Установка первичной переработки нефти

Загрузка...

главная страница Рефераты Курсовые работы текст файлы добавьте реферат (спасибо :)Продать работу

поиск рефератов

Курсовая на тему Установка первичной переработки нефти

скачать
похожие рефераты
подобные качественные рефераты
1 2 3 4 5    
Содержание:
Введение
1.Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и выбор варианта ее переработки
2.Характеристика получаемых фракций нефти и их возможное применения
3.Выбор и обоснование технологической схемы установки АВТ
4.Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкостии орошения отбензинивающей колонны (ЭВМ)
5.Расчет материального баланса ректификационных колонн и установки в целом
6.Расчет доли отгона сырья на входе в проектируемую колонну (ЭВМ)
7.Технологический расчет колонны
8.Расчет теплопроизводительности печи атмосферного блока
9.Расчет коэффициента теплопередачи в теплообменнике «нефть-ДТ» (ЭВМ)
10. Расчет площади поверхности нагрева теплообменника
11. Охрана окружающей среды на установке.
Заключение
Список литературы

ВВЕДЕНИЕ
Выпуск разнообразной продукции на нефтепереработки зависит во многом от качества сырья – нефти. Но немалую роль в качестве получаемых продуктов играет как выбор технологических процессов переработки, так и качество проведения каждого процесса.
Из сырой нефти непосредственно одним процессом нельзя получить ни один товарный нефтепродукт (за исключением газов), все они получаются последовательной обработкой на нескольких установках. Первой в этой цепочке всегда стоит установка ЭЛОУ-АВТ, поэтому от качества работы этой секции  будет зависеть работа всех остальных звеньев технологической цепочки [1].
Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.
Важнейшими из всего многообразия проблем, стоящих перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:
-        дальнейшее углубление переработки нефти;
-          повышение октановых чисел автобензинов;
-          снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло- и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.
Решение этих проблем предусматривает:
1.       Совершенствование основных аппаратов установок АВТ:
-            контактных устройств ректификационных колонн, от эффективности работы которых зависят материальные, энергетические и трудовые затраты, качество нефтепродуктов и глубина переработки нефти и т.д.;
-            конденсационно-вакуумсоздающих систем (КВС) промышленных вакуумных колонн;
-            трубчатых печей и теплообменно-холодильного оборудования.
2.       Совершенствование технологических схем. При выборе технологической схемы и режима установки необходимо руководствоваться потенциальным содержанием фракций.
3.     Совершенствование схем и технологии вакуумной и глубоковакуумной перегонки мазута, то есть
-            уменьшение уноса жидкости в концентрационную секцию колонны (установка отбойников из сетки и организация вывода затемненного тяжелого газойля);
-            подбор эффективных контактирующих устройств для углубления вакуума.
Преимущества насадочных контактных устройств перед тарельчатыми заключается, прежде всего, в исключительно малом перепаде давления на одну ступень разделения. Среди них более предпочтительными являются регулярные насадки, так как они имеют регулярную структуру (заданную), и их гидравлические и массообменные характеристики более стабильны по сравнению с насыпными [2]. Одним из подобных насадочных устройств является регулярная насадка «Кох-Глитч». Применение этой насадки в вакуумных колоннах позволило уменьшить наложение фракций, а также снизить расход водяного пара в куб колоны.
Коррозия оборудования – еще одна не менее важная проблема. Наличие в поступающей на переработку нефти хлоридов (как неорганических, так и органических) и соединений серы приводит вследствие их гидролиза и крекинга при прямой перегонки нефти к коррозии оборудования, главным образом конденсаторов и холодильников [1]. Имеющиеся ингибиторы коррозии не универсальны, поскольку у них есть ряд недостатков (неприятный запах, являются высокотоксичными соединениями и достаточно дорогими продуктами). Однако в настоящее время разработан новый ингибитор коррозии – водный раствор полигексаметиленгуанидингидрата (ПГМГ Ÿ Н2О). Этот ингибитор не имеет вышеперечисленных недостатков [3].
Одним из направлений совершенствования установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном – до 10% масляных фракций.
В практики фракционирования остатков атмосферной перегонки, наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). Последние более сложные, но усложнение вакуум создающей системы и увеличение в связи с этим капитальных затрат оправдано явным преимуществом её эксплуатации.
В качестве рабочего тела в ГЦВЦ используется ДТ, получаемое на самой установке. Отказ от использования ПЭВС, а, следовательно, от использования в качестве рабочего тела водяного пара приводит к снижению на экологическую систему, за счёт сокращения сброса химически загрязненных вод.
Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т.е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах [2].
Изложенный материал позволяет сделать вывод: установки АВТ еще далеки от универсальности. Однако их совершенствование приведет к решению не только перечисленных проблем, но и сыграет большую роль в защите окружающей среды.

