Главная страница
qrcode

Тепловская. Курсовой проект по курсу технология переработки нефти


Скачать 402.5 Kb.
НазваниеКурсовой проект по курсу технология переработки нефти
Дата23.04.2021
Размер402.5 Kb.
Формат файлаdoc
Имя файлаТепловская.doc
ТипКурсовой проект
#46425
Каталог

Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего образования

«Российский государственный университет нефти и газа

(национальный исследовательский университет)

имени И.М. Губкина»
Факультет химической технологии и экологии
Кафедра технологии переработки нефти
Специальность 18.03.01


КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему: «Составление поточной схемы НПЗ по переработке 10 млн тонн в год Тепловской нефти (Западная Сибирь) с получением максимального количества светлых топлив»
Руководитель работы Студент группы ХТ-18-06

Доцент, к.х.н., Гантулга А.

Смирнова Л.А.

____________________ _____________________

(подпись) (подпись)

_____________________

(дата)

«К защите» Оценка комиссии

Руководитель работы
/______________ / ____________ _______________________
/______________/ _____________ /_____________/ _________

/_____________/__________

Москва – 2021
Федеральное государственное бюджетное образовательное

учреждение высшего образования

«Российский государственный университет нефти и газа

(национальный исследовательский университет)

имени И.М. Губкина»
____________________________________________________________
Кафедра технологии переработки нефти
ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по курсу: «ТЕХНОЛОГИЯ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ»
Студент: Гантулга Аминаа

Группа: ХТ — 18-06

Кафедра: Технология переработки нефти

Руководитель: Доцент, к.х.н., Смирнова Л.А.


Описание цели курсового проекта (заполняется руководителем):
ПРОЕКТИРОВАНИЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО ЗАВОДА С ЦЕЛЬЮ ПОЛУЧЕНИЯ МАКСИМАЛЬНОГО ВЫХОДА СВЕТЛЫХ ТОПЛИВ И РАСЧЕТ
Описание задач, поставленных руководителем:

1. Разработка поточной схемы НПЗ топливного профиля по переработке Тепловской нефти (Западная Сибирь) мощностью 10 млн./год.

Завод включает 12 (двенадцать) промышленных установок.

2. Расчет материальных балансов каждой установки и НПЗ. Расчет сводного материального баланса НПЗ.

3. Рассчитать глубину переработки нефти и суммарное октановое число по бензину (автомобильному).

Дата______________ 2021 г.
Руководитель Студент

______________
ФИО ФИО

Введение

Постоянно увеличивающийся спрос на моторные топлива требует дальнейшего углубления переработки нефти, разработки и внедрения новых вторичных процессов по переработке тяжелых дистиллятов и остаточного топлива, создания более совершенного и высокопроизводительного оборудования.

На современных нефтеперерабатывающих заводах можно высокоэффективно перерабатывать нефтяное сырье различного состава и получать широкую гамму продуктов заданного качества. Следует помнить, что увеличение мощностей нефтеперерабатывающих заводов требует повышения эффективности мер по охране природы.

В связи с переходом на интенсивные методы технологии и строительством укрупненных и комбинированных установок все большую роль играет повышение качества расчетов процессов и аппаратов нефтепереработки, оптимизации действующих и проектируемых технологических схем.

Цель курсовой работы: проектирование нефтеперерабатывающего комплекса мощностью 10 млн тонн в год Тепловской нефти по топливному варианту, расчёт глубины переработки нефти и суммарное октанового число по бензину (автомобильному), выпускаемого таким заводом.

1. Разработка поточной схемы нефтеперерабатывающего завода


Тепловская нефть относится к нефтям основных месторождений сургутского свода, расположенного в западной части Западно-Сибирской низменности. В основном это тяжелые смолистые и сернистые нефти. Большинство из них является хорошим сырьем для получения дистиллятных и остаточных масел. Особенно нужно отметить Тепловскую нефть, из которой с большим выходом получаются высокоиндексные масла.

В таблице 1 приведены справочные данные по физико-химическим характеристикам нефти.

Таблица 1. Физико-химическая характеристика Тепловской нефти [1, с. 34
Показатель
Значение
Показатель
Значение
Плотность при 20 оС,
0,8752
Содержание смол сернокислотных, %
34
Молекулярная масса, М
270
Содержание смол силикагелевых, %
18,32
Вязкость кинематическая при 20 оС, 2/с
54,03
Содержание асфальтенов, %
2,74
Вязкость кинематическая при 50 оС, 2/с
10,97
Коксуемость, %
5,28
Температура вспышки в закрытом тигле, оС
-30
Зольность, %
0,024
Температура застывания с обработкой, оС
–30
Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти
0,05
Содержание парафина, %
2,77
Выход фракций НК – 200 оС, % масс.
18,8
Содержание серы, %
1,59
Выход фракций НК – 350 оС, % масс.
41,8

8].
Таблица 2. Разгонка Тепловской нефти по ГОСТ 2177-66 [1, с. 349].

н.к. 63ºС
Температура выкипания фракции, ºС
Выход (на нефть), % масс.
120
8
140
11
150
13
160
15
180
18
200
20
220
23
240
27
250
30
280
34
300
40
остаток
100


Материальный баланс установок первичной переработки нефти составляется согласно данным кривой истинных температур кипения (ИТК) сырой нефти (рис. 1), для построения которой воспользуемся справочными данными [1, с. 585] по разгонке исследуемой нефти в аппарате АРН-2 (табл. 3).

Таблица 3. Разгонка (ИТК) Тепловской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций.


Температура выкипания фракции при 760 мм.рт.ст., ºС
Выход (на нефть), % масс.
ρ20


отдельных фракций
суммарный
1
До 28
0.6
0.6
-
2
28-60
2.16
2.76
0.6568
3
60-93
2.55
5.31
0,7051
4
93-110
2.47
7.78
0,7292
5
110-142
2.57
10.35
0,7425
6
142-163
2.7
13.05
0,7595
7
163-178
2.66
15.71
0,7720
8
178-195
2.78
18.49
0,7869
9
195-221
2.78
21.27
0,7968
10
221-236
2.7
23.97
0,8089
11
236-256
2.78
26.75
0,8200
12
256-275
2.9
29.65
0,8283
13
275-294
2.82
32.47
0,8384
14
294-308
2.78
35.25
0,8480
15
308-26
2.7
37.95
0,8566
16
326-344
2.82
40.77
0,8651
17
344-362
2.98
43.75
0,8729
18
362-380
2.98
46.73
0,8834
19
380-400
3.06
49.79
0,8910
20
400-435
2.94
52.73
0,8964
21
425-448
3.02
55.75
0,9073
22
448-465
2.94
58.69
0,9147
23
465-486
3.02
61.71
0,9190
24
486-500
1.99
63.7
0,9238
25
остаток
36.3
100,0
0.9838



Рисунок 1. Кривая ИТК Тепловской нефти °

Выход отдельных фракций принимаем по их потенциальному содержанию в нефти без учета четкости ректификации.

1.2. Характеристика нефтепродуктов


Таблица 4 – Групповой состав фракций, выкипающих до 200
Температура

отбора, ºС
Выход на нефть,

% мас.
ρ4
20
Содержание у/в, % мас.
ароматических
нафтеновых
парафиновых
62-85
1,3
0,7000
0,5
30
69,5
62-105
3,3
0,7163
1
29
70
85-105
2,0
0,7216
1,5
27
70,1
85-120
3,7
0,7268
2
23,5
74,5
85-180
11,7
0,7502
7
20
73
105-120
1,7
0,7336
2,5
21,5
76
105-140
3,7
0,7393
4
21
75
120-140
2,0
0,7438
5,5
20,5
74
140-180
6,0
0,7651
10,5
18,5
71


Таблица 5 – Характеристика керосиновых дистиллятов [1, с. 446].

