Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Факультет

химической технологии и экологии

Кафедра

технологии переработки нефти

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Технология переработки нефти»

на тему «Разработка поточной схемы НПЗ переработки чеховской нефти производительностью 5 млн т/год с получением максимального количества реактивного топлива. Описание установки гидрокрекинга»

Ассистент Сердюкова Е.Ю.

Нурмухамедова Аделя Ринатовна

Москва, 2021



МИНОБРНАУКИ РОССИИ

РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Факультет

химической технологии и экологии

Кафедра

технологии переработки нефти

ЗАДАНИЕ НА КУРСОВУЮ РАБОТУ

по дисциплине

«Технология переработки нефти»

на тему

«Разработка поточной схемы НПЗпереработки чеховской

нефти производительностью 5 млн т/год с получением максимального

количества реактивного топлива. Описание установки гидрокрекинга»



Содержание работы:

Свойства чеховской нефти

Современные требования к выпускаемой продукции

Разработка поточной схемы НПЗ

Материальные балансы отдельных процессов и НПЗ

Показатели работы НПЗ

Описание технологической установки гидрокрекинга

Исходные данные для выполнения работы:

Справочные данные физико-химических свойств нефти

Современные требования к нефтепродуктам по данным ГОСТ

Рекомендуемая литература:

В.М. Капустин. Технология переработки нефти. Ч.2. Физико-химические процессы. - М.: Химия, КолосС, 2015. - 400с.

Сборник «Нефти СССР», т.2 - М.: Химия, 1972 г.

Капустин В.М., Рудин М.Г., Кудинов А.М. Основы проектирования нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. М.: Химия (РГУ нефти и газа им. Губкина), 2012. - 440 с.

В. М. Капустин. Технология переработки нефти. Ч.1. Первичная перера- ботка нефти. - М. Химия, КолосС, 2014. - 456с.

«Справочник нефтепереработчика».Капустин В.М., Рудин М.Г. - Л.: Химия, 2018. -328 с.

Махин Д. Ю., Капустин В. М. Методические указания для выполнения курсовой работы. М.: Химия (РГУ нефти и газа им. Губкина), 2018. - 19 с.

Графическая часть:

Поточная схема НПЗ

Технологическая схема установки гидрокрекинга



Содержание

• Введение
• 1. Характеристика нефти
• 2. Характеристика нефтепродуктов
• 3. Современные требования к товарным нефтепродуктам
• 4. Обоснование выбора схемы завода
• 5. Описание поточной схемы завода
• 6. Материальные балансы установок
• 7. Сводный материальный баланс НПЗ
• 8. Расчет индекса Нельсона
• 9. Расчёт глубины переработки нефти
• 10. Расчёт октанового числа бензина смешения
• 11. Описание технологической установки гидрокрекинга
• Заключение
• Список литературы
• Приложение 1
• Приложение 2


Введение

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

Современные требования, предъявляемые к ассортименту и уровню качества нефтепродуктов, оказали решающее влияние на технический прогресс в области производства нефтепродуктов, на создание более совершенных технологических установок и производственных комплексов.

Повышение эффективности использования нефти в процессе её первичной и вторичной переработки прежде всего связано с углублением отбора нефтепродуктов от их потенциального содержания. Эта задача должна решаться преимущественно путём интенсификации и реконструкции действующих установок первичной и вторичной переработки нефти. Основой реконструкции являются прежде всего надёжные проверочные расчёты, позволяющие уточнить оптимальные параметры по производительности имеющихся аппаратов и оборудования.

На современных нефтеперерабатывающих заводах можно высокоэффективно перерабатывать нефтяное сырьё различного состава и получать широкую гамму продуктов заданного качества.

Таким образом, проектирование варианта переработки определённой нефти, расчёт материальных балансов отдельных установок и нефтеперерабатывающего завода в целом позволяют оценить целесообразность применения данного сырья для получения целевых продуктов, а также рассчитать экономическую эффективность производства.



1. Характеристика нефти

Таблица 1 - Физико-химическая характеристика чеховской нефти[2, c. 18]

Показатель	Значение
Горизонт	Пашийский Д?
	0,8016
М	-
, сст	5,41
, сст	3,72
Температура застывания, ?С:
с обработкой	-14
без обработки	-9
Температура вспышки в закрытом тигеле, ?С	-48
Давление насыщенных паров при 38?С, мм рт. ст.	778
Давление насыщенных паров при 50?, мм рт. ст	998
Коксуемость, %	-
Зольность, %	-
Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти	0,04
Парафин:
содержание, % масс.	3,8
температура плавления, ?С	50
Содержание, % масс.:
серы	0,54
азота	0,06
смол сернокислотных	10
смол силикагелевых	3,4
асфальтенов	0,22
Выход фракций, вес. %:
до 200?С	34,8
до 350?С	64,6

Таблица 2 - Разгонка ИТК нефти [2, c. 145]

Т выкипания, ?	Выход на нефть, % масс.
	отдельных фракций	суммарный
н.к-28 (газ до С4)	3,1	3,1
28-47	2,3	5,4
47-57	2,4	7,8
57-67	2,5	10,3
67-90	2,6	12,9
90-101	2,7	15,6
101-117	2,8	18,4
117-128	2,8	21,2
128-142	2,8	24,0
142-152	2,9	26,9
152-162	2,9	29,8
162-175	2,9	32,7
175-186	2,9	35,6
186-204	2,9	38,5
204-218	2,9	41,4
218-230	3,0	44,4
230-248	3,0	47,4
248-261	3,0	50,4
261-276	3,0	53,4
276-294	3,1	56,5
294-308	3,1	59,6
308-328	3,1	62,7
328-342	3,1	65,8
342-358	3,2	69,0
358-378	3,2	72,2
378-401	3,2	75,4
Остаток	24,6	100,0

Рисунок 1 - Кривая ИТК чеховской нефти

2. Характеристика нефтепродуктов

Таблица 3 - Характеристика фракций, выкипающих до 200?С [2, c. 38]

Темпера-тура отбора, ?С	Выход на нефть, % масс.	с420	Фракционный состав, ?С	Содержание серы, %	Кислот- ность мг КОН на 100 мл фракции	Давление насыщен-ных паров
			н.к.	10%	50%	90%
28-85	9,8	-	-	-	-	-	-	-	-
28-120	16,2	0,6869	40	57	81	106	-	0,29	428
28-150	23,2	0,7059	44	75	98	135	-	0,34	345
28-180	30,6	0,7222	47	79	119	172	-	0,49	265
28-200	34,8	0,7287	48	80	128	189	-	0,54	235