1 Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и выбор варианта ее переработки
Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Данные о Девонской нефти взяты в справочной литературе [4]. Показатели качества нефти представлены в таблицах 1.1 и 1.2.
Таблица 1.1 – Показатели качества Девонской нефти
Показатели
Единицы измерения
Значение показателя
Плотность нефти при 20°С
кг/м3
889,5
Содержание в нефти:
хлористых солей
мг/дм3
119
воды
% масс.
0,67
серы
% масс.
2,82
парафина
% масс.
2,6
фракции до 360°С
% масс.
38,4
фракции 360-500°С
% масс.
18,7
фракции 500-600°С
% масс.
15,0
Плотность гудрона (остатка) при 20 °С (фр.>500°С)
кг/м3
1009,3
Вязкость нефти:
при t=20°C
мм2
38,9
при t=50°C
мм2
14,72
Выход суммы базовых масел с ИВ³90 и температурой застывания £-15°С
% масс.
-
Таблица 1.2 – Потенциальное содержание фракций в Девонской нефти
Номер компонента
Компоненты, фракции
Массовая доля компонента в смеси, xi
1
H2
0
2
CH4
0
3
C2H6
0,000278
4
C2H4
0,00000
5
H2S
0,00000
6
SC3
0,003654
7
SC4
0,006068
8
28-62°С
0,018
9
62-85°С
0,016
10
85-105°С
0,019
11
105-140°С
0,036
12
140-180°С
0,046
13
180-210°С
0,039
14
210-310°С
0,138
15
310-360°С
0,072
16
360-400°С
0,061
17
400-450°С
0,064
18
450-500°С
0,062
19
500-550°С
0,081
20
>550°С
0,338
Итого:
 =SUM(ABOVE) 1,000
Показатели качества Девонской нефти, приведенные в таблицах 1.1 и 1.2, позволяют сказать, что базовых масел с ИВ³90 и температурой застывания £-15°С в нефти нет.
Таким образом производство базовых масел, т.е. получение узких масляных фракций на установке АВТ является не целесообразным.
Нефть следует перерабатывать по топливному варианту.
Девонская нефть с массовой долей серы 2,82 % (класс 3, высокосернистая), плотностью при 20оС 889,5 (тип 3, тяжелая), концентрации хлористых солей 119 мг/дм3, массовой долей воды 0,67 % (группа 3), массовой долей сероводорода 24 ррm (вид 2) обозначается «3.3.3.2. ГОСТ Р 51858-2002». Данная нефть соответствует «ГОСТ Р 51858-2002.Нефть. Общие технические условия.» только для внутреннего использования (плотность не соответствует требованиям экспортного варианта - тип 3).

2 Характеристика фракций нефти и вариантов их применения
Характеристики всех фракций нефти составлена по данным справочника [4] и приводятся в виде таблиц.
2.1 Характеристика газов
Таблица 2.1 – Состав и выход газов на нефть
Компоненты
Выход на нефть, % масс.
Метан
0
Этан
1,0∙0,0278=0,0278
Пропан
1,0∙0,3654=0,3654
Бутан
1,0∙0,4546=0,4546
Изобутан
1,0∙0,1522=0,1522
Итого:
1,0
Содержание этана в рефлюксе: 2,78 % масс..
Девонской нефть содержит в основном тяжёлые газы, т.е. пропан и бутаны. Поэтому смесь этих газов можно получать в жидком состоянии в ёмкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса и использовать его как товарный сжиженный газ, т.к. содержание этана в нём будет <5 %).

2.2 Характеристика бензиновых фракций и их применение
Таблица 2.2 – Характеристика бензиновых фракций Девонской нефти
Пределы кипения фракции, °С
Выход на нефть, % масс.
Октановое число без ТЭС
Содержание, % масс.
серы
ароматических углеводородов
нафтеновых углеводородов
парафиновых углеводородов
н.к.-70
2,1
59
0,1
1
13
86
70-120
4,5
51
0,18
7
22
71
70-140
6,8
45
0,20
9
27
64
140-180
4,6
37
0,32
12
29
59
н.к.-180
13,5
40
0,19
9
25
66
В таблице 2.2 представлены характеристики всех бензиновых фракций, которые получают на современных установках АВТ. В настоящее время при первичной перегонке нефти не выделяют узкие бензиновые фракции, служившие ранее сырьем для производства индивидуальных ароматических углеводородов в процессе каталитического риформинга. На современных установках каталитического риформинга применяются высокоактивные катализаторы при пониженном давлении в реакторах, что обеспечивает высокий выход ароматики (55-65 % на катализат) при работе на сырье широкого фракционного состава, выкипающем в пределах 70-180°С. На установке АВТ в основном получают бензиновые фракции 70-120°С (при выработке реактивного топлива) или 70-180°С (если реактивное топливо не вырабатывают), которые направляют на риформинг для повышения их октанового числа. Фракцию нк-70°С целесообразно использовать для процесса изомеризации и далее как компонент бензина. Фракцию 70-140°С для получения ароматики на установке каталитического риформинга или в смеси с фракцией 140-180°С, для производства высокооктанового компонента автомобильных бензинов. Для всех фракций необходима предварительная гидроочистка.