Параметры
Температура отбора, ºС
150-280
150-320
Выход на нефть,

% мас.
17,5
25,2
ρ20
0,8053
0,8163
Фракционный состав
н.к.
176
185
10%
190
196
50%
220
248
90%
260
300
98%
270
314
Отгоняется до 270 ºС, %
98
74
Температура, ºС
начала кристаллизации
-
помутнения
-38
-23
вспышки в закрытом тигле
60
-
Высота некоптящего пламени, мм
22,5
20
Содержание ароматических УВ
16,2
-
Содержание серы, %
общей
0,28
0,42
меркаптановой
Кислотность, мг КОН/100 мл топлива
0,98
1,40


Таблица 6 – Характеристика дизельных топлив и их компонентов [1, с. 363].
Температура отбора, ºС
150-350
200-350
240-320

230-350

240-350
Выход на нефть,

% мас.
29,80
23,0
12,7

18,6

17,3
Цетановое число
53
57
56

59

58
Дизельный индекс
57
56
59

53

55
Фракционный состав
10%
203
243
267
268
272
50%
263
278
382
386
290
90%
315
320
304
321
320
96%
320
328
314
327
330
ρ20
0,8230
0,8360
0,8375
0,8421
0,8432
v4,2
6,05
6,61
8,45
9
V2,32
3
3,1
3,61
3,7
Температура, ºС
застывания
-26
-20
-17
-15
-14
помутнения
-20
-14
-10
-10
-9
вспышки
72
-
-
-
123
Содержание серы, %
общей

0,5

0,6

0,62

0,65

0,68
Кислотность, мг КОН/100 мл топлива

1,82

2,24

2,66

2,9

3,08
Анилиновая точка, ºС
70,8
66,8
71,8
67,0
68,0

Таблица 7 – Характеристика мазутов и остатков [1, с. 465].
Температура отбора, ºС
Мазут топочный

Остаток

40

100

200

Выше 350

>> 400

>>450

>>500
Выход на нефть,% мас.

50.9

50.2

54.5

58.2

50.2

43.2

36.3
ρ40.9469

0.9605

0.9538

0.9478

0.9605

0.9718

0.9838
ВУ
37.73

125.2

75.01

40.12

125.2


-

-
ВУ8
15.5
11.5
8.6
15.5
34.2
92.73
ВУ3.68
8.35
6.5
4.8
8.35
14
25.13
застывания
18
23
21
19
23
25
28
вспышки
230

268


250

234

268

301

344
Содержание серы, %

1.76

1.96

1.82

1.78

1.96

2.42

3.15
Коксуемость, %
9.8
11.01
10.48
10.0
11.01
12.36
16.39


1.3. Требования к товарным нефтепродуктам


Все полученные нефтепродукты должны соответствовать эксплуатационным и экологическим нормам для возможности реализации на территории Российской Федерации. Для бензина действующим гостом регламентирующий все требования является ГОСТ 32513-2013 «Топлива моторные. Бензин неэтилированный. Технические условия» [2]. Для авиационного топлива ГОСТ 10227-2013 «Топлива для реактивных двигателей. Технические условия». Для дизельного топлива действует ГОСТ 32511-2013 (EN 590:2009) «Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия (с Поправкой)» [3].

Таблица 8 – ГОСТ 32513-2013 «Топлива моторные. Бензин неэтилированный. Технические условия» для бензина Класс 5.
Наименование показателя
Значение
Октановое число, не менее:
- по исследовательскому методу
- по моторному методу
АИ-92
92,0
83,0
АИ-95

95,0

85,0
АИ-98

98,0

88,0
Концентрация свинца, мг/дм3, не более
Отсутствие

(менее 2,5)
Концентрация смол, промытых растворителем, мг 100 см3 бензина, не более
5
Индукционный период, мин, не менее
360
Массовая доля серы, мг/кг, не более:
10
Объемная доля бензола, %, не более
1
Объемная доля углеводородов, %, не более
-олефиновых
-ароматических
18,0
35,0
Массовая доля кислорода, %, не более
2,7
Объемная доля оксигенатов, %, не более
-метанола
-этанола
-изопропилового спирта
- третбутилового спирта
- изобутилового спирта
- эфиров (С- других оксигенатов

Отсутствие
5,0
10,0
7,0
10,0
15,0
10,0
Испытание на медной пластинке (3 ч при 50 °С)
Класс 1
Внешний вид
Прозрачный и чистый
Плотность при температуре 15 °С, кг/м3
725,0-780,0
Концентрация марганца, мг/дм3, не более
Отсутствие
Концентрация железа, мг/дм3, не более
Отсутствие
Объемная доля монометиланилина, %, не более
Отсутствие
Таблица 9 – ГОСТ 32511-2013 «Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия (с Поправкой)» требования к топливу для ДТ Класс 5.
Наименование показателя
Значение
Цетановое число, не менее
51,0
Цетановый индекс, не менее
46,0
Плотность при 15 0С, кг/куб.м
820 - 845
Массовая доля полициклических ароматических углеводородов, %, не более
8
Массовая доля серы, мг/кг, не более
10
Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, выше
55
Коксуемость 10%-ного остатка разгонки, % масс., не более
0,3
Зольность, % масс., не более
0,01
Массовая доля воды, мг/кг, не более
200
Общее загрязнение, мг/кг, не более
24
Коррозия медной пластинки (3 ч при 50 0С), единицы по шкале
Класс 1
Окислительная стабильность: общее количество осадка, г/куб. м, не более
25
Смазывающая способность: скорректированный диаметр пятна износа при 60 0С, мкм, не более
2,00 - 4,50
Кинематическая вязкость при 40 0С, мм2
3,0-6,0
Фракционный состав:

при температуре 250 0С, % об., менее

при температуре 350 0С, % об., менее

95% об. перегоняется при температуре, 0С, не выше

65

85

360
Содержание метиловых эфиров жирных кислот, % об., не более
5
Таблица 10 – ГОСТ 32511-2013 «Топливо дизельное ЕВРО. Технические условия (с Поправкой)» климатические условия к летнему и зимнему ДТ Класс 5.
Наименование показателя
Летнего

Сорта С
Зимнего

Класс 1
Предельная температура фильтруемости, 0С, не выше
-5
-26
Температура помутнения, 0С, не выше
-5
-16
Плотность при 15 0С, кг/м3
820-845
800-845
Кинематическая вязкость при 40 0С, мм2/с
3,0-6,0
1,5-4,0
Цетановое число, не менее
51,0
49,0
Цетановый индекс, не менее
46,0
46,0
Фракционый состав:

до 1800С перегоняется, % об., не более

до 3600С перегоняется, % об., не менее
10

95
10

95
Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже
55
55

ВЫВОД:

Из данной нефти возможно получение автомобильных бензинов 5 класса по ТР путем включения в поточную схему завода таких процессов, как гидроочистка компонентов, высокотемпературная изомеризация, каталитический риформинг, каталитический крекинг и алкилирование.

Также возможно производство дизельных топлив, которые также должны соответствовать техническому регламенту. Для ДТ возможно внедрение процессов коксования, каталитического крекинга и алкилирования.

Кроме светлых нефтепродуктов, возможно получение кокса на установке замедленного коксования [5] и бытового топливного газа.

2. Поточная схема переработки


1. Две установки ЭЛОУ-АТ-6 с секциями вторичной перегонки бензиновой фракции – обезвоживание и обессоливание сырой нефти с последующим разделением ее на узкие фракции.

2. Высокотемпературная изомеризация – переработка бензиновой фракции н.к.-62ºС с целью повышения октанового числа за счет увеличения разветвленных алканов.

3. Гидроочистка бензиновой фракции – обработка бензиновой фракции для удаления сернистых соединений перед установкой риформинга.

4. Каталитический риформинг – переработка бензиновой фракции 85-180 ºС для повышения октанового числа за счет увеличения ароматических соединений.