Таблица 4 - Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200?С [2, c. 44]

Температура отбора, ?С	Выход на нефть, % масс.	с420	nD20	Содержание УВ, % на нефть
				ароматичес- ких	нафте- новых	парафиновых
28-60	5,2	-	-	-	-	100
60-95	6,4	0,6896	1,3880	3	22	75
95-122	5,4	0,7260	1,4058	9	25	66
122-150	6,0	0,7495	1,4190	14	21	65
150-200	11,8	0,7808	1,4358	21	14	65
28-200	34,8	0,7287	1,4216	13	21	66

Таблица 5 - Характеристика керосиновых дистиллятов[2, с. 57]

Температура отбора, ?	150-280	150-320
Выход (на нефть), %	27,7	35,7
с420	0,7990	0,8110
Фракционный состав, ?:
н.к.	164	182
10 %	182	196
50 %	214	240
90 %	257	296
98 %	273	313
отгоняется до 270 ?, %	96	73
Температура, ?:
помутнения	-12	-12
вспышки	48	58
Высота некоптящего пламени, мм	22	20
Октановое число	-	-
Содержание серы, %	0,09	0,16
Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята	2,03	1,97

Таблица 6 - Характеристика дизельных топлив и их компонентов [2, c. 66]

Параметр	Значение
Температура отбора, ?С	150-350	180-370	200-350	240-350
Выход на нефть, % масс.	41,1	37,5	29,3	21,0
Цетановое число	53	54	57	58
Дизельный индекс	65,3	63,4	63,0	61,1
Фракционный состав, ?С:
10%	201	230	241	279
50%	248	278	277	298
90%	321	345	328	333
96%	-	-	-	-
с420	0,817	0,832	0,833	0,844
н20, cCт	3,11	4,67	4,84	6,86
н50, cCт	1,71	2,44	2,46	3,20
Температура?С:
застывания	-30	-24	-22	-15
помутнения	-22	-15	-14	-9
вспышки	60	86	100	125
Содержание серы, %	0,25	0,33	0,33	0,45
Кислотность, мг КОН на 100 мл топлива	2,07	3,01	2,46	2,66



Таблица 7 - Характеристика мазутов и остатков [2, c. 72]

Мазут и остаток	Выход на нефть, % масс.	с420	ВУ80	ВУ100	Температура, ?С	Содержание серы, %	Коксуемость, %
					застывания	вспышки(в открытом тигле)
Остаток
>300?	42,2	0,8940	3,50	-	17	177	0,95	-
>350?С	32,8	0,9112	5,32	2,59	24	214	1,00	-
>400?С	24,7	0,9253	7,45	4,60	34	274	1,08	-
>450?С	18,0	0,9340	8,34	-	41	-	1,12	-



3. Современные требования к товарным нефтепродуктам

Бензиновые фракции могут быть использованы как компонент товарного бензина, подвергаться вторичной разгонке для получения узких фракций и дальше идти на установку каталитического риформинга и изомеризации. Современные автомобильные и авиационные бензины должны удовлетворять ряду требований, обеспечивающих экономичную и надёжную работу двигателей, и требованиям эксплуатации:

- иметь хорошую испаряемость, позволяющую получить однородную топливовоздушную смесь оптимального состава при любых температурах;

- иметь групповой углеводородный состав, обеспечивающий устойчивый, антидетонационный процесс сгорания на всех режимах работы двигателя;

- не изменять своего состава и свойств при длительном хранении и не оказывать вредного влияния на детали топливной системы, резервуары, резинотехнические изделия и др.

Таблица 8 - Требования к товарному бензину класса 6 в соответствии с Техническим регламентом 2015 г. [5, c. 213]

Наименование показателя	Значение
1. Октановое число, не менее:
- по исследовательскому методу	95.0
- по моторному методу	85,0
2. Концентрация свинца, мг/дм3, не более	Отсутствие
3. Плотность при температуре 15?, кг/м3	720-780
4. Концентрация серы, мг/кг, не более:	10
5.Устойчивость к окислению, мин, не менее	360
6.Концентрация смол, промытых растворителем, мг 100 см3 бензина, не более	5
7. Коррозия медной пластинки (3 ч при 50?), единицы по шкале	Класс 1
8. Внешний вид	Прозрачный и чистый
9. Объёмная доля углеводородов, %, не более
- олефиновых	11,0
- ароматических	24,0
10. Объёмная доля бензола, %, не более	0,8
11, Массовая доля кислорода, %, не более	2,7
12. Объёмная доля окисгенатов, %, не более
- метанола	Отсутствие
- этанола	5
- изопропилового спирта	10
- изобутилового спирта	10
- третбутилового спирта	7
- эфиров (С5 и выше)	15
- других оксигенатов	10
13. Наличие моющих присадок	Обязательно
14. Выбросы NOx, г/кВт*ч	0,46

Согласно межгосударственному стандарту авиационного топлива для газотурбинных двигателей Джет А-1. Реактивное топливо должно соответствовать заданному качеству.

Таблица 9 - Межгосударственный стандарт авиационного топлива для газотурбинных двигателей Джет А-1 [5, 266]

Наименование показателя	Значение
Внешний вид
а) визуальная оценка	Чистое, прозрачное, не должно содержать воды, осадка и взвешенных частиц при температуре окружающей среды
б) цвет, баллы по шкале Сейболта	Не нормируется. Определение обязательно
в) содержание механических примесей и воды	Отсутствие
Кислотное число общее, мг КОН/г, не более	0,10
Объемная доля ароматических углеводородов, %, не более	25,0
Массовая доля меркаптановой серы, %, не более	0,0030
Массовая доля общей серы, %, не более	0,25
Фракционный состав, °С:
10% отгоняется при температуре, °С, не выше	205,0
50% отгоняется при температуре, °С	Не нормируется. Определение обязательно
90% отгоняется при температуре, °С, не выше	300,0
остаток от разгонки, %, не более	1,5
потери от разгонки, %, не более	1,5
Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже	38,0
Плотность при температуре 15°С, кг/м	775,0-840,0
Температура замерзания, °С, не выше	-47,0
Кинематическая вязкость при температуре -20°С, мм/с, не более	8,000

Дизельные фракции могут быть использованы как топливо для дизельных двигателей и сырьё установки депарафинизации. Основные эксплуатационные показатели дизельных топлив являются:

-цетановое число, определяющее высокие мощности и экономические показатели работы двигателя;

- фракционный состав, определяющий полноту сгорания, дымность и токсичность отработанных дымовых газов;

- вязкость и плотность, обеспечивающие нормальную подачу топлива, распыление в камере сгорания и работоспособность в системе фильтрования;

- низкотемпературные свойства, определяющие функционирование системы питания при отрицательных температурах окружающей среды и условия хранения топлива;

- степень чистоты, характеризующая надёжность работы фильтров грубой очистки и цилиндропоршневой группы двигателя;

- температура вспышки, определяющая условия безопасности применения топлива в дизелях;

- наличие сернистых соединений, непредельных углеводородов и металлов, характеризующие нагарообразование коррозию и износ.