2.3 Характеристика дизельных фракций и их применение
В таблице 2.3 представлена характеристика дизельных фракций, которые можно вырабатывать на установке АВТ из любой нефти и, в частности, из Девонской. Однако получение на АВТ той или иной дизельной фракции должно быть обоснованным.
Таблица 2.3 – Характеристика дизельных фракций Девонской нефти
Пределы кипения, °С
Выход на нефть, % масс.
Цетано-вое число
Вязкость при 20°С, мм2/с (сСт)
Температура
Содержание серы
общей, % масс.
помутнения, °С
застывания, °С
180-230
5,9
-
-
-
минус 50
0,78
230-360
19,0
51
8,21
минус 4
минус 8
1,98
180-360
24,9
49
6,34
минус 5
минус 10
1,80
Из Девонской нефти получаем дизельные фракции 180-230°С и 230-360°С. Фракция 180-360°С отвечает требованиям стандарта на летнее дизельное топливо. Фракцию 180-230°С можем использовать как компонент зимнего ДТ. Для всех продуктов требуется гидроочистка для понижения содержания серы [4].
2.4 Характеристика вакуумных (масляных) дистиллятов Девонской нефти и их применение
Таблица 2.4 – Характеристика вакуумных дистиллятов Девонской нефти
Пределы кипения, °С
Выход на нефть, % масс.
Плотность при 20°С, кг/м3
Вязкость, мм2/с, при
Выход базовых масел с ИВ³90 на дистиллят, % масс.
50°С
100°С
350-430
11,19
872,3
13,91
4,82
-
430-510
10,13
886,0
45,68
8,17
-
510-600
13,71
924,5
167,49
24,56
-
выше 600
26,9
947,2
298,23
33,45
-
Данные табл. 2.4 показывают нецелесообразность получения узких масляных фракций из Девонской нефти, т.к. получение базовых масел с ИВ≥90 невозможно из-за их отсутствия. Поэтому после выхода из вакуумной колонны и блока теплообменников потоки объединяем и направляем широкую масляную фракцию (ШМФ) на установки каталитического крекинга и (или) гидрокрекинга.
2.5 Характеристика остатков и их применение
Таблица 2.5 – Характеристика остатков Девонской нефти
Показатель
Остатки, tнк °С
выше 350
выше 500
выше 600
Выход на нефть, % масс.
62,0
41,9
26,9
Вязкость условная, °ВУ:
при 80°С
18,84
379,00
-
при 100°С
9,63
224,28
357,80
Плотность при 20°С, кг/м3
975,2
1009,3
1163,4
Коксуемость, % масс.
11,06
14,51
17,40
Содержание, % масс.:
серы
3,18
3,57
4,19
парафинов
2,1
0,6
0,4
На установке АВТ получают остатки: остаток атмосферной перегонки – мазут (tнк360°С) и остаток вакуумной перегонки – гудрон обычный (tнк550°С). Мазут поступает на вакуумный блок для производства масляных дистиллятов.
Мазут и гудрон применяются в качестве компонентов котельных топлив и сырья для установок висбрекинга и коксования. Кроме того, гудрон используется в качестве сырья для процесса деасфальтизации и производства битумов, т.к. Девонская нефть отвечает требованиям:
А+С-2,5П=6,15+17,84-2,5·0,5=22,74 > 0,
где А, С, П – содержание асфальтенов, смол и парафинов в нефти соответственно [4].
Остатки Девонской нефти из-за повышенной вязкости (ВУ > 16) могут быть применены в качестве компонентов котельных топлив только после их переработки на установке висбрекинга.
    продолжение
1 2 3 4 5    

Добавить курсовую работу в свой блог или сайт
Удобная ссылка:

Скачать курсовую работу бесплатно
подобрать список литературы


вверх страницы


© coolreferat.com | написать письмо | правообладателям | читателям
При копировании материалов укажите ссылку.