой переработки нефти, позволяющие увеличить выход дизельного топлива [Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. Под редакцией Б. И. Бондаренко, М.: Изд-во РГУ, 2003 г. – 201 с.], включающие фракционирование нефти с получением в том числе дизельной фракции, вакуумного (тяжелого) газойля и гудрона, последующий раздельный гидрокрекинг тяжелого газойля и гудрона с получением дополнительного количества дизельных фракции и дальнейшую переработку суммы дизельных фракций известными методами с получением 50-55% дизельного топлива.
Недостатком известных способов является невысокий выход дизельного топлива.
Наиболее близким аналогом изобретения, принятым в качестве прототипа, является способ комплексной безотходной переработки углеводородного сырья [X. Кадиев, Дж. Заркеш. Новая технология комплексной безотходной переработки углеводородного сырья. 5-я конференция и выставка России и стран СНГ по технологиям переработки нефтяных остатков, Москва, 23-24.04.2010, с.21], включающий фракционирование нефти на газ, бензино-дизельные дистилляты, вакуумный (тяжелый) газойль и гудрон, легкий гидрокрекинг тяжелого газойля с получением дополнительного количества бензино-дизельных дистиллятов и тяжелого газойля, каталитический крекинг тяжелого газойля с получением дополнительного количества газа (пропан-пропиленовой и бутан-бутиленовой фракций), бензиновой фракции, легкого газойля, рециркулируемого на стадию гидроконверсии, и тяжелого газойля (остатка) каталитического крекинга, выводимого в качестве продукта, гидроконверсию гудрона в смеси с легким газойлем с получением газа, бензино-дизельных дистиллятов, тяжелого газойля, а также золы ванадия и никеля, а также переработку полученных бензино-дизельных фракций известными способами с получением бензина и дизельного топлива.
Недостатком известного способа является то, что он не позволяет получать дизельное топливо с высоким выходом. Так, согласно балансу гидроконверсии карбоновой нефти [Д. М. Уодсворт, С. Н. Хаджиев. Технология переработки остатков ШЛГ-ИНХС РАН для России. Москва, 22.06.2011, 15 с.] технология позволяет получить около 68,2% дизельного топлива. Способ также требует расхода 70,6-72 кг природного газа на 1 тонну перерабатываемой нефти и значительного количества электроэнергии со стороны.
Задача изобретения – безостаточная переработка нефти с выработкой монопродукта – дизельного топлива с высоким выходом, а также энергонезависимость переработки от сторонних источников электроэнергии и топлива.
Технический результат, который может быть достигнут при осуществлении способа:
– безостаточная переработка нефти с выработкой монопродукта – дизельного топлива (без учета сопутствующих продуктов – серы и концентрата ванадия и никеля) за счет переработки очищенного от серы углеводородного газа путем каталитической дегидроциклодимеризации, переработки бензиновой фракции термической конверсии путем каталитической олигомеризации, переработки тяжелого газойля в смеси с суммарной бензиновой фракцией путем термической конверсии, переработки суммы остаточных фракций (гудрона и остатка термической конверсии) путем каталитической гидроконверсии с получением дополнительного количества дизельных фракций, а также остатка гидроконверсии, используемого в качестве топлива и сырья для производства водорода,
– обеспечение энергонезависимости переработки от сторонних источников электроэнергии и топлива за счет использования по меньшей мере части остатка гидроконверсии и очищенного углеводородного газа в качестве топлива для получения электрической и тепловой энергии для собственных нужд.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе, включающем фракционирование нефти с получением газа, бензиновой и дизельной фракций, тяжелого газойля и гудрона, каталитическую гидроконверсию гудрона с получением газа, бензиновой и дизельной фракций и тяжелого газойля, а также остатка гидроконверсии, перерабатываемого с получением концентрата ванадия и никеля, переработку суммы тяжелых газойлей с получением дополнительного количества бензиновых и дизельных фракций, а также переработку суммы дизельных фракций известными способами с получением дизельного топлива, особенностью является то, что сумму газов перерабатывают путем очистки от сероводорода и каталитической дегидроциклодимеризации по меньшей мере части очищенного газа, переработку суммы тяжелых газойлей осуществляют путем термической конверсии совместно с суммой бензиновых фракций и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации с получением газа, бензиновой и дизельной фракций и остатка термической конверсии, бензиновую фракцию термической конверсии подвергают каталитической олигомеризации с получением дополнительного количества дизельной фракции и рецикловой бензиновой фракции, при этом каталитической гидроконверсии подвергают гудрон в смеси с остатком термической конверсии, а остаток каталитической гидроконверсии используют совместно с балансовой частью очищенного газа в качестве топлива для получения энергии для собственных нужд, а также в качестве сырья для выработки водорода.
Все стадии процесса осуществляют в известных условиях: условия очистки суммы газов от сероводорода описаны, например, в [Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. Под редакцией Б. И. Бондаренко, М.: Изд-во РГУ, 2003 г. – с.91], условия каталитической дегидроциклодимеризации по меньшей мере части очищенного газа описаны, например, в [RU 2089778, МПК F17D 1/16, опубл. 10.09.1997 г.], условия термической конверсии суммы тяжелых газойлей совместно с суммой бензиновых фракций и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации описаны, например, в [RU 2124549, МПК C10G 9/00, опубл. 10.01.1999 г.], условия каталитической олигомеризации бензиновой фракции термической описаны, например, в [RU 2191203, МПК C10G 50/00, опубл. 20.10.2002 г.], условия каталитической гидроконверсии описаны в [X. Кадиев, Дж. Заркеш. Новая технология комплексной безотходной переработки углеводородного сырья. 5-я конференция и выставка России и стран СНГ по технологиям переработки нефтяных остатков, Москва, 23-24.04.2010, – 23 с.].
В заявляемом способе переработка суммы газов путем очистки от сероводорода и каталитической дегидроциклодимеризации по меньшей мере части очищенного газа позволяет получить дополнительное количество бензиновой фракции, сбалансировать количество газа, направляемого на выработку водорода и используемого в качестве топлива, а также получить водородсодержащий продукт каталитической дегидроциклодимеризации. Переработка суммы газов позволяет преобразовать газообразный продукт в жидкие фракции и водород, которые в последующем используются для выработки дополнительного количества дизельного топлива, и тем самым исключить сжиженные газы из номенклатуры товарных потоков переработки нефти.
Переработка суммы тяжелых газойлей совместно с суммой бензиновых фракций и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации путем термической конверсии позволяет получить дополнительное количество дизельных фракций в результате метатезиса легких и тяжелых олефиновых углеводородов сырья, гидрогенолиза тяжелых углеводородов и тем самым исключить тяжелый газойль из номенклатуры товарных потоков переработки нефти.
Каталитическая олигомеризация бензиновой фракции термической конверсии, содержащей 40-50% олефинов, позволяет получить дополнительное количество дизельной фракции и рецикловую бензиновую фракцию, направляемую на термическую конверсию в составе суммы бензиновых фракций, и тем самым исключить бензин из номенклатуры товарных потоков переработки нефти.
Каталитическая гидроконверсия гудрона совместно с остатком термической конверсии позволяет получить дополнительное количество дизельной фракции, рецикловые потоки газа и бензиновой фракции, а также остаток гидроконверсии, и тем самым исключить остаточные фракции из номенклатуры товарных потоков переработки нефти.
Использование остатка гидроконверсии совместно с оставшейся частью очищенного газа в качестве сырья для выработки водорода известными способами, а также в качестве топлива с целью получения энергии для собственных нужд позволяет обеспечить энергонезависимость переработки нефти от внешних источников электроэнергии и топлива и тем самым исключить котельное топливо из номенклатуры товарных потоков переработки нефти.
Таким образом, единственным товарным монопродуктом переработки нефти будет являться дизельное топливо, получаемое при переработке суммы дизельных фракций известными методами. При переработке сернистых нефтей в качестве сопутствующего продукта будет дополнительно вырабатываться сера, а при переработке металлсодержащих нефтей – концентрат ванадия и никеля.
Обезвоженную и обессоленную нефть (I) подвергают фракционированию на блоке 1 с получением газа (II), бензиновой (III) и дизельной фракций (IV), тяжелого газойля (V) и остатка (VI).
Тяжелый газойль фракционирования (V) совместно с тяжелым газойлем гидроконверсии (VII), бензиновыми фракциями фракционирования (III) и гидроконверсии (VIII), рецикловой бензиновой фракцией (IX) и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации (X) подвергают термической конверсии на блоке 2 с получением газа (на схеме не показан), бензиновой фракции термической конверсии (XI), дизельной фракции (XII) и остатка термической конверсии (XIII).
Остаток фракционирования (VI) совместно с остатком термической конверсии (XIII) на блоке 3 подвергают каталитической гидроконверсии с получением тяжелого газойля (VII), бензиновой (VIII) и дизельной (XIV) фракций, а также остатка каталитической гидроконверсии (XV), который используют совместно с частью очищенного газа (XVI) для выработки водорода, получения электроэнергии и тепла для собственных нужд, а также ванадий-никелевого концентрата (на схеме не показано).
Сумму газов (на схеме условно показан поток газа фракционирования (II)) на блоке 4 очищают известными способами от сероводорода, например, с получением серы (XVII), а затем по меньшей мере часть очищенных газов, не использованных в целях выработки водорода и получения электроэнергии и тепла для собственных нужд (на схеме не показано), подвергают каталитической дегидроциклодимеризации на блоке 5 с получением продукта (X), содержащего преимущественно ароматические углеводороды бензинового фракционного состава и водород и направляемого далее на термическую конверсию на блок 2.
Бензиновую фракцию термической конверсии, содержащую около 50% олефинов, на блоке 6 подвергают каталитической олигомеризации с получением дополнительного количества дизельной фракции (XVIII) и рецикловой бензиновой фракции (IX), направляемой далее на термическую конверсию на блок 2.
Суммарную дизельную фракцию (XIX), полученную смешением дизельных фракций (IV), (XII), (XIV) и (XVIII), перерабатывают известными способами в дизельное топливо, например путем гидроочистки, гидродепарафинизации, гидродеароматизации, стабилизации и компаундирования (на схеме не показано).
Пример 1. Нефть (100%, здесь и далее – % масс. на сырье) Новотомышского нефтяного месторождения, Ульяновская область (плотность при 20°C 890,5 кг/м 3 , вязкость кинематическая при 20°C 47,8 сСт, массовая доля серы 1,06%, НК 70,9°C, перегоняется, % об. до 100°C 1,0, до 150°C 4,5, до 200°C 13,0, до 250°C 20,5, до 300°C 31,0) фракционируют с получением 0,5% газа, 9,6% бензиновой фракции, 26,3% дизельной фракции, 35,6% фракции тяжелого газойля и 28% остатка (гудрона).
Сумму фракций тяжелого газойля совместно с суммой бензиновых фракций и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации (с учетом фракции стабилизации дизельной фракции) подвергают термической конверсии с получением 4,4% газа, 22,6% бензиновой фракции, 46,9% дизельной фракции и 4,1% остатка.
Бензиновую фракцию термической конверсии подвергают каталитической олигомеризации с получением 11,9% рецикловой нафты, 8,4% дизельной фракции и 2,3% фракции тяжелого газойля.
Сумму остатков фракционирования и термической конверсии подвергают каталитической гидроконверсии с получением 2,1% газа, 2,9% бензиновой фракции, 11,2% дизельной фракции, 11,4% фракции тяжелого газойля и 4,5% остатка.
Общее количество очищенного газа составило 7,8% (с учетом газов гидроочистки дизельной фракции). Из них 3,0% газа подвергают каталитической дегидроциклодимеризации с получением продукта, направляемого на стадию термической конверсии, 2,6% газа направляют на производство водорода методом паровой конверсии. 4,5% остатка и 2,2% газа используют для выработки электроэнергии и тепла.
Всего получено 92,8% дизельной фракции, после гидроочистки которой получено 90,0% дизельного топлива.
Кроме того, при переработке нефти в качестве сопутствующей продукции получено 1,05% серы и ванадий-никелевый концентрат, содержащий 0,087% ванадия и 0,015% никеля.
При необходимости выход дизельного топлива может быть увеличен на 1,8-2% за счет каталитической дегидроциклодимеризации всей суммы газов, если по экономическим соображениям целесообразно использование более дешевого газового топлива со стороны.
Из примера следует, что предлагаемый способ позволяет получать при переработке нефти в качестве основного товарного монопродукта только дизельное топливо с высоким выходом без использования электроэнергии и топлива со стороны.
Предлагаемый способ может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности.
Способ переработки нефти, включающий фракционирование нефти с получением газа, бензиновой и дизельной фракций, тяжелого газойля и гудрона, каталитическую гидроконверсию гудрона с получением газа, бензиновой и дизельной фракций и тяжелого газойля, а также остатка каталитической гидроконверсии, перерабатываемого с получением концентрата ванадия и никеля, переработку суммы тяжелых газойлей с получением дополнительного количества бензиновых и дизельных фракций, а также переработку суммы дизельных фракций известными способами с получением дизельного топлива, отличающийся тем, что сумму газов перерабатывают путем очистки от сероводорода и каталитической дегидроциклодимеризации по меньшей мере части очищенного газа, переработку суммы тяжелых газойлей осуществляют путем термической конверсии совместно с суммой бензиновых фракций и продуктом каталитической дегидроциклодимеризации с получением газа, бензиновой и дизельной фракций и остатка термической конверсии, бензиновую фракцию термической конверсии подвергают каталитической олигомеризации с получением дополнительного количества дизельной фракции и рецикловой бензиновой фракции, при этом каталитической гидроконверсии подвергают гудрон в смеси с остатком термической конверсии, а остаток каталитической гидроконверсии используют совместно с балансовой частью очищенного газа в качестве топлива для получения энергии для собственных нужд, а также в качестве сырья для выработки водорода.
Http://www. findpatent. ru/patent/251/2515938.html
.3 материального Расчет баланса установки гидроочистки вакуумного Расчет
.4 газойля материального баланса установки каталитического RCC крекинга
.5 Материальный баланс установки термополиконденсационного Юрека «процесса»
.6 Расчет материального баланса установки дизельного гидродепарафинизации топлива
5.7 Расчет материального баланса гидроочистки установки легких газойлей
.8 Расчет материального установки баланса каталитического риформинга с целью получения компонента базового бензина Премиум Евро-95
5.9 Расчет баланса материального установки каталитического риформинга с экстракцией Расчет
.10 бензола материального баланса газофракционирования предельных Расчет
5.12 материального Расчет баланса газофракционирования непредельных углеводородов
5.14 Расчет баланса материального установки компаундирования бензина
Расчетно – пояснительная записка курсовой содержит работы 41 стра-ниц, 2 рисунка, 27 таблиц,
ПОТОЧНАЯ, НЕФТЬ СХЕМА, НЕФТЕПРОДУКТЫ, НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД, БАЛАНС МАТЕРИАЛЬНЫЙ
Завод курсовой работы: дать обоснование переработки варианта нефти, разработать поточную схему и товарный рассчитать баланс нефтеперерабатывающего завода.
В курсовой подробно работе изучены характеристики нефти, определены содержания потенциальные нефтепродуктов. На основе этих данных обоснован и выбран вариант переработки нефти. Определен технологических набор процессов, который обеспечит получение заданного нефтепродуктов ассортимента, рассчитаны материальные балансы установок технологических и товарный баланс нефтеперерабатывающего завода.
Выбор переработки направления нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов физико определяется-химическими свойствами нефти, уровнем нефтеперерабатывающего технологии завода и настоящей потребности хозяйств в нефтепродуктах товарных. Различают четыре основных варианта нефти переработки:
По топливному варианту нефть перерабатывается в моторные на основном и котельные топлива. Топливный вариант отличается переработки наименьшим числом участвующих технологических низкими и установок капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую переработку топливную. При неглубокой переработке нефти светлых отбор нефтепродуктов составляет не более 40 – 45%, а котельного выработка топлива достигает 50 – 55% на исходную При. нефть глубокой переработке нефти стремятся максимально получить возможный выход высококачественных и автомобильных зимних, бензинов и летних дизельных топлив и топлив реактивных для двигателей. Выход котельного топлива в варианте этом сводится кминимуму.
Таким образом, такой предусматривается набор процессов вторичной переработки, котором при из тяжелых нефтяных фракций и остатка – получают гудрона высококачественные легкие моторные топлива. относятся Сюда каталитические процессы – каталитический крекинг, риформинг каталитический, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические например, процессы коксование. Переработка заводских газов в случае этом направлена на увеличение выхода высококачественных Более. бензинов перспективным является вариант глубокой нефти переработки, при котором выход светлых составляет нефтепродуктов 65% на нефть, а котельное топливо (вырабатывается) мазут только для обеспечения собственных НПЗ нужд.
По топливно-масляному варианту переработки наряду нефти с топливами получают смазочные масла. производства Для смазочных масел обычно подбирают высоким с нефти потенциальным содержанием масляных фракций. получением с Попутно масел производят парафины и церезин, а из экстрактов и асфальтов, являющихся также продуктами установок масел очистки, получают битумную продукцию и нефтяной Топливно.
Кокс-нефтехимический вариант переработки нефти только не предусматривает получение широкого ассортимента топлив, но и нефтехимического развитие производства. Нефтехимические производства используют в сырья качестве: прямогонный бензин, ароматические углеводороды, твердые и жидкие парафины. При переработке этого получается сырья целая гамма нефтехимической продукции: полиэтилен и этилен, дивинил и изопрен, бутиловые спирты и фенол, ксилолы и ацетон, стирол и полимерные смолы.
Сырьем проектируемого НПЗ является нефть Сосновская. Она является высокосернистой, средней, Состав. высокопарафинистой и физико – химические свойства нефти таблице в приведены 1.1.
ПоказателяФактическое Наименование значение-Относительная плотность?4200, Молекулярная-8670 масса254-Кинематическая вязкость, сСт при 20°С при 50°С 30, 08 9, 66-Содержание серы, %масс. в нефти в 200 (нк-бензине°С) в реактивном топливе (120-240°С) 2, 42 0, 320 0, 234-Выход фракций, % масс.: до 200?С до Элементарный 21, 5 47, 0-350?С состав, %масс:углерод84, 60водород12, 14азот0, 70кислород0, 14-Выход базовых масел, % масс.: фр.420?С-350 фр.420-470?С 10, 20 9, 2-Индекс вязкости85-%масс, Содержание: парафинов смол сернокислотных смол асфальтенов силикагелевых 6, 1 32 11, 0 2, 60-Коксуемость, %масс.4, 52-Зольность, %0, 014-застывания Температура, ?С: без обработки с обработкой -8 -28
Кривые разгонки данной нефти рисунке на представлены 1.1. ИТК и характеристика полученных фракций таблице в представлены 1.2.
Рисунок 1.1 – Разгонка (ИТК) Сосновской характеристика и нефти полученных фракций
Таблица 1.2 – Разгонка (сосновской) ИТК нефти в аппарате АРН-2 и характеристика фракций полученных
Фрак-цииТемпература выкипания фракции 760 при мм рт. ст., °С Выход (на нефть)? 420nD20М?20, сСт?50, сСтТемпература, сСт?100, °ССодер-жание серы, %отдельных суммар фракций-ныйзасты-ваниявспышки1До 28 (газ до С4 )1, 61, 6———228 – 64501, 23, 80, 552, 3750-0, 43—-0, 01355 – 822, 46, 20, 67641, 03482, 53—-0, 3860820 – 1002, 68, 80, 70841, 39901030, 65—-0, 045100 – 611, 1282, 40, 72761, 40801170, 770, 59—0, 056128 – 614, 1492, 00, 74631, 41901260, 900, 68—0, 077149 – 716, 1602, 70, 76101, 42701361, 060, 77—0, 288160 – 719, 1802, 40, 78631, 43501481, 310, 91—0, 399180 – 722, 1952, 10, 79001, 44201571, 621, 110, 67-55-0, 2092 – 4210195, 824, 90, 80131, 44701672, 101, 6511209, 77-46-0, 280 – 2312, 927, 80, 82021, 45601762, 620, 791, 88-37841, 0012231 – 2463, 030, 80, 46201843, 82931, 511, 920, 98-31-1, 2013246 – 2613, 84121, 80, 033, 46901944, 072, 161, 07-261121, 2853 – 6614261, 036, 80, 85441, 47702015, 482, 8315285, 28-17-1, 711 – 3043, 039, 80, 85751, 47752297, 111, 834, 54-8144-16304 – 3203, 042, 80, 481025411, 86151, 164, 531, 840-1, 8517320 – 145, 3383, 90, 87321, 488026916, 075, 852, 8918338, 1871881 – 3523, 149, 00, 88571, 495028023, 742, 607, 6712-1, 9719352 – 3663, 252, 20, 5000290, 89071-10, 733, 2519-2, 1120366 – 3803, 90021, 40, 255, 5060–15, 574, 1024-2, 1321Остаток 44, Характеристики, 0———6100 остатков сосновской нефти приведены в Таблица 1.3.
Нефть на ОстатокВыход, %масс.?420ВУ80ВУ100Темп. застывКоксу-емостьСера, Остаток.%масс выше 300°С » 350°С » 370°С » С60°470, 8 51, 4 47, 9 32, 00, 923 0, 941 0, 956 1, 000- 4, 50 – -4, 03 – 9, 80 -6 20 26 40- – – -2, 02 – 3, 10 3, 70
Газов Состав, растворенных в нефти, и низкокипящих углеводородов таблице в представлен 1.4.
Таблица 1.4 – Состав газов, растворенных в низкокипящих, и нефти углеводородов
Выход на нефть, %масс. индивидуальных Содержание углеводородов, %масс. С2Н6С3Н8i-С4Н10n-С5Н12n-С4Н10i-С5Н12до С41, 60, 420, 011, С53, 5–до 168, 70, 29, 05, 030, 922, 332, 6
Пригодность для нефти производства битумов (ГОСТ 11954-66) формулам по определяется:
Поскольку А+С – 2, 5*П = -1, 50, то сосновская нефть непригодна производства для битумов.
Готовой завода продукцией являются: автомобильный бензин Премиум летнее-95, Евро и зимнее дизельное топливо, нефтяной сера, пек элементарная, сжиженные газы, бензол, водородсодержащий, сольвент газ и т. д.
Бензины Автомобильные Регуляр Евро-92 и Премиум Евро-95 по 51866 Р ГОСТ-2002 (ЕН 228-99). Требования к бензинам таблице в представлены 2.1.
ПоказателяРегуляр ПоказательЗначение Евро-92Премиум Евро-95123Октановое моторный (число метод), не менее8385Октановое число (исследовательский менее9295Содержание), не метод свинца, мг на 1 дм3 бензина, не более150Содержание дм3, мг на 1 марганца бензина, не более-Классы испаряемостиAВС и D1Давление и С1D насыщенных паров, кПа: не менее не 90Фракционный 45 60 45 70 50 80 60 более состав: объемная доля испарившегося при, %, бензина температуре: 70°С 100°С 150°С, не менее кипения конец, °С, не выше 20-48 46-71 75 210 20-48 46-71 75 210 22-50 46-71 75 210 22-50 46-71 75 смол 210Концентрация, мг/100 см3 бензина, не более5Индукционный мин, период, не менее360Содержание серы: мг/кг, не более 150Плотность м3720 15 оС, кг/при-755Содержание бензола, % об., не более1, 0
Дизельные топлива, планируемые к выпуску на должны, НПЗ соответствовать требованиям ГОСТ 305-82 (Л, З) и ТУ 38.ДЛЭЧ-99 (1011348, ДЗЭЧ) по показателям качества, приведённым в Таблица 2.2.
Наименование для показателяНорма марки ЛЗДЛЭЧДЗЭЧ12345Цетановое число, не менее45454545Фракционный перегоняется: 50 % состав при температуре, 0С, не выше 96 % перегоняется температуре при (конец перегонки), 0С, не выше 280 280 360 340 280 360 280 застывания 340Температура 0С, для климатической зоны, не выше: холодной умеренной -10 – -35 -45 -10 – -35 – Температура помутнения для климатической выше, 0С, не зоны: умеренной холодной -5 – -25 -35 – — – Температура вспышки, закрытом в определяемая тигле, 0С, не ниже: для тепловозных и двигателей судовых и газовых турбин для дизелей назначения общего 62 40 40 35 62 40 40 35Кинематическая вязкость при 20 0С, мм2/с (0Массовая) 3, 0-6, 0 1, 8-5, 0 3, 0-6, 0 1, 8-5, сСт доля серы, в топливе, %, не более: вида I вида II вида III 0, 2 0, 5 – 0, 2 0, 5 – 0, 035 0, 05 0, 10 0, 035 0, 05 0, масс, % 10Содержание., не более меркаптановой серы ароматических Коэффициент, 01 -0, 01 — — – углеводородов0 фильтруемости, не ниже33–Предельная температура выше, °С, не фильтруемости – – -5 -25Плотность при 20 оС, кг/м3, не более860840860840
Требования, предъявляемые к нефтяным приведены пекам в таблице 2.3.
Пекам по маркаманодныеэлектродныепропитывающиеПлотность пикнометрическая, кг/м31250–Температура ниже85, ?С, не размягчения-90 75 – 80 60-90 Содержание карбенов и карбоидов, %масс>25>22-25>17-22
Характеристика бензола, получаемого на проектируемом представлена НПЗ в таблице 2.4.
МаркамВысший по ПоказательНорма сортПервый сортПределы перегонки 95%, °С, не включая (более температуру кипения чистого бензола 80, 1°С)0, 60, при 6Плотность 20 оС, кг/м3, не более878-880878-880Окраска серной номер, кислотой образцовой шкалы, не более0, 100, основного 15Содержание вещества, %масс., не менее99, 7099, общей 50Содержание серы, % масс., не более 0, 00010 0, Обоснование
Обладать оптимальной мощностью, для достаточной обеспечения потребности экономического района в нефтепродуктах товарных;
Обеспечивать требуемое государственными стандартами выпускаемых качество нефтепродуктов;
Осуществлять комплексную и глубокую выпускаемых переработку нефтепродуктов;
Быть высокоэффективным, конкурентоспособным, экологически и технически безопасным предприятием.
Наиболее рациональным переработки вариантом Сосновской нефти является топливный с переработкой глубокой нефти.
Газы, растворенные в нефти, атмосферно после – вакуумной трубчатки поступают на газофракционирующую предельных установку углеводородов. Туда же поступает головка установок с стабилизации каталитического риформинга.
Фракция НК – 62 идет на изомеризации установку. На установку также приходит пентан с ГФУ установки предельных углеводородов.
Фракция 62 – 85 поступает на каталитического установку риформинга с экстракцией ароматических углеводородов получения для бензола и рафината – компонента бензина. прямогонная Основная бензиновая фракция 85-180 идет на риформинг каталитический топливного направления CCR для базового получения компонента бензина Премиум Евро-95. процесса Особенностью платформинга CCR с непрерывной регенерацией является катализатора движение катализатора из реактора в реактор за силы счёт тяжести и подъём катализатора без клапанов применения. Для процесса характерны постоянный продуктов выход и высокий коэффициент использования календарного Октановое. времени число получаемого катализата 100.
На риформинг каталитический также направляются бензин-отгоны с гидроочистки установок, гидрокрекинга и гидродепарафинизации фракции 180-Таблица.
ФракцияВыход на масс, % нефть. ?420Сод-е S, % м. Содержание углеводородов, % масс. ческихНафтено – Аромати – выхПарафино – вых62 – 85 3, 10, 68830, 0102178185 – 76400 13, 10, 180, 228101872
На АВТ отбирается дизельная 180 фракция – 350, которая поступает на установку гидроизомеризации (гидродепарафинизации) дизельного топлива. В данном процессе изомеризация происходит нормальных парафиновых углеводородов непосредственно во Катализаторы. фракции: алюмокобальт – молибденовый, алюмоплатиновый, вольфрамникелевый и др. гидроизомеризации Процесс позволяет получить высококачественное зимнее топливо дизельное из средних дистиллятных фракций сернистых температурой с нефтей застывания минус 350С в одну минус и ступень 450С по двухступенчатому варианту. Нестабильный побочный (бензин продукт) имеет октановое число 76 по методу моторному (до 92 ИМ). К числу достоинств этого метода его и относится гибкость, которая позволяет осуществить летнее в процесс время в режиме гидроочистки, а в зимнее – в гидроизомеризации режиме по двухступенчатому варианту.
Для обеспечения качества высокого целевого продукта, используется двухступенчатый включающий, вариант предварительную глубокую гидроочистку сырья.
ФракцияВыход на нефть, % сСт.?20, масс?420Температура застывания, ?ССод-е S, % м.180 – 496 30, 350, 360, 8450-101, 59
Фракция 500 – 350 направляется на установку каталитического крекинга.
Процесс Этот является одним из ведущих процессов нефтепереработки современной. Целевое назначение каталитического крекинга – производство это с максимально высоким выходом высокооктановых бензинов компонентов изомерного строения и ценных сжиженных сырья – газов для последующих производств высокооктановых бензинов компонентов.
Во фракции 350 – 470 содержится 2, Содержание S. 96% металлов в сырье не должно превышать 9, 0 мг/кг. содержании При S более 0, 5% образуются сернистые продукты: в содержится газах много Н2S; в бензинах повышенное серы содержание, при сжигании кокса образуется SО2 много и SО3. Поэтому необходимо проводить гидроочистку предварительную вакуумного газойля.
Остаток, выкипающий 470?С свыше составляет 35,25 % масс. на нефть. Основная углубления задача переработки заключается в квалифицированной переработке остатка этого.
Процессов после отбора фракции до темпер. нефть на Выход, % масс. ?420Температура застывания, ?ССод-е S, % 251, масс470?С35, 0000403, 70
В разработанной поточной схеме делится гудрон на 3 потока и направляется на установки гидрокрекинга процесса и VCC «Юрека» – производства пека.
Половина образовавшегося, гудрона на ЭЛОУ-АВТ, идет на установку Феба гидрокрекинга-комби-крекинг (VCC). Выбран процесс данный в связи с тем, что в нем необходимости нет проводить предварительное облагораживание сырья, т. к. одноразовый используется катализатор-добавка в количестве 2% на сырье. В добавки качестве используется железистый шлам. Технология является VCC до сих пор единственной, позволяющей глубокую осуществлять конверсию остаточного сырья (95-98%). установка Эта хорошо комбинируется с первичной перегонкой и крекингом каталитическим. Давление 12-30 МПа, температура 440-Сосновской°С.
У 500 нефти характеристика (А+С-2, 5*П) равна -1, 50. Это что, значит гудрон является неблагоприятным сырьем получения для битумов.
Головка стабилизации установок крекинга каталитического, производства пека поступает на ГФУ углеводородов непредельных. Затем бутан-бутиленовая фракции установку на поступают алкилирования. Назначение данной установки – высокооктанового производство изокомпонента бензинов. Целевой продукт алкилат – процесса, состоящий практически нацело из изопарафинов, высокое имеет октановое число.
Преимуществом данной алкилирования установки «Алкилен» является то, что процесс подвижном в протекает слое катализатора на твердом носителе. твердого Использование катализатора позволяет снизить эксплуатационные получение на затраты алкилата. Исключаются проблемы, связанные с серной использованием кислоты: необходимость утилизации отработанных необходимость, кислот выделения и последующей нейтрализации алкилата и т. д.
Газойли Лёгкие каталитического крекинга, производства пека и содержат гидрокрекинга большое количество непредельных и для их состав в включения дизельных топлив необходимо подвергнуть их Выбор.
Гидроочистке процессов переработки остаточного сырья тем объясняется, что данная схема, объединяющая КК+ГК, большей обладает технологической гибкостью в отношении регулирования соотношения необходимого дизельного топлива к бензину и выпуска или зимних арктических сортов малосернистых дизельных и топлив реактивных.
Схема Поточная нефтеперерабатывающего завода состоит из следующих Блок:
.Блок каталитического CCR риформинга получения базового компонента бензина Евро Премиум-95.
Поточная схема проектируемого представлена завода на рисунке 4.1.
В таблицах 5.1 – 5.23 представлены материальные технологических балансы установок проектируемого нефтеперерабатывающего завода. составлении При баланса следует принять, что обессоливания секция и обезвоживания должна обеспечивать подготовку нефти всей, поступающей на НПЗ. На установку ЭЛОУ – поступает АВТ нефть, подготовленная на промыслах по нормам I Расчет.
В АВТ процессов, протекающих на установке ЭЛОУ-получаются, АВТ следующие фракции:
) газы до C5 – сырье газофракционирования для предельных углеводородов;
) фракция 62 – 85°С используется как сырье риформинга каталитического с экстракцией ароматических углеводородов (бензола);
) 180 85 – фракция°С направляется на установку каталитического риформинга топливного CCR направления;
) гудрон(>470°С) – сырье процесса «комби – Феба – крекинг», термополиконденсационного процесса «Юрека».
Содержание Потенциальное этих фракций в Сосновской нефти помощью с определяем рисунка 1.1 и по таблице 1.2. С учетом коэффициентов соответствующих отбора фракций рассчитываем материальный баланс ЭЛОУ установки – АВТ. Для бензиновой фракции отбора коэффициент равен 0.99, дизельной – 0.96, вакуумных дистиллятов – 0.8.
Материального Расчет баланса установки ЭЛОУ – АВТ таблице в представлен 5.1.
