Автор работы: Пользователь скрыл имя, 23 Марта 2014 в 14:53, курсовая работа
В данной работе дается характеристика кулешовской нефти и ее фракций. На основании этих данных и в соответствии с заданием производится выбор схемы НПЗ, предназначенного для переработки данной нефти, приводится краткая характеристика установок, входящих в состав этого завода, рассчитываются материальные балансы отдельных установок, которые затем сводятся в материальный баланс завода.
Далее определяются показатели, характеризующие сложность технологической структуры спроектированного НПЗ.
ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………3
1. Характеристика исходной нефти и фракций, выделенных из нее. Классификация нефтей по ГОСТ Р 51858-2002……………………………………………………4
2.Выбор варианта переработки нефти, обоснование ассортимента получаемых продуктов и схемы НПЗ………………………………………………………………..5
3. Материальные балансы установок………………………………………………….7
4. Материальный баланс НПЗ, определение глубины переработки неф-ти……….12
5. Определение удельного веса каждой установки по объемам переработки (по отношению к объему переработки на установке первичной переработки нефти)……………………………………………………………………………………....14
6. Определение рейтинга сложности (капиталоемкости) спроектированного НПЗ с помощью коэффициентов сложности НПЗ В.Нельсона, сравнение со средним рейтингом сложности Российских НПЗ…………………………………………….15
7. Определение удельного веса процессов, сравнение с эталонным весом………16
8. Определение коэффициента технологического совершенства структуры (КТСС) спроектированного НПЗ (меры сходства с эталонной структурой)………………17
9. Определение приоритетных технологических процессов спроектированного НПЗ как объектов инвестиционной программы. (На основании анализа КТСС путем последовательного исключения процессов из форму-лы)………………………….19
10. Характеристики выбранной приоритетной установки, ее назначение и условия протекания процесса, расчет инвестиционных показателей ..…………………….21
ВЫВОДЫ……………………………………………………………………………...38
Библиографический спи-сок……………………………………………………….….37
Продолжение таблицы 1.
№ |
Процессы и продукты |
% на сырье установки |
% на нефть |
4. |
Газофракционирование предельных углеводородов |
||
Поступило: |
|||
газ АВТ |
76,70 |
2,80 | |
головка каталитического риформинга |
23,30 |
0,85 | |
Итого |
100,00 |
3,65 | |
Получено: |
|||
пропан |
21,60 |
0,79 | |
изобутан |
16,10 |
0,59 | |
н-бутан |
33,00 |
1,20 | |
изопентан |
8,60 |
0,31 | |
н-пентан |
11,00 |
0,40 | |
газовый бензин |
1,80 |
0,07 | |
газ топливный |
6,50 |
0,24 | |
потери |
1,40 |
0,05 | |
Итого |
100,00 |
3,65 | |
5. |
Гидроочистка дизельных фракций |
||
Поступило: |
|||
фракция 240-350оС |
92,3 |
22,42 | |
легкий газойль коксования |
7,7 |
1,86 | |
водородсодержащий газ |
0,03 |
0,01 | |
в том числе водород |
(0,01) |
(0,0002) | |
Итого |
100,03 |
24,28 | |
Получено: |
|||
гидроочищенное дизельное топливо |
97,10 |
23,57 | |
бензин-отгон |
1,10 |
0,27 | |
сероводород |
0,16 |
0,04 | |
газ топливный |
1,07 |
0,26 | |
потери |
0,60 |
0,15 | |
Итого |
100,03 |
24,28 | |
6. |
Каталитический крекинг с блоком предварительной гидроочистки сырья |
||
Блок гидроочистки |
|||
фракция 350-500оС |
100,00 |
21,30 | |
водород |
(0,01) |
(0,002) | |
Итого |
100,01 |
21,30 | |
Получено: |
|||
гидроочищенный вакуум-дистиллят |
94,80 |
20,19 | |
бензин-отгон |
2,40 |
0,51 | |
сероводород |
0,50 |
0,11 | |
газ топливный |
1,31 |
0,28 | |
потери |
1,00 |
0,21 | |
Итого |
100,01 |
21,30 |
Продолжение таблицы 1.