Таблица 10 - Требования к товарному дизельному топливу класса евро-5 (2015 г.) [5, c. 287]

Наименование показателя	Значение
1. Цетановое число, не менее	54,0-58,0
2. Цетановый индекс, не менее	46,0
3. Плотность при 15?, кг/куб.м	825-830
4. Полициклические ароматические у/в, % по массе, не более	2
5. Содержание серы, мг/кг, не более	10
6. Температура вспышки в закрытом тигле, ?, выше	55
7. Коксуемость 10%-ного остатка разгонки, % по массе, не более	0,30
8. Зольность, % по массе, не более	0,01
9. Содержание воды, мг/кг, не более	200
10. Общее загрязнение, мг/кг, не более	24
11. Коррозия медной пластинки (3 ч при 50?), единицы по шкале	Класс 1
12. Окислительная способность: общее количество осадка, г/куб.м, не более	25
13. Смазывающая способность: скорректированный диаметр пятна износа при 60?, мкм, не более	460
14. Кинематическая вязкость при 40?, кв.мм/с	2,00-4,50
15. Фракционный состав:
при температуре 250?, % (по объёму), не менее	65
при температуре 350?, % (по объёму), не менее	85
95 % (по объёму) перегоняется при температуре, ?, не выше	340-350
16. Содержание метиловых эфиров жирных кислот, % (по объёму), не более	5,0



4. Обоснование выбора схемы завода

Чеховская нефть является малосернистой. В задании сказано разработать вариант глубокой переработки нефти с максимальным выходом реактивного топлива, поэтому выделяется керосиновая фракция (150-250?). Керосиновая фракция соответствует стандартам ГОСТ, поэтому гидроочистка не требуется. По новым стандартам евро-5 и евро-6 для бензина и дизельного топлива предусматривается очень низкое содержание серы, поэтому необходимо наличие нескольких установок гидроочистки. Для большего выхода светлых фракций необходимо фракцию 350-480 ? направить на установку гидрокрекинга, с получением бензина, дизельноготоплива и тяжёлого газойля (сырья гидрокрекинга гудрона). Также для переработки гудрона с выходом лёгкого газойля (компонента дизельного топлива) и бензина (сырья каталитического риформинга) используется установка гидрокрекинга гудрона, которая необходима в заданной поточной схеме. товарный нефтепродукт октановый гидрокрекинг

Бензиновые фракции тоже необходимо направить на установки с получением высокооктанового бензина (изомеризации, каталитического риформинга), что значительно повысит глубину переработки нефти и увеличит производство товарных продуктов.

Для переработки углеводородных газов с различных установок необходима ГФУ предельных и непредельных газов, полученные пропан-пропиленовые и бутан-бутиленовые фракции которой можно рассматривать как товарные сжиженные газы, а фракцию С₁-С₂ как сухой газ.



5. Описание поточной схемы завода

Нефть поступает в блок ЭЛОУ-АВТ, где она проходит процесс обессоливания, обезвоживания и первичной ректификации с получением фракций: углеводородного газа, н.к.-150?С, 150-250?С, 250-350?, 350-401?С и >401?С (гудрон). Углеводородный газ поступает в блок ГФУ предельных газов. Фракция н.к.-150? отправляется на гидроочистку, а затем на вторичную перегонку бензина, где разделяется на узкие фракции: н.к.-70?С, 70-105?С и 105-150?С, фракция 150-250? является готовым продуктом реактивного топлива, фракция 250-350?С поступают на гидроочистку, фракция 350-401? (вакуумный газойль) отправляется на гидрокрекинг, а фракция >401?С (гудрон) поступает на установку гидрокрекинга гудрона. Углеводородный газ после гидроочистки бензинаотправляется на ГФУ предельных газов. Фракция н.к.-70?С идёт на установку низкотемпературной изомеризации Изомалк-2, полученный изомеризат поступает на станцию смешения бензина (ССБ), углеводородный газ уходит на ГФУ предельных газов. Фракция 70-105?С также поступает на установку изомеризации Изомалк-4,полученный изомеризат поступает на станцию смешения бензина (ССБ), углеводородный газ уходит на ГФУ предельных газов. Фракция 105-150?С поступает на установку каталитического риформинга, углеводородный газ оттуда также поступает на ГФУ предельных газов, а риформат уходит на станцию смешения бензина. В процессе каталитического риформинга образуется водородсодержащий газ, который используется в установках гидроочистки бензина и дизельного топлива, на изомеризации и гидрокрекинге. При нехватке водородсодержащего газа устанавливают установку производства водорода (УПВ).

Гидроочищенное дизельное топливо уходит на станцию смешения дизельного топлива (ССДТ),бензин-отгон отправляется как сырьё на вторичную перегонку бензина, а углеводородный газ уходит на ГФУ предельных газов.

Фракция 350-480?С (вакуумный газойль)поступает на установку гидрокрекинга. В процессе гидрокрекинга получаются: бензин (отправляется в ССБ), дизельное топливо (уходит в ССДТ), тяжёлый газойль (направляется как сырьё на гидрокрекинг гудрона), углеводородный газ (поступает на ГФУ предельных газов). Также в процессах гидроочистки и гидрокрекинга выделяется сероводород, который отправляется на установку производства серы - установку Клауса с целью получения товарной серы.

На установку гидрокрекинга гудрона приходит фракция >401?С. Лёгкий газойль с гидрокрекинга уходит на установку гидроочистки дизельного топлива, бензин направляется в станцию смешения бензина, также образуется тяжёлый газойль (отправляется в товарный парк как компонент котельного топлива), углеводородный газ направляется на ГФУпредельных газов.