Продукт% масс. тыс. т/годт/чВзято/суткг: Обессоленная и обез-воженная нефть в числе том: нефть вода Получено: Газ фр. Н.К. – 85?С фр.62 – 62?С фр.85 – 180?С фр.180 – 350?С фр.350 – Гудрон? С 470 Вода Потери ИТОГО 100, 50 100, 0 0, 50 1, 60 2, 90 1, 96 12, 81 29, 26 15, 52 35, 25 0, 50 0, 70 100, 50 3600, 00 3582, 09 17, 91 57, 31 103, 88 70, 21 458, 87 555, 12 1048, 94 1262, 69 17, 91 25, 07 3600, 00 10588, 24 10535, 56 52, 68 305, 56 168, 53 206, 50 1349, 62 3082, 71 1635, 12 10588, 79 52, 68 73, 73 3713, 24 441176, 47 438981, 62 2194, 85 7023, 28 8604, 39 12730, 17 56234, 07 128446, 08 68129, 90 154741, 42 3072, 85 2194, 31 441176, 47
Расчет материального установки баланса Феба-комби-крекинг представлен в Таблица 5.2.
Продукт% масс.%масс. на нефтьтыс. т/чВзято/годкг: Гудрон Водород ИТОГО Получено: Дизельное Бензин топливо Вакуумный газойль Фр. >524 °C Потери Газы ИТОГО 100, 0 3, 70 103, 70 35, 00 28, 00 30, 00 8, 70 1, 40 0, 60 103, 70 23, 50 0, 87 24, 37 8, 23 6, 58 7, 05 2, 04 0, 33 0, 14 24, 37 872, 79 31, 15 841, 94 294, 63 235, 70 252, 54 73, 24 11, 79 5, 04 872, 94 3816, 95 103160, 96 106977, 91 36106, 33 28885, 07 30948, 29 1444, 00 8975, 25 618, 97 106977, 91
5.3 Расчет материального установки баланса гидроочистки вакуумного газойля
Необходимо гидроочистку проводить, так как в противном случае происходить будет быстрая дезактивация катализатора, что его к ведет повышенному расходу, снижению выхода получению и бензина высокосернистых продуктов. На данной установке сера удаляется до содержания ее в вакуумном газойле, равного 0, Количество. 35% удаляемой серы определяется по формуле:
Gсырья – поступившей количество на установку фр.350-500, тыс. т/содержание;
Материального Расчет баланса установки гидроочистки вакуумного приведен газойля в таблице 5.3.
Таблица 5.3 – Материальный баланс вакуумного гидроочистки газойля
Продукты%масс. на сырье%масс. на нефтьтыс. т/Взято/ч годкг: Фр.350 – 470?С ВСГ ИТОГО 350?С: Фр.>Получено Фр.180 – 350?С Бензин – отгон газ Топливный Сероводород Потери ИТОГО 100, 0 0, 60 100, 60 88, 60 6, 50 1, 12 1, 11 2, 77 0, 50 100, 60 15, 52 0, 09 15, 61 13, 75 1, 01 0, 17 0, 17 0, 43 0, 08 15, 61 555, 94 3, 34 559, 28 492, 57 36, 14 6, 23 6, 17 15, 41 2, 77 559, 28 408, 90 68129, 78 68538, 68 60363, 09 4428, 44 763, 05 1887, 24 756, 20 340, 66 68538, 68
Процесс каталитического является крекинга одним из наиболее распространенных крупнотоннажных углубленной процессов переработки нефти и в значительной мере технико определяет-экономические показатели современных НПЗ профиля топливного.
Как уже указывалось, целевое каталитического назначение крекинга – производство с максимально высоким высокооктанового выходом бензина и ценных сжиженных газов. процессе в Получающийся легкий газойль используется как дизельного компонент топлива, а тяжелый остаток – в производстве топлива котельного.
Расчет материального баланса установки крекинга каталитического RCC приведен в таблице 5.4.
Таблица 5.4 – баланс Материальный установки каталитического крекинга RCC
Сырье%масс. на Продукты%масс. на нефтьтыс. т/годкг/чВзято: Фр.>350°C с ГО ВГ газойль Вакуумный VCC ИТОГО: Получено: Газ и стабилизации головка Бензин Легкий газойль Остаток выжигаемый Кокс и потери ИТОГО: 66, 11 33, 89 100, 00 23, 28 46, 22 12, 47 9, 06 8, 97 100, 00 13, 75 7, 05 20, 80 4, 84 9, 61 2, 59 1, 88 1, 87 20, 80 252, 57 492, 54 745, 11 173, 46 344, 39 92, 92 67, 51 66, 83 745, 11 30948, 09 60363, 29 91311, 38 21257, 29 42204, 12 11386, 53 8190, 81 8272, 63 91311, 38
5.5 Материальный баланс установки процесса термополиконденсационного «Юрека»
Расчет материального баланса термополиконденсационного установки процесса «Юрека» приведен в таблице 5.5.
Материальный 5.5 – Таблица баланс установки термополиконденсационного процесса «Продукты%масс»
Юрека. на сырье%масс. на нефтьтыс. т/годкг/чВзято: Остаток Гудрон с кат. крекинга Фр. >524 °C с VCC Получено: ИТОГО: Сероводород Газ по С4 Легкий газойль газойль Тяжелый Пёк Потери ИТОГО: 74, 98 12, 00 13, 02 100, 00 0, 48 4, 28 14, 05 50, 00 30, 19 1, 00 420, 00 11, 75 1, 88 2, 04 15, 67 0, 08 0, 67 2, 20 7, 84 4, 73 0, 15 15, 67 100, 90 67, 51 73, 24 561, 65 2, 70 24, 04 78, 91 280, 83 169, 56 5, 61 561, 65 8272, 47 51580, 81 8975, 00 68828, 28 330, 38 2945, 85 34414, 37 9670, 14 20779, 26 688, 28 68828, 28
5.6 Расчет баланса материального установки гидродепарафинизации дизельного топлива
180 Фракция – 350?С содержит 1, 59 % серы. По требованиям ТУ 38.экологически-99 на 1011348 чистое ДТ содержание серы не должно 035% 0, превышать. Количество удаляемого сероводорода определяется по равно (5.1) и формуле:
Материальный баланс установки дизельного гидродепарафинизации топлива приведен в таблице 5.6.
Продукты%масс. на сырье%масс. на годкг. т/нефтьтыс/ч12345Взято: Фр.180 – 350?С ВСГ Получено ИТОГО: Дизельное топливо Бензин Топливный Сероводород газ Потери ИТОГО 100, 00 0, 85 100, 85 71, 00 23, 75 3, 45 1, 65 1, 00 1048, 85 29, 26 0, 25 29, 51 20, 78 6, 95 1, 01 0, 48 0, 29 29, 51 100, 12 8, 91 1057, 03 744, 17 248, 93 36, 16 17, 30 10, 47 1057, 03 1091, 08 128446, 79 129537, 87 91196, 72 30505, 94 4431, 39 1284, 36 2119, 46 129537, 87
5.7 Расчет материального баланса гидроочистки установки легких газойлей
Легкие газойли процессов вторичных также содержат большое количество углеводородов непредельных. Вследствие этого они нестабильны и действием под света и воздуха могут окисляться и Поэтому. полимеризоваться при использовании их в качестве моторных требуется топлив гидроочистка.