№ |
Процессы и продукты |
% на сырье установки |
% на нефть |
6. |
Блок каталитического крекинга |
||
Поступило: |
|||
гидроочищенный вакуум-дистиллят |
100,00 |
20,19 | |
Получено: |
|||
газ и головка стабилизации |
17,30 |
3,49 | |
бензин |
43,20 |
8,72 | |
легкий газойль (фракция 180-280оС) |
12,60 |
2,54 | |
фракция 280-420оС - сырье для производства технического углерода |
10,00 |
2,02 | |
фракция выше 420оС |
10,40 |
2,10 | |
кокс выжигаемый и потери |
6,50 |
1,31 | |
Итого |
100,00 |
20,19 | |
7. |
Замедленное коксование |
||
Поступило: |
|||
гудрон |
100,00 |
6,88 | |
Получено: |
|||
газ и головка стабилизации |
8,60 |
0,59 | |
бензин |
13,00 |
0,89 | |
легкий газойль |
27,00 |
1,86 | |
тяжелый газойль |
24,40 |
1,68 | |
кокс |
24,00 |
1,65 | |
потери |
3,00 |
0,21 | |
Итого |
100,00 |
6,88 | |
8. |
Производство битумов |
||
Поступило |
|||
гудрон |
100,00 |
1,72 | |
поверхностно-активные вещества |
3,00 |
0,05 | |
Итого |
103,00 |
1,77 | |
Получено: |
|||
битумы дорожные |
72,70 |
1,25 | |
битумы строительные |
26,40 |
0,45 | |
отгон |
1,30 |
0,02 | |
газы окисления |
1,60 |
0,03 | |
потери |
1,00 |
0,02 | |
Итого |
103,00 |
1,77 | |
9. |
Газофракционирование непредельных газов |
||
Поступило: |
|||
газ и головка каталитического крекинга |
85,52 |
3,49 | |
газ и головка коксования |
14,48 |
0,59 | |
Итого |
100,00 |
4,08 | |
Получено: |
|||
пропан-пропиленовая фракция |
24,00 |
0,98 | |
бутан-бутиленовая фракция |
33,00 |
1,35 | |
газовый бензин (С5 и выше) |
6,50 |
0,27 | |
газ топливный |
33,50 |
1,37 | |
потери |
3,00 |
0,12 | |
Итого |
100,00 |
4,08 |
Продолжение таблицы 1.
№ |
Процессы и продукты |
% на сырье установки |
% на нефть |
10. |
Алкилирование бутан-бутиленовой фракции изобутаном |
||
Поступило: |
|||
бутан-бутиленовая фракция |
100,00 |
1,35 | |
в том числе изобутан |
(40,00) |
(0,54) | |
Получено: |
|||
легкий алкилат |
77,10 |
1,04 | |
тяжелый алкилат |
3,10 |
0,04 | |
пропан |
1,90 |
0,03 | |
бутан-пентаны |
14,90 |
0,20 | |
потери |
3,00 |
0,04 | |
Итого |
100,00 |
1,35 | |
13. |
Производство серной кислоты |
||
Поступило: |
|||
сероводород |
100,00 |
0,15 | |
Получено: |
|||
кислота серная |
95,00 |
0,14 | |
потери |
5,00 |
0,01 | |
Итого |
100,00 |
0,15 |
Таблица 2.
