Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки нефти (стр. 7 из 7)

Дизельные фракции парафинистых нефтей содержат значительное количество алканов нормального строения, благодаря чему имеют сравнительно высокую температуру застывания (-10

-11 ˚С). Чтобы получить из таких фракций дизельное зимнее топливо с температурой застывания -45˚С и дизельное арктическое топливо с температурой застывания -60˚С, эти фракции подвергают депарафинизации с применением карбамида. Необходимым условием успешного ведения процесса является чистота применяемого карбамида. Незначительные примеси делают его непригодным.

Различают депарафинизацию с кристаллическим карбамидом и депарафинизацию в спиртоводном растворе карбамида.

Основные этапы процессы – образование карбамидного комплекса, отделения его, промывка и деструкция. (Схема)

Газофракционирующая установка (ГФУ) схемы

Процесс предназначен для получения индивидуальных легких углеводородов или углеводородов – фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов.

Сырье и продукция. Источниками углеводородного газа на НПЗ являются газа, растворенные в нефти и выделяющиеся при первичной перегонке на установках АТ и АВТ. и газы, полученные в процессе деструктивной переработки.

ГФУ нефтеперерабатывающих заводов подразделяются на установки предельных и непредельных газов по типу перерабатывающего сырья.

На ГФУ предельных газов выделяются узкие углеводородные фракции:

этановая; пропановая; бутановая; изопентановая; пентановая; изобутановая.

На ГФУ непредельных газов выделяются следующие фракции:

1. пропан-пропиленовая;

2. бутан-бутиленовая.

6. Материальные балансы технологических процессов НПЗ

Материальный баланс процесса ППН (установка АВТ) Таб.6.1

Наименование продуктов	% масс. на сырье процесса	т/сут.
1	2	3
Взято:
1. Обезвоженная, обессоленная нефть	100,0	10882,4
Получено:
1. газ до С4	1,2	130,6
2. фр. н.к.-180˚С	_	_
3. фр. 180-240˚С	14,9	1621,5
4. фр.240-350˚С	7,2	783,5
5.фр.350-420˚С	19,5	2122,1
6. фр. свыше 420˚С	18	1958,8
7. потери	39,2	4265,9
Итого:	100,0	10882,4

Материальный баланс процесса вторичной перегонки бензина Таб.6.2

Наименование продуктов	% масс. на сырье процесса	т/сут.
1	2	3
Взято:
1.Фр. н.к.-180˚ С	100	1621,5
Получено:
1. фр. н.к.-85˚ С	25,4	411,9
2. фр. 85-180˚ С	73,9	1198,3
3. потери	0.7	11,4
Итого:	100	1621,5

Материальный баланс установки каталитического риформинга Таб.6.3

Наименование продуктов	% масс. на сырье процесса	т/сут.
1	2	3
Взято:
1. Фр. 85-180˚ С	100	1198,3
Итого:	100	7277,0
Получено:
1. дебутанизированный бензин	84.5	1012,6
2. водородсодержащий газ (в т.ч. водород)	11.0-	131,8-
3. головка стабилизации	-	-
4. потери	0.5	5,99
Итого:	100	1198,3

Материальный баланс процесса гидроочистки дизельного топлива Таб.6.4

Наименование продуктов	% масс. на сырье процесса	т/сут.
1	2	3
Взято:
1.Фр.240-350˚ С	99.5	783,5
2.Водород	0.5	3,9
Итого:	100	787,4
Получено:
1. дизельное топливо	97.0	763,8
2. бензин	1.5	11,8
3. сероводород	1.0	7,9
4. потери	0.5	3,9
Итого:	100	787,

Материальный баланс процесса каталитического крекинга Таб.6.5

Наименование продуктов	% масс. на сырье процесса	т/сут.
1	2	3
Взято:
1. Фр. 350-500˚ С	100	2122,1
Итого:	100	2122,1
Получено:
1. сухой газ С1-С2	3.5	74,3
2. жирный газ С3-С4	14.5	307,7
3. бензин	40.0	848,8
4. легкий газойль	26.0	551,8
5. тяжелый газойль	8.5	180,4
6. кокс сжигаемый	6.0	127,3
7. потери	1.5	31,8
Итого:	100	2122,1

Материальный баланс процесса замедленного коксования Таб.6.6

Наименование продуктов	% масс. на сырье	т/сут.
1	2	3
Взято:
1. Фр. свыше 420˚С	100	1958,8
Итого:	100	1958,8
Получено:
1. газ	9.5	186,1
2. бензин	15.0	293,8
3. легкий газойль	25.0	489,7
4. тяжелый газойль	24.0	470,1
5. кокс	25.0	489,7
6. потери	1.5	29,4
Итого:	100	1958,8