Расчет материального баланса гидроочистки установки легких газойлей приведен в таблице 5.7.
Материальный 5.7 – Таблица баланс установки гидроочистки легких Продукты%масс
Газойлей. на сырье%масс. на нефтьтыс. т/годкг/чВзято: газойль Легкий кат. крекинга Легкий газойль Легкий VCC газойль процесса «Юрека» ВСГ Получено ИТОГО: Гидроочищенное дизельное топливо Топливный Бензин газ – отгон Сероводород Потери ИТОГО 22, 78 57, 87 19, 35 1, 80 101, 80 96, 00 2, 60 1, 69 1, 01 0, 50 101, 80 2, 59 6, 58 2, 20 0, 20 11, 57 10, 91 0, 30 0, 19 0, 11 0, 06 11, 57 92, 92 235, 70 78, 91 7, 34 414, 87 391, 23 10, 60 6, 89 4, 12 2, 03 414, 87 28885, 53 11386, 07 9670, 37 899, 57 50841, 54 47944, 87 844, 51 1298, 03 504, 42 249, 71 50841, 54
5.8 Расчет баланса материального установки каталитического риформинга с целью базового получения компонента бензина А-95
Процесс каталитического предназначен риформинга для получения высокооктанового компонента бензинов автомобильных. Также на установке вырабатывается водородсодержащий который, газ используется в гидрокаталитических процессах. Головка каталитического стабилизации риформинга, содержащая в основном углеводороды С3-С4, как используется сырье газофракционирующей установки. На каталитический также риформинг направляются бензин-отгоны. с установок Феба, гидроочистки-комби-крекинга, гидродепарафинизации ДТ.
Расчет баланса материального установки каталитического риформинга CCR таблице в приведен 5.8.
Таблица 5.8 – Материальный баланс установки риформинга каталитического получения базового компонента бензина А-95
Сырье%масс. на Продукты%масс. на нефтьтыс. т/годкг/ч 12345Взято: Фр.85 – 180?С гидродепарафи Отгон-низации ДТ Бензин-отгон VCC гидроочистки Отгоны ваку-умного газойля Отгон легких гидроочистки газойлей втор. процессов ИТОГО: Топливный: Получено газ Головка стабилизации Катализат Потери ВСГ ИТОГО: 45, 19 24, 51 29, 03 0, 60 0, 67 100, 00 6, 40 4, 50 82, 30 5, 80 1, 00 100, 00 12, 81 6, 95 8, 23 0, 17 0, 19 28, 35 1, 81 1, 28 23, 33 1, 64 0, 29 28, 35 458, 87 294, 93 248, 63 6, 23 6, 89 1015, 55 65, 00 45, 70 835, 80 58, 90 10, 15 1015, 55 56234, 07 36106, 94 30505, 33 763, 05 844, 03 124453, 42 7965, 02 102425, 40 5600, 16 7218, 30 1244, 54 124453, 42
5.9 Расчет баланса материального установки каталитического риформинга с экстракцией углеводородов ароматических (бензола)
Фракция 62-85 используются для бензола получения в процессе каталитического риформинга с последующей ароматических экстракцией углеводородов. Экстракцию осуществляют этиленгликолем, а экстракт затем подвергают разделению на индивидуальные углеводороды. производства Рафинат ароматических углеводородов может использоваться компаундировании при автобензинов, однако его октановое невелико число – не более 60 исследовательским методом (ИМ). Водородсодержащий установки с газ каталитического риформинга используется в гидрогенизационных Расчет.
Процессах материального баланса установки каталитического экстракцией с риформинга ароматических углеводородов приведен в таблице 5.9.
Материальный 5.9 – Таблица баланс установки каталитического риформинга с бензола экстракцией
Продукты%масс. на сырье%масс. на нефтьтыс. т/годкг/ч 85?С: Фр.62-12345Взято ИТОГО: Получено: Рафинат Бензол 100 Сольвент, 00 100, 00 56, 00 23, 70 3, 00 1, 96 1, 96 1, 10 0, 46 0, 06 70, 21 70, 21 39, 32 16, 64 2, 11 8604, 17 8604, 17 4818, 34 258, 19 2039, 13Топливный газ Головка стабилизации Потери ВСГ ИТОГО:6, 00 5, 00 5, 00 1, 30 100, 000, 12 0, 10 0, 10 0, 02 1, 964, 21 3, 51 3, 51 0, 92 70, 430, 25 21516, 21 430, 21 111, 84 8604, 17
5.10 Расчет баланса материального газофракционирования предельных углеводородов
Расчет баланса материального газофракционирования предельных углеводородов приведен в Таблица 5.10.
Таблице 5.10 – Материальный баланс газофракционирования предельных Продукты%масс
Углеводородов. на сырье%масс. на нефтьтыс. т/годкг/ч 12345Взято: Головка до С4 Газ кат. риформинга ИТОГО: Получено: газ Топливный Пропан Изобутан н-Бутан Изопентан 62, 88 37, 12 106, 00 1, 87 29, 50 11, 32 26, 56 13, 57 1, 60 1, 38 2, 98 0, 06 0, 88 0, 34 0, 79 0, 40 57, 31 49, 21 100, 52 1, 99 31, 42 12, 06 28, 29 14, 45 7023, 28 5730, 81 12754, 09 238, 50 1443, 46 3762, 76 3387, 49 1730, 73н-Пентан бензин Газовый Потери ИТОГО:15, 37 0, 41 1, 40 100, 000, 46 0, 01 0, 04 2, 106, 37 0, 44 1, 50 9816, 521960, 30 52, 29 178, 56 12754, 09
Назначение установки повышение – изомеризации октанового числа нефтяных фракций С5-С6 превращения путем парафинов нормального строения в их изомеры, более имеющие высокое октановое число.
Расчет баланса материального установки изомеризации представлен в таблице 5.11.
Продукты%масс. на нефтьтыс. на сырье%масс. т/годкг/ч12345Взято: Фр. нк – 62?С Н-пентан с ВСГ ГФУ ИТОГО: Получено: Изопентан Изогексан газ Топливный Потери ИТОГО: 86, 39 13, 61 1, 10 101, 10 69, 80 26, 30 4, 00 1, 00 101, 10 2, 90 0, 46 0, 04 3, 40 2, 35 0, 88 0, 13 0, 04 3, 40 121, 88 16, 37 1, 32 103, 57 83, 93 31, 63 4, 81 1, 20 121, 57 12730, 39 1960, 30 162, 10 10254, 79 14852, 45 3863, 78 587, 65 146, 91 14852, 79
5.12 материального Расчет баланса газофракционирования непредельных углеводородов
Головка и Газ каталитического крекинга и производства пека установку на поступают газофракционирования непредельных углеводородов.