Сухой газ с установкиГФУ предельных газовиспользуется в производстве водорода на УПВ и как топливный газ на нужды завода. Фракции С₃ и С₄ используются как товарные сжиженные газы и отправляются в товарный парк для продажи.



6. Материальные балансы установок

6.1 Материальный баланс и описание установки ЭЛОУ-АВТ [1c. 121-127, 157-162]

Назначение ЭЛОУ - удаление солей и воды из нефти перед подачей на переработку. Эффективное обессоливание позволяет значительно уменьшить коррозию технологического оборудования установок по переработке нефти, предотвратить дезактивацию катализаторов, улучшить качество топлив, нефтяного кокса, битумов и других продуктов.

Сырье - нефть, содержащая воду и соли.

Продукция:

обессоленная и обезвоженная нефть, содержащая 3 - 4 мг/л солей и до 0,1% масс. воды;

вода с растворенными солями

Технологический режим:

Температура сырой нефти, поступающей на установку - 10 - 30 ?С

Температура нефти в шаровых электродегидраторах - 90 - 100 ?С

Температура нефти в горизонт. электродегидраторах-120 - 140 ?С

Давление в шаровых электродегидраторах - <6 кгс/см²

Давление в горизонтальных электродегидраторах - 12 - 14 кгс/см²

Таблица 11 - Материальный баланс установки ЭЛОУ

Материальный баланс ЭЛОУ
Компонент	% масс. на сырьё	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
Сырая нефть	101,00	-	5050,00
Всего:	101,00	-	5050,00
Получено:
Обессоленная нефть	100,00	-	5000,00
Вода+соли	1,00	-	50,00
Всего:	101,00	-	5050,00

НазначениеАВТ- разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции. Первичная перегонка осуществляется на атмосферных трубчатых (АТ) и вакуумных трубчатых (ВТ) установках. Установки АВТ часто комбинируются с установками обессоливания нефти и вторичной перегонки бензинов.

Сырье - обессоленная и обезвоженная нефть с ЭЛОУ.

Продукция:

углеводородный газ - направляется на ГФУ;

бензиновые фракции - используются в качестве сырья для установок Изомалк-2 и Изомалк-4 (фр. н.к.-70?С, 70-105 ?) и каталитического риформинга (фр. 105 - 150?С), предварительно подвергающиеся разделению вторичной перегонкой и гидроочистке;

керосиновая фракция (фр. 150-250?) - реактивное топливо;

дизельная фракция (фр. 250-350?С) подвергается гидроочистке;

фракция 350 - 401?С - сырье для гидрокрекинга вакуумного газойля;

гудрон (>401?С) - сырье для гидрокрекинга гудрона.

Таблица 12 - Материальный баланс установки АВТ

Материальный баланс АВТ
Компонент	% масс. на сырьё	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
Обессоленная нефть	100,00	100,00	5000,00
Всего:	100,00	100,00	5000,00
Получено:
У/в газ (фракция нк-28?)	3,10	3,10	155,00
Фракция н.к.-150?	23,50	23,50	1175,00
Фракция 150?-250?	21,00	21,00	1050,00
Фракция 250?-350?	19,80	19,80	990,00
Фракция 350-401?	8,00	8,00	400,00
Остаток >401?	24,60	24,60	1230,00
Всего:	100,00	100,00	5000,00



6.2 Материальный баланс и описание установки гидроочистки бензина [4, c. 245-248]

Назначение - удаление сернистых, азот- и кислородсодержащих соединений из бензиновой фракции с целью улучшения качества сырья для последующих процессов - изомеризации и каталитического риформинга.

Сырье - бензиновая фракция (н.к-150?) с установки АВТ, водородсодержащий газ.

Продукция:

гидроочищенная бензиновая фракция, углеводородный газ;

Технологический режим:

температура 280-320 ?С

давление в реакторах 2,5 - 4,0 МПа

объемная скорость подачи сырья 5,0 ч-1

кратность циркуляции ВСГ 80 - 200 м3/м3

катализатор - АКМ

Таблица 13 - Материальный баланс установки гидроочистки бензиновой фракции

Материальный баланс гидроочистки бензиновой фракции
Компонент	% масс. на сырьё	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
Бензиновая фракция	100,00	23,50	1175,00
Водород 100%	0,15	0,04	1,76
Всего:	100,15	23,54	1176,76
Получено:
У/в газ	0,65	0,15	7,64
Гидроочищенный бензин	99,00	23,27	1163,25
Потери	0,50	0,12	5,88
Всего:	100,15	23,54	1176,76



6.3 Материальный баланс и описание установки вторичной перегонки бензина [1, c. 162-164]

Назначение: разделение широкой бензиновой фракции н.к.-150?С на более узкие фракции, каждая из которых затем направляется на соответствующую установку.

Сырьё: широкая бензиновая фракция н.к.-150?С, бензин-отгон с г/о ДТ.

Продукты: фракция н.к.-70?С, фракция 70-105?С, фракция 105-150?С.

Таблица 14 - Материальный баланс установки вторичной перегонки бензина

Материальный баланс установки вторичной перегонки бензина
Компонент	% масс. на сырьё	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
Бензин-отгон с гидроочистки дизельного топлива	1,69	0,40	20,49
Фракция н.к.-150?	98,31	23,50	1175,00
Всего:	100,00	23,90	1195,49
Получено:
Фракция н.к.-70?	31,49	7,53	376,46
Фракция 70?-105?	22,98	5,49	274,72
Фракция 105?-150?	45,53	10,88	544,31
Всего:	100,00	23,90	1195,49

6.4 Материальный баланс и описание установки изомеризации Изомалк-2 [4, c. 225-232]

Назначение: превращение лёгких парафинов (С₅-С₆) нормального строения в изопарафины с целью повышения октанового числа бензина.

Сырьё: узкая фракция бензина н.к. - 70?С, водородсодержащий газ;

Продукты: изомеризат, углеводородный газ;

Технологический режим:

Температура 120 - 180?С;

Давление 2,5-2,8 МПа;

Объёмная скорость подачи сырья 2,5-3,5 ч^-1;

Катализатор: Ptна сульфатированном ZrO₂.

Таблица 15 - Материальный баланс установки Изомалк-2

Материальный баланс установки Изомалк-2
Компонент	% масс. на сырьё	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
Гидроочищ. бензиновая фракция н.к.-70?	100,00	7,53	376,46
Водород 100%	0,22	0,02	0,83
Всего:	100,22	7,54	377,29
Получено:
Изомеризат	98,00	7,38	368,93
У/в газ	1,82	0,14	6,85
Потери	0,40	0,03	1,51
Всего:	100,22	7,54	377,29

6.5 Материальный баланс и описание установки изомеризации Изомалк-4 [4, c. 225-232]

Назначение: превращение парафинов (С₇ +) нормального строения в изопарафины с целью повышения октанового числа бензина.

Сырьё: узкая фракция бензина 70-105?С, водородсодержащий газ;

Продукты: изомеризат, углеводородный газ;

Технологический режим:

Температура 160-200?С;

Давление 2,5-3,0 МПа;

Объёмная скорость подачи сырья 1,0-2,0 ч^-1;

Катализатор: Ptна сульфатированном ZrO₂.



Таблица 16 - Материальный баланс установки Изомалк-4

Материальный баланс установки Изомалк-4
Компонент	% масс. на сырьё	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
Гидроочищ. бензиновая фракция 70?-105?	100,00	5,49	274,72
Водород 100%	0,22	0,01	0,60
Всего:	100,22	5,51	275,33
Получено:
Изомеризат	93,00	5,11	255,49
У/в газ	6,82	0,37	18,74
Потери	0,40	0,02	1,10
Всего:	100,22	5,51	275,33

6.6 Материальный баланс и описание установки каталитического риформинга [4, c.191-222]

Назначение: превращение алкановых и нафтеновых углеводородов в ароматические с целью повышения октанового числа бензина, а также получение водородсодержащего газа.

Сырьё: гидроочищенная фракция бензина 105-150?С;

Продукты: риформат, водородсодержащий газ, углеводородный газ;

Технологический режим:

Температура 495-540?С;

Давление 0,9-1,2 МПа;

Объёмная скорость подачи сырья 1,8-1,9 ч^-1;

Кратность циркуляции ВСГ 800-900 м³/м³.

Таблица 17 - Материальный баланс каталитического риформинга

Материальный баланс каталитического риформинга
Компонент	% масс. на сырьё	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
Гидроочищ. бензиновая фракция 105?-150?	100,00	10,88	544,31
Всего:	100,00	10,88	544,31
Получено:
Риформат	83,50	9,09	454,50
ВСГ, в т.ч.:	12,50	1,36	68,04
водород	2,80	0,30	15,24
Головка стабилизации	3,20	0,35	17,42
У/в газ	0,80	0,09	4,35
Всего:	100,00	10,88	544,31

6.7 Материальный баланс и описание установки гидроочистки дизельной фракции [4, c. 250-255]

Назначение: очищение дизельной фракции от сернистых, азотистых, кислородсодержащих соединений и олефинов.

Сырьё: дизельная фракция 250-350?С, лёгкий газойль гидрокрекинга гудрона, водородсодержащий газ;

Продукты: гидроочищенное дизельное топливо, бензиновый отгон, углеводородный газ, сероводород.

Технологический режим:

Температура 350-420?С;

Давление 3-4 МПа;

Объёмная скорость подачи сырья 3,5-4 ч^-1;

Таблица 18 - Материальный баланс гидроочистки дизельной фракции

Материальный баланс гидроочистки дизельной фракции
Компонент	% масс. на сырьё	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
Фракция 250?-350?	63,63	19,80	990,00
Лёгкий газойль установки гидрокрекинга гудрона	36,37	11,32	586,03
Водород 100%	0,40	0,13	6,47
Всего:	100,40	31,24	1582,51
Получено:
Гидроочищенное дизельное топливо	96,90	30,15	1527,34
Бензин-отгон	1,30	0,40	20,49
У/в газ	0,60	0,19	9,46
Сероводород	1,20	0,37	18,91
Потери	0,40	0,12	6,30
Всего:	100,40	31,24	1582,51

6.8 Материальный баланс и описание установки гидрокрекинга гудрона[4, с. 293-302]

Назначение - получение дополнительного количества светлых нефтепродуктов каталитическим разложением тяжелого сырья в присутствии водорода. При разложении нефтяных фракций получаются автомобильный бензин, легкий газойль, тяжелый газойль, сероводород, а также жирный газ, богатый предельными углеводородами.

Сырьё: фракция >401? (гудрон); водородсодержащий газ;

Продукты:

Основные параметры процесса:

Давление - 15-18 МПа

Температура - 370-440 °С

Кратность циркуляции ВСГ - 1000-2000 нм³/м³

Объемная скорость подачи сырья - 0,3-1,0 ч^-1

Таблица 19 - Материальный баланс установки гидрокрекинга гудрона

Компонент	% масс. на сырьё	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
Тяжёлый газойль ГК ВГ	26,16	0,63	78,21
Остаток (>401°С)	73,84	24,60	1230,00
Водород	2,50	0,83	41,64
Всего:	102,50	26,06	1349,85
Получено:
У/в газ	7,30	1,86	96,14
Бензин	19,30	4,91	254,17
Лёгкий газойль	44,50	11,32	586,03
Тяжёлый газойль	19,70	5,01	259,44
Пек	9,30	2,36	122,47
Потери	2,40	0,61	31,61
Всего:	102,50	26,06	1349,85

6.9 Материальный баланс и описание установки гидрокрекинга вакуумного газойля [4, c. 267-293]

Назначение: получение дополнительного количества светлых нефтепродуктов каталитическим разложением тяжёлого сырья в присутствии водорода. При разложении тяжёлых нефтяных фракций получаются автомобильный бензин, дизельное топливо, тяжёлый газойль, сероводород, а также жирный газ, богатый предельными углеводородами.

Сырьё: фракция 350-401?; водородсодержащий газ;

Продукты:бензин, дизельное топливо, тяжёлый газойль, сероводород, углеводородный газ;

Технологический режим:

Температура 440-450?С;

Давление 10-12 МПа;

Объёмная скорость подачи сырья 80-90 ч^-1;

Катализатор: ДА-250 - микросферический;

Таблица 20 - Материальный баланс установки гидрокрекинга вакуумного газойля

Материальный баланс гидрокрекинга вакуумного газойля
Компонент	% масс. на сырьё	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
Фракция 350?-480?	100,00	8,00	990,00
Водород 100%	2,40	0,19	23,76
Всего:	102,40	8,19	1013,76
Получено:
У/в газ	9,90	0,79	98,01
Бензин	15,40	1,23	152,46
Дизельное топливо	66,90	5,35	662,31
Тяжёлый газойль	7,90	0,63	78,21
Сероводород	2,30	0,18	22,77
Всего:	102,40	8,19	1013,76

6.10 Материальный баланс и описание газофракционирующей установки предельных газов [4, c. 293-294]

Назначение: получение индивидуальных лёгких углеводородов или углеводородных фракций.