5. Гидроочистка дизельной фракции – обработка дизельной фракции для уменьшения содержания сернистых, олефиновых, азотистых и кислородсодержащих соединений.

6. Каталитический крекинг - установка для углубления переработки нефти с целью получения высокооктанового компонента автомобильного бензина и дополнительных количеств светлых нефтепродуктов, а также жирного газа.

7. Гидроочистка тяжелого газойля – предназначена для обработки вакуумного газойля с целью уменьшения содержания сернистых, олефиновых, азотистых и кислородсодержащих соединений.

8. Замедленное коксование – получение дополнительного количества светлых нефтепродуктов и нефтяного кокса.

9. ГФУ – разделение заводских газов.

10. Сернокислое алкилирование – получение высокооктанового бензинового компонента, а также дополнительного количества дизельного топлива.

11. Получение серы методом Клауса – переработка сероводорода с целью получения товарной серы.

2.2. Описание поточной схемы завода


Сырая нефть разделяется на два потока по 6 млн. т в год каждый и поступает в блок ЭЛОУ, где от нее отделяют воду и растворенные в ней соли для снижения коррозионного эффекта в последующих стадиях переработки. Обессоленная и обезвоженная нефть попадает в атмосферную трубчатку с секцией вторичной перегонки бензина, где разделяется на узкие фракции: н.к.-62 °С, 62-85 °С, 85-180 °С 180-350 °С, остаток выше 350°С.

Фракцию н.к.-62°С направляют на установку изомеризации, полученный изомеризат отправляют на станцию смешения бензинов (ССБ), а углеводородные газы – на установку газофракционирования (ГФУ) в предельный блок.

Фракция 62-85 ºС направляют в ССБ.

Фракция 85-180°С поступает на установку гидроочистки в смеси с бензином коксования, после чего гидроочищенную бензиновую фракцию и бензиновый отгон установки гидроочистки дизельной фракции направляют на установку каталитического риформинга. Получаемый риформат направляют в ССБ, а углеводородный газ направляется в предельный блок ГФУ. Сероводород поступает на установку Клауса вместе с сероводородом установки гидроочистки дизельной фракции.

Дизельная фракция 180-350°С направляется на установку гидроочистки дизельной фракции в смеси с легким газойлем замедленного коксования, после чего идет на станцию смешения дизельного топлива (ССДТ) и используется как летнее дизельное топливо, а углеводородный газ отправляется на ГФУ.

Мазут 350 ºС направляется на установку каталитического крекинга, после чего продукты распределяются по установкам. Полученный высокооктановый компонент бензина поступает в ССБ, легкий газойль каталитического крекинга поступает в ССДТ, углеводородные газы направляют в непредельный блок ГФУ, полученный кокс выжигается с поверхности катализатора.

Тяжелый газойль каталитического крекинга поступает на установку замедленного коксования. Полученный углеводородный газ отправляют в непредельный блок ГФУ. Кокс является готовым продуктом.

На газофракционирующую установку приходят как предельные газы (с АВТ, каталитического риформинга, высокотемпературной изомеризации, гидроочистки бензиновой, дизельной фракции и вакуумного газойля), так и непредельные (с каталитического крекинга и замедленного коксования). Поэтому ГФУ должна быть разделена на предельный и непредельный блоки.

Бутан-бутиленовая, пропан-пропиленовая фракция из непредельного блока ГФУ и изобутан из предельного блока ГФУ поступают на установку сернокислотного алкилирования. Высокооктановый алкилат направляют в ССБ, тяжелый алкилат отправляют в ССДТ.

На заводе много процессов, которые требуют расход водорода. Однако каталитический риформинг может не обеспечить остальные установки водородом, поэтому необходимо составить сводный баланс завода по потреблению водорода. На основании полученных данных будет принято решении о необходимости дополнительной установки по производству водорода. Сырьем данной установки служит сухой газ с установки ГФУ





перейти в каталог файлов


связь с админом