Материальный баланс установки карбомидной депарафинизации

Таб.6.7

Наименование продуктов	% масс. на сырье	т/сут.
1	2	3
Взято:
1. Фр. 180-350˚С (после ГО)	100	787,4
Итого:	100	787,4
Получено:
1. дизельное топливо	82.5	649,6
2. компонент дизельное топливо летнего	7.0	55,1
3. жидкий парафин	10.0	78,7
4. потери	0.5	39,9
Итого:	100	787,4

Материальный баланс установки сероочистки газа Таб.6.8

Наименование продуктов	% масс. на сырье	т/сут.
1	2	3
Взято:
1. Сухой газ с АВТ (до С4)	1.3	130,6
2. Жирный газ КК	12.0	-
3. Сухой газ КК	11,6	74,3
4. Газ замедленного коксования	18,2	186,1
5. Газ термического крекинга	9,0	79,4
Итого:	100	470,4
Получено:
1. сероочищенный газ	94.2	443,1
2. сероводород	5.3	24,9
3. потери	0.5	2,4
Итого:	100	470,4

Материальный баланс ГФУ Таб.6.9

Наименование продуктов	% масс. на сырье	т/сут.
1	2	3
Взято:
1. Сероочищенный газ	100	443,1
Итого:	100	443,1
Получено:
1. сухой газ С1-С2	30.5	135,2
2. пропан- пропиленовая фракция	25.5	112,99
3. бутан-бутиленовая фракция	37.5	166,2
4. С5 и выше	5.5	24,4
5. потери	1.0	4,4
Итого:	100	443,1

7. Суммарный материальный баланс НПЗ

Таблица 1. Материальный баланс НПЗ

Наименование продукта	Наименование процесса	т/сут	% масс. на сырье процесса
Взято:
1. Обезвоженная, обессоленная нефть	10882,4	100
Итого:	1088,2	100
Получено:
1.Сухой газ С1-С2	ГФУ	135,2	1,2
2. Пропан-пропиленовая фракция	ГФУ	112,99	1,04
3.Бутан-бутеленовая фракция	ГФУ	-	-
4. Головка стабилизации	Кат. риформинг	-	-
5.С5 и выше	ГФУ	24,4	0,2
6.Сероводород	Сероочистка газа	131,8	1,2
7. Водородсодержащий газ	Кат. риформинг	411,9	3,8
8. Фр. н.к.-850С	Вторичн.переработка бензина	1012,6	9,3
9.Бензин	Кат. крекинг	11,8	0,1
10. Бензин	Кат. риформинг	848,8	7,8
11.Бензин	Замедл. коксование	98,9	0,9
12.Керосин	АВТ	293,8	2,7
13.Легкий газойль	Кат. крекинг	-	-
14.Легкий газойль	Замедл.коксование	-	-
15. Тяжелый газойль	Кат.крекинг	551,8	5,1
16. Тяжелый газойль	Замедл.коксование	489,7	4,5
17.Парафин жидкий	Карбамидная депарфинизация	78,7	0,7
18.Диз.топливо летнее	Карбамидная депарфинизация	-	-
19.Диз.топливо зимнее	Карбамидная депарфинизация	55,1	0,5
20.Кокс сжигаемый	Кат.крекинг	649,6	5,97
21.Кокс	Замедлен.коксование	260,2	2,4
22.Потери	АВТ	39,2	0,4
	Вторичная перегонка	11,4	0,1
	Гидроочистка диз. топл.	3,9	0,04
	Кат.крекинг	31,8	0,3
	Замедл.коксование	29,4	0,27
	Карбамидн.депарафинизация	39,9	0,4
	Термокрекинг	3,9	0,04
	Кат.риформинг	5,99	0,06
	Сероочистка газа	2,4	0,02
ГФУ	4,4	0,04
Итого:	10882,4	100

Заключение

Мухановская угленосная товарная нефть, как выяснилось в ходе проделанной работы, богата содержанием светлых фракций (67.0%). Выбран топливный вариант переработки, с максимальным отбором светлых фракций. Как уже отмечалось в основной части данной работы, при глубокой переработке нефти 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 риформинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. В ходе проделанной работы мы видим, что был выбран максимально экономичный вариант, подобрано оптимальное количество установок для переработки, на которых из данной нефти отбирают конечные продукты. А также можно утверждать, что топливный вариант для Арланской товарной нефти возможен и экономически выгоден.

Список использованной литературы

1. Нефти СССР: Т. III. Нефти Оренбургского района СССР.- М.: Химия, 1972.-432с.

2. Технология переработки нефти. Первичная переработка нефти. Под ред. О.Ф. Глаголевой и В.М. Капустина. - М.:Химия, Колос С, 2006.-400с.

3. Ластовкин Г.А., Радченко Е.Д., Рудин М.Г. Л.: Химия, 1984.-348с.

4. Мановян А.К. технология переработки природных энергоносителей.- М.: Химия, Колос С, 2004.-456с.

5. Рудин М.Г., Сомол В.Е., Фомин А.Е. Карманный справочник нефтепереработчика.- М.: Энефтехим, 2004.-336с.