Сырьё: газы с различных установок переработки нефти.

Продукты:

H₂+CO₂;

фракция С₁- С₂ (сухой газ) - используется для получения водородсодержащего газа и в качестве топлива;

пропановаяфракция - отправляется в товарный парк, сжиженный бытовой газ;

бутановая фракция - отправляется в товарный парк, сжиженный бытовой газ;



Состав газов, поступающих на ГФУ предельных газов:

Таблица 21 - Материальный баланс ГФУ предельных газов

Материальный баланс ГФУ предельных газов
Компонент	% масс. на сырьё	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
У/в газ с АВТ	44,73	3,10	155,00
У/в газ с гидроочисткибензиновой фракции н.к.-150?	0,71	0,05	2,45
У/в газ с кат.риформинга	6,28	0,44	21,77
У/в газ с ИЗОМАЛК-2	1,98	0,14	6,85
У/в газ с ИЗОМАЛК-4	5,41	0,37	18,74
У/в газ с гидроочистки дизельного топлива	2,69	0,19	9,46
У/в газ с гидрокрекинга вакуумного газойля	11,43	0,79	98,01
У/в газ с гидрокрекинга гудрона	26,78	1,86	96,14
Всего:	100,00	6,93	408,41
Получено:
H2+CO2	0,53	0,04	1,85
Метан	13,02	0,90	61,83
Этан	11,88	0,82	54,17
Пропан	42,89	2,97	173,96
Изобутан	21,25	1,47	77,34
н-бутан	10,42	0,72	39,25
Всего:	100,00	6,93	408,41

6.11 Материальный баланс и описание установки производства элементной серы [4, c. 344-349]

Назначение: получение элементной серы из сероводорода

Сырьё: сероводород

Продукты: товарная сера

Технологический режим:

Температура на термической стадии 1100-1300?С

Температура на каталитической стадии 200-300?С

Давление 0,12-0,17 МПа;

Таблица 22 - Материальный баланс установки производства серы

Материальный баланс установки производства серы
Компонент	% масс. на сырьё	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
Сероводородсодержащий газ	24,50	0,56	41,68
Воздух на горение (без печи дожига)	51,20	1,16	87,11
Топливный газ в печь дожига	0,30	0,01	0,51
Воздух в печь дожига	24,00	0,55	40,83
Итого:	100,00	2,28	170,14
Получено:
Элементная сера	20,40	0,46	34,71
Смесьгазов CO, CO2, SO2	79,00	1,80	134,41
Потери	0,60	0,01	1,02
Итого:	100,00	2,28	170,14

6.12. Материальный баланс и описание установки производства водорода [4, c. 355-362]

Таблица 23 - Материальный баланс по водороду

Материальный баланс по водороду
Процесс	% масс. на нефть	тыс. т/год
Получено:
ВСГ	1,36	68,04
в том числе 100% водорода	0,30	15,24
Всего:	0,30	15,24
Расход:
Гидроочистка бензиновой фракции (н.к.-150?)	0,04	1,76
Гидроочистка дизельной фракции	0,13	6,47
Изомалк-2	0,02	0,83
Изомалк-4	0,01	0,60
Гидрокрекинг вакуумного газойля	0,19	23,76
Гидрокрекинг гудрона	0,83	41,64
Всего 100% водорода:	1,21	75,07
Недостаток:	0,91	59,83

В связи с недостатком водорода необходима установка производства водорода.

Назначение установки: получение водорода для использования на установках завода.

Сырьё: метан, водяной пар.

Как сырьё используем сухой газ, полученный на установках ГФУ.

Продукты: водород, остаточный газ.

Технологический режим:

Температура 830 - 880?С;

Давление 1,2 - 3 МПа;

Соотношение пар : метан: 2:1;

Таблица 24 - Материальный баланс установки производства водорода

Материальный баланс установки производства водорода
Компонент	% масс. на сырьё	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
Сухой газ	30,63	0,41	27,06
Водяной пар	69,37	0,93	61,28
Всего:	100,00	1,34	88,34
Получено:
Водород	67,73	0,91	59,83
Остаточный газ	31,57	0,42	27,89
Потери	0,70	0,01	0,62
Всего:	100,00	1,34	88,34



7. Сводный материальный баланс НПЗ

Таблица 25 - Сводный материальный баланс НПЗ

Сводный материальный баланс НПЗ
Компонент	% масс. на нефть	тыс. т/год
Взято:
1. Сырая нефть	101,00	5050,00
2. Водяной пар	0,93	61,28
3. Воздух на горение (без печи дожига)	1,16	87,11
4. Топливный газ в печь дожига	0,01	0,51
5. Воздух в печь дожига	0,55	40,83
Всего:	103,65	5239,74
Получено:
1. Бензин
в том числе:
изомеризат 1	7,38	368,93
изомеризат 2	5,11	255,49
риформат	9,09	454,50
бензин гидрокрекинга вакуумного газойля	1,23	152,46
бензин гидрокрекинга гудрона	4,91	254,17
2. Реактивное (авиационное) топливо	21,00	1050,00
3. Дизельное топливо летнее
в том числе:
гидроочищ. дизельное топливо	30,15	1527,34
дизельное топливо с гидрокрекинга вакуумного газойля	5,35	662,31
4.Тяжёлый газойль с гидрокрекинга гудрона (котельное топливо)	5,01	259,44
5. Элементная сера	0,46	34,71
6. Сухой газ (С1-С2)	1,31	88,95
7. Сжиженные газы
в том числе:
пропановая фракция	2,97	173,96
бутановая фракция	2,20	116,59
8. Потери
в том числе:
H2+CO2	0,04	1,85
смесь газов CO, CO2, SO2 с уст. Клауса	1,80	134,41
остаточный газ с УПВ	0,42	27,89
вода+соли	1,00	50,00
остатки от ВСГ кат.риформинга	1,06	52,80
потери	0,93	46,38
Всего:	103,65	5239,74



8. Расчет индекса Нельсона

Индекс Нельсона - показатель сложности нефтеперерабатывающего завода. Он оценивает уровень вторичной мощности преобразования на НПЗ по отношению к первичной мощности дистилляции.Индекс сложности Нельсона присваивает коэффициент сложности для каждой основной единице оборудования НПЗ на основе его сложности в сравнении с оборудованием по перегонке сырой нефти, которому присваивается коэффициент сложности 1,0.