Компоненты |
Выход, %масс. |
Производительность, 1000 т/год |
Поступило: |
||
Нефть обессоленная |
100,00 |
6000,0 |
ПАВ на производство битума |
0,05 |
3,1 |
Итого |
100,05 |
6003,1 |
Получено |
||
Автобензин, в том числе |
31,93 |
1915,6 |
катализат риформинга |
14,1 |
847,1 |
алкилат легкий |
1,0 |
62,4 |
бензин каталитического крекинга |
8,72 |
523,3 |
изопентан |
5,69 |
341,4 |
изогексан |
2,03 |
121,6 |
бензин газовый |
0,33 |
19,9 |
Керосин* |
21,22 |
1273,3 |
Дизельное топливо, в том числе |
26,16 |
1569,5 |
гидроочищенное дизельное топливо |
23,57 |
1414,4 |
легкий газойль каталитического крекинга |
2,54 |
152,6 |
тяжелый алкилат |
0,04 |
2,5 |
Сжиженные газы, в том числе |
3,79 |
227,3 |
пропан |
0,81 |
48,8 |
изобутан |
0,59 |
35,3 |
н-бутан |
1,20 |
72,3 |
пропан-пропиленовая фракция |
0,98 |
58,8 |
бутан-пентаны алкилирования |
0,20 |
12,0 |
Кокс нефтяной |
1,65 |
99,1 |
Битумы дорожные и строительные |
1,70 |
102,3 |
Сырье для производства технического углерода - фракция 280-420оС каталитического крекинга |
2,02 |
121,1 |
Кислота серная |
0,14 |
8,3 |
Котельное топливо, в том числе |
3,80 |
228,0 |
фракция выше 420оС каталитического крекинга |
2,10 |
126,0 |
тяжелый газойль коксования |
1,68 |
100,7 |
отгон производства битумов |
0,02 |
1,3 |
Топливный газ |
3,29 |
197,2 |
Отходы (кокс выжигаемый, газы окисления) |
1,34 |
80,4 |
Потери безвозвратные |
2,05 |
123,0 |
Итого |
100,05 |
6003,1 |
* в таблице “ Характеристика легких керосиновых дистиллятов» приведено слишком мало данных, чтобы можно было однозначно судить о возможности производства реактивного топлива
Глубину переработки нефти (%) определяют по формуле
где Gн – объем переработанной нефти (100 %);
М – объем производства мазута (котельного топлива), М = 3,80 %;
Gс.г. – количество сухого газа от переработанной нефти, используемого как топливо Gс.г. = 3,29;
П – безвозвратные потери нефти (отходы и потери безвозвратные);
П = 1,34 + 2,05 = 3,39.
Глубина превращения кулешовской (дiii) нефти составляет
Гп.н. = 100 * (100 – 3,80 – 3,29 – 3,39) / 100 = 89,52 %.
5. Определение удельного
веса каждой установки по
Исходя из данных таблицы 1, составим таблицу 3, в которой будет отражён удельный вес каждой установки по объемам переработки по отношению к объему переработки на установке первичной переработки нефти.
Таблица 3
ПРОЦЕСС |
Доля |
Прямая перегонка |
1 |
Каталитический риформинг |
0,1682 |
Изомеризация |
0,0779 |
Гидроочистка дизельных фракций |
0,2428 |
Каталитический крекинг с блоком предварительной гидроочистки сырья |
0,2019 |
Замедленное коксование |
0,0688 |
Производство битумов |
0,0177 |
Алкилирование |
0,0135 |
Производство серной кислоты |
0,0015 |
Таким образом, наибольшим удельным весом по объёмам переработки обладают процессы гидроочистки дизельных фракций и каталитический крекинг.
6. Определение рейтинга сложности (капиталоемкости).
Для определения рейтинга
Расчет представим в виде таблицы 4:
Таблица 4
Процесс |
|||
Доля процесса |
Индекс |
Рейтинг | |
Прямая перегонка |
1 |
1 |
1 |
Каталитический риформинг |
0,1682 |
5,00 |
0,841 |
Изомеризация |
0,0779 |
15,00 |
1,1685 |
Гидроочистка дизельных фракций |
0,2428 |
2,00 |
0,4856 |
Каталитический крекинг с блоком предварительной гидроочистки сырья |
0,2019 |
6,00 |
1,2114 |
Замедленное коксование |
0,0688 |
6,00 |
0,4128 |
Производство битумов |
0,0177 |
1,5 |
0,02655 |
Алкилирование |
0,0135 |
10,00 |
0,135 |
Производство серной кислоты |
0,0015 |
3 |
0,0045 |
Итого |
— |
— |
5,28535 |
Таким образом, комплексный индекс Нельсона для данного НПЗ 5,3 равен что соответствует уровню европейских НПЗ. Средний индекс Нельсона для Российских НПЗ равен 4,4.
7. Определение удельного веса процессов, сравнение с эталонным весом.
Таблица 5
Процесс |
Эталонный удельный вес, в % к мощности первичной переработки. |
Каталитический крекинг |
20,0 |
Каталитический риформинг |
17,0 |
Гидроочистка |
50,0 |
Коксование |
5,0 |
Алкилирование |
2,0 |
Изомеризация |
4,0 |
Производство битума |
3,0 |