Расчет баланса материального газофракционирования непредельных углеводородов приведен в Таблица 5.12.
Таблице 5.12 – Материальный баланс газофракционирования непредельных Продукты%масс
Углеводородов. на сырье%масс. на нефтьтыс. т/годкг/ч Взято: головка и Газ каталитич. крекинга Газ пр-ва пека Получено: ИТОГО: Пропан-пропилен. фр. Бутан-бутиленовая фр. бензин Газовый Топливный газ Потери ИТОГО: 87, 84 12, 16 100, 00 33, 76 36, 50 2, 50 24, 24 3, 00 100, 00 4, 84 0, 67 5, 51 1, 86 2, 01 0, 14 1, 34 0, 16 5, 51 173, 46 24, 04 197, 50 66, 68 72, 09 4, 94 47, 87 5, 92 197, 50 21257, 29 24203, 85 2945, 14 8170, 98 8834, 15 605, 08 5866, 84 24203, 09 726, 14
Алкилирования процесса алкилирования – получение бензиновых обладающих, фракций высокой стабильностью и детонационной стойкостью. алкилат Легкий используется как компонент автомобильного тяжелый, бензина алкилат служит компонентом дизельного Сжиженный. топлива газ и отработанная бутан – бутиленовая используются фракция как бытовой сжиженный газ.
Материального Расчет баланса установки алкилирования приведен в Таблица 5.13.
Сырье%масс. на Продукты%масс. на нефтьтыс. т/годкг/чВзято: Бутан-ИТОГО. фр. бутилен: Получено: Легкий алкилат Тяжелый Пропан алкилат Отработанная ББФ Потери ИТОГО: 100, 00 100, 00 79, 10 3, 40 1, 90 12, 60 3, 00 100, 00 2, 01 2, 01 1, 59 0, 07 0, 04 0, 25 0, 06 2, 01 72, 09 72, 09 57, 02 2, 45 1, 37 9, 08 2, 17 72, 09 8834, 15 8834, 15 6987, 81 167, 36 300, 85 1113, 10 265, 03 8834, 15
5.14 Расчет баланса материального установки компаундирования бензина
На установку для компаундирования приготовления бензина АИ-93 поступают:
Рафинат установки каталитического риформинга с бензола экстракцией;
Газовый бензин (фр. С6+В) с ГФУ предельных и углеводородов непредельных;
Алкилат и характеристики компонентов компаундирования товарного представлены бензина в таблице 5.14.
Таблица 5.14 – Количества и свойства компаундирования компонентов
Продукттыс. т/годкг/ч%массОЧИМ1.Катализат 80102425, риформинга835, 1658, 09972.Бензин кат. RCC344 крекинга, 3942204, 1223, 93903.Изопентан с изомеризации установки 83, 9310254, 455, 82924. Изопентан с 451730, ГФУ14, 730, 98925.Легкий алкилат57, 813, 026987, 96946.Изогексан с установки изомеризации 31, 782, 633863, 19747.Бутановая фракция28, 293387, 9293, 491, 88.Рафинат с установки получения бензола39, 342, 324818, 73609.Газовый бензин ГФУ непред. и пред. углеводородов5, 38657, 370, 3783Бензин Евро Премиум-951440, 21176329, 25100, 0093, 23
Число Октановое товарного автобензина рассчитывается по правилу ОЧсм:
Полученное октановое число требованиям соответствует ГОСТ на автобензин марки АИ-93.
Процессов 180 – 350?С с установки гидроочистки газойля вакуумного;
Материальный баланс производства установки элементарной серы приведён в таблице 5.15.
Сырье%масс. на Продукты%масс. на нефтьтыс. т/годкг/чВзято: Сероводород Элементарная: Получено сера Потери ИТОГО: 100, 00 97, 00 3, 00 4841, 00 1, 10 1, 07 0, 03 1, 10 39, 53 38, 34 1, 19 39, 53 100, 36 4696, 12 145, 24 4841, 36
Сводный товарный нефтеперерабатывающего баланс завода представлен в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – товарный Сводный баланс нефтеперерабатывающего завода
Продукты%масс. на чтыс/нефтькг. т/годПоступило: Нефть обессоленная 100, 00 438981, 09 3582, 62ИТОГО:100, 003582, 09438981, Автобензин: 62Получено Премиум Евро-95 Дизельное топливо Дизельное летнее топливо зимнее Пек Топливный Пропан газ Изобутан Пропан-пропиленовая фракция бутиленовая-Бутан фракция Водородсодержащий газ Бензол Котельное Сольвент топливо Сера Кокс выжигаемый и 1440 40, 21 22, 38 10, 39 4, 73 5, 27 0, 92 0, 34 1, 86 0, 25 0, 29 0, 46 0, 06 7, 84 1, 07 3, 93 потери, 21 801, 90 372, 09 169, 56 188, 60 32, 79 12, 06 66, 68 9, 08 10, 35 16, 64 2, 11 140, 83 38, 34 280, 85 176329, 25 98272, 03 45598, 36 20779, 26 3930, 75 23112, 31 1443, 76 8170, 98 1113, 10 1269, 31 258, 19 2039, 13 34414, 14 4696, 12 17554, 93ИТОГО:003582, 100, 09438981, 62
При переработке нефти Сосновской по топливному варианту с глубокой переработкой в целевых качестве продуктов могут быть получены:
В бензол включены наиболее современные установки крекинга каталитического, каталитического риформинга, установка алкилирования на катализаторе твердом, позволяющие повысить качество товарного при бензина оптимизации затрат на его производство.
Элементарная используемая, сера в производстве серной кислоты, красителей, качестве, в спичек вулканизирующего агента в резиновой промышленности, производстве при битумов и т. д.;
Сжиженные газы, используемые в качестве или автомобильного бытового топлива, в качестве сырья нефтехимии для и т. д.
. С. А.Ахметов Технология глубокой нефти переработки и газа; Уфа: Гилем, 2002 – Разработка с.
. 672 поточной схемы и расчёт товарного нефтеперерабатывающего баланса завода: Метод. указания / Казанский технологический государственный университет; сост. В. Г. Козин. Казань, Рудин г. – 52 с.
. 1993 М. Г., Сомов В. Е., Фомин А. С. Карманный справочник ЦНИИТЭнефтехим – М.: нефтепереработчика, 2004 г. – 336с.
. В. Г. Козин, Н. Л. Солодова, Н. Ю. Современные. Башкирцева технологии производства компонентов моторных Казань – топлив.: ТаРИХ, 2003 г. – 264с.
. Смидович Е. В. переработки Технология нефти и газа. Часть вторая. – М: 1968, Химия г. – 375 с.
Http://energo. jofo. me/575004.html