В мире существует несколько способов оценки работы предприятия. Один из них осуществляется с помощью индекса Нельсона.

Формула для определения индекса Нельсона НПЗ:

IN = ? INуст ? Gуст/G_Н

где Gуст, G_Н - мощность установки и количество переработанной нефти, тысяч тонн в год; INуст - индекс Нельсона технологической установки, входящей в состав НПЗ.

Значение индекса Нельсона для установок НПЗ приведены ниже [6, c.15-16].

Таблица 26 - Расчет индекса Нельсона

Установка	IN	G установки, тыс. т/год	IN*G установки
ЭЛОУ-АВТ	1	5050,00	5050,00
Вторичная перегонка бензина	1	1195,49	1195,49
Гидроочистка фракции бензиновой фракции	3	1176,76	3530,28
Установка ИЗОМАЛК-2	4	377,29	1509,16
Установка ИЗОМАЛК-4	4	275,33	1101,32
Каталитический риформинг	5	544,31	2721,55
Гидроочистка фракции 250-350?	3	1582,51	4747,53
Гидрокрекинг вакуумного газойля	8	1013,76	8110,08
Гидрокрекинг гудрона	8	1349,85	10798,80
ГФУ предельных газов	2	408,41	816,82
Установка производства водорода	3	88,34	265,02
Установка производства серы	3	170,14	510,42
Индекс Нельсона			8,07

По расчетам индекс Нельсона составил 8,07, что характеризует завод по сложности выше среднего по Европе (7,4).



9. Расчёт глубины переработки нефти

За глубину переработки нефти принимаютхарактеристику, выявляющую процент переработки нефти в отношении к объёму нефти, в целом использованной для переработки[6, c.15].

Глубина переработки нефти рассчитывается по следующей формуле:

ГПН = (Нс-(М+П)) /Н? 100%

где Нс - количество перерабатываемого на НПЗ нефтяного сырья - нефть и газоконденсат, тыс. т/год;

М - количество котельного топлива (ТГ);

П - безвозвратные потери, тыс. т/год;

Н - количество переработанной нефти;

ГПН = ((5050,00-(259,44+46,38)) / 5050,00) * 100 % = 93,94 %

10. Расчёт октанового числа бензина смешения

Среднее октановое число получаемого бензина определяется по правилу аддитивности на основании данных таблицы «Октановое число компонентов автомобильного бензина». В основе расчёта лежит следующая формула:

,

где ОЧ - октановое число бензина;

ОЧ_i - октановое число компонента бензина;

X_i - массовая доля компонента бензина, равная отношению количества i-го компонента к общему количеству товарного автомобильного бензина [5, c. 341]

Таблица 27 - Расчёт октанового числа бензина смешения

Название	% масс.	% масс. на нефть	т/год	ОЧi (М)	ОЧi (И)	ОЧ (М)	ОЧ (И)
Изомеризат 1	26,62	7,38	368,93	88	90	23	24
Изомеризат 2	18,43	5,11	255,49	87	89	16	16
Риформат	32,79	9,09	454,50	90	100	30	33
Бензин гидрокрекинга вакуумного газойля	4,45	1,23	152,46	77	78	3	3
Бензин гидрокрекинга гудрона	17,71	4,91	254,17	75	77	13	14
Итого:	100,00	27,71	1485,55			86	90



11. Описание технологической установки двухступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля«Юникрекинг»

Основы процесса

Гидрокрекинг - один из самых быстроразвивающихся процессов нефтепереработки. Широкое распространение этот процесс получил в США. Основное достоинство гидрокрекинга - возможность переработки как дистиллятного, так и остаточного сырья с получением высококачественных продуктов (сжиженных газов, высокооктановых бензинов, низкозастывающего дизельного и реактивного топлива).

Химизм процесса

При проведении процесса гидрокрекинга протекают следующие основные химические реакции:

- гидрогенолиз серо-, азот- и кислородсодержащих органических соединений с образованием сероводорода, аммиака и воды;

- гидрирование непредельных и ароматических углеводородов с образованием нафтеновых и парафиновых углеводородов;

- крекинг высокомолекулярных и нафтеновых соединений;

- деалкилирование циклических структур;

- изомеризация парафиновых углеводородов.

Катализаторы

Катализаторы гидрокрекинга, как правило, состоят из следующих компонентов:

1) Кислотного компонента (аморфного или кристаллического алюмосиликата, обеспечивающего гидрирующую и расщепляющую функции, а также цеолитов или оксидов алюминия);

2) Металла или сочетания металлов в восстановленной, оксидной или сульфидной форме, обеспечивающих гидрирующую и расщепляющую функции - Ni(Co), MO(W) и др.;

3) связующего, обеспечивающего механическую прочность и оказывающего влияние на формирование пористой структуры катализатора.

Для активирования катализаторов гидрокрекинга используют также разнообразные промоторы: рений, родий, иридий, редкоземельные элементы и др. Функцию связующего часто выполняет кислотный компонент, оксиды кремния, титана, циркония, магний- и цирконийсиликаты.

Наибольшую опасность при переработке тяжелого сырья для дезактивации катализаторов гидрокрекинга представляют, кроме азотистых оснований, асфальтены, и прежде всего содержащиеся в них металлы, такие как никель и ванадий. Поэтому гидрокрекинг сырья, содержащего значительное количество гетеро- и металлоорганических соединений, вынужденно проводят в две и более ступеней. На первой ступени в основном проходит гидроочистка и неглубокий гидрокрекинг полициклических ароматических углеводородов (а также деметаллизация). Катализаторы этой ступени идентичны катализаторам гидроочистки. На второй ступени облагороженное сырье перерабатывают на катализаторе с высокой кислотной и умеренной гидрирующей активностью.

При гидрокрекинге нефтяных остатков исходное сырье целесообразно подвергнуть предварительной деметаллизации и гидрообессериванию на серо- и азотостойких катализаторах с высокой металлоемкостью и достаточно высокой гидрирующей, но низкой крекирующей активностью.

В процессе селективного гидрокрекинга в качестве катализаторов применяют модифицированные цеолиты (морденит, эрионит и др.) со специфическим молекулярно-ситовым действием: поры цеолитов доступны только для молекул нормальных парафинов. Дегидро-гидрирующие функции в таких катализаторах выполняют те же металлы и соединения, что и в процессах гидроочистки.

Сырье

Состав сырья имеет решающее значение для условий проведения процесса, а также оказывает существенное влияние на свойства продуктов. Для сырья гидрокрекинга нормируется содержание асфальтенов, тяжелых металлов и коксуемость. Чем выше плотность остатков, тем сложнее идет процесс.

Управление процессом

Температура. Процесс гидрокрекинга может осуществляться в широком диапазоне температур: от 320 до 460 ^оС. С ростом температуры снижается селективность процесса, из-за чего возрастает выход газа. Вместе с тем уменьшается количество изопарафинов и н-парафинов в продуктах и повышается расход водорода. Поэтому целесообразно проводить процесс при возможно низкой температуре реакции. Понизить температуру можно, снизив объемную скорость подачи сырья.

Давление процесса - в пределах 10-20 МПа. Давление возрастает с повышением плотности сырья, так как увеличивается необходимое количество водорода. С повышением давления подавляются реакции уплотнения и коксообразование. Но с повышением давления водорода существенно возрастают капитальные вложения и эксплуатационные затраты.

Кратность циркуляции ВСГ зависит от химического расхода водорода и чистоты ВСГ. Для вакуумных дистиллятов находится в пределах 800-1400 м³/м³ [7, c. 250-277].

Технологическая схема

Сырье (фр.350-480) с содержанием металлов более 200 ppm, асфальтов более 1% (мас.) можно гидрооблагораживать только при гидрокрекинге с высоким давлением. Обеспечение заданной активности катализатора достигается непрерывной заменой части отработанного катализатора свежим в ходе процесса.

При двухступенчатой схеме на 1-й ступени происходит глубокая гидроочистка сырья. Жидкий продукт из 1-й ступени проступает в реактор 2-й ступени, в которой и происходят собственно реакции гидрокрекинга сырья. Двухступенчатый процесс является универсальным: с его помощью можно перерабатывать различные виды нефтяных дистиллятов с большим выходом целевых продуктов.

Установки двухступенчатого гидрокрекинга, предлагаемые различными лицензиарами, не имеют существенных различий с точки зрения технологической схемы и конструкции аппаратов. Наиболее типичными технологическими схемами двухступенчатого гидрокрекинга являются «Юникрекинг» и «ФИН-Басф»

Сырьё смешивают с рециркулирующим ВСГ, подогревают в теплообменнике 2а, далее в печи 3а до температуры реакции 400-425 ?, и оно поступает последовательно в реакторы 1а и 1б, где при давлении 5-8 МПа проводят глубокую гидроочистку вакуумного газойля и гидрирование аренов в сырье. После первой ступени происходит охлаждение, сепарирование продуктов реакции и выделение из них сероводорода, лёгких углеводородных газов, а гидроочищенный вакуумный газойль поступает на вторую ступень гидрокрекинга. Гидроочищенный вакуумный газойль после первой ступени нагревают в печи 3б до температуры 400-425 ? и направляют в реактор 2-й ступени 4, где при давлении 12-15 МПа происходит собственно гидрокрекинг. Благодаря предварительному гидрированию, гидрокрекинг протекает при температурах на 20-30 ? ниже, что обеспечивает большую селективность и упрощает регулирование теплового баланса. Продукты реакции выходят с низа реактора, охлаждаясь в теплообменнике 2б, проходят через сепараторы высокого 6а и низкого 6б давления, и в ректификационной колонне 8 их разделяют на бензин, реактивное и дизельное топливо С низа колонны отбирают газойль, часть которого возвращают на рециркуляцию и часть выводят из системы.

В приведённой схеме гидрокрекинга применяют совместное разделение продуктов первой и второй ступеней процесса в общей системе сепарации, стабилизации и ректификации гидрогенизата [7, c. 277-280].



Заключение

Целью данной курсовой работы была разработка варианта глубокой переработки 5 млн. т/год чеховской нефти по топливному варианту с выработкой максимального количества реактивного топлива. Также целью было дать описание установки гидрокрекинга.

В схему НПЗ я включила такие ключевые установки, как изомеризация (ИЗОМАЛК-2, ИЗОМАЛК-4), каталитический риформинг, гидрокрекинг вакуумного газойля и гидрокрекинг гудрона с получением дополнительного количества светлых нефтепродуктов, а также тяжёлого газойля(компонента котельного топлива). Также для того, чтобы очистить сырье, поступающее на различные установки, от сернистых, кислородных и азотистых соединений, были включеныустановки гидроочистки бензина и дизельного топлива. Углеводородные газы, выделяющиеся с различных установок, отправлены на газофракционирующую установку (ГФУ) предельных газовс получением сухого газа, использующегося на установке производства водорода, а также как топливный газ для нужд завода, пропановой и бутановой фракции, направляемых в товарный парк в качестве сжиженных бытовых газов. Сероводород с установок гидроочистки и гидрокрекинга был использован как сырьё на установке производства товарной серы. Выход бензина составил 27,72%, выход реактивного топлива - 21% выход дизельного топлива - 35,5%, что можно назвать хорошим результатом глубокой переработки нефти с получением максимального количества реактивного топлива.

Вторым заданием курсовой работы было описание установки гидрокрекинга. Мною была описана краткая характеристика самого процесса и технологическая схема установки гидрокрекинга вакуумного газойля «Юникрекинг» и приведены технологические параметры процесса.



Список литературы

1. В.М. Капустин. Технология переработки нефти. Ч.1. Первичная переработка нефти. - М. Химия, КолосС, 2014. - 456 с.

2. Сборник «Нефти СССР», т.2 - М.: Химия, 1972 г.

3. Капустин В.М., Рудин М.Г., Кудинов А.М. Основы проектирования нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. М.: Химия (РГУ нефти и газа им. Губкина), 2012. - 440 с.

4. В.М. Капустин. Технология переработки нефти. Ч.2. Физико-химические процессы. - М.: Химия, КолосС, 2015. - 400 с.

5. «Справочник нефтепереработчика». Капустин В.М., Рудин М.Г. - Л.: Химия, 2018. - 415 с.

6. Махин Д.Ю., Капустин В.М. Методические указания для выполнения курсовой работы. М.: Химия (РГУ нефти и газа им. Губкина), 2018. - 19 с.

7. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты. М.: Издательство «Техника», 2001. - 384 с.

Приложение 1 - Поточная схема завода

Приложение 2 - Принципиальная технологическая схема установки гидрокрекинга вакуумного газойля

Размещено на Allbest.ru