СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Характеристика исходной нефти и фракций, выделенных из нее. Классификация нефти по ОСТ 38.1197-80
2.Выбор варианта переработки нефти, обоснование ассортимента получаемых продуктов и схемы НПЗ
3. Краткая характеристика технологических установок, входящих в состав НПЗ (в данный курсовой не включать).
4. Материальные балансы установок.
5. Материальный баланс НПЗ, определение глубины переработки нефти.
6. Определение удельного веса каждой установки по объемам переработки (по отношению к объему переработки на установке первичной переработки нефти).
7. Определение рейтинга сложности (капиталоемкости) спроектированного НПЗ с помощью коэффициентов сложности НПЗ В.Нельсона, сравнение со средним рейтингом сложности Российских НПЗ.
8. Определение удельного веса процессов, сравнение с эталонным весом.
9. Определение коэффициента технологического совершенства структуры (КТСС) спроектированного НПЗ (меры сходства с эталонной структурой).
10. Определение приоритетных технологических процессов спроектированного НПЗ как объектов инвестиционной программы. (На основании анализа КТСС путем последовательного исключения процессов из формулы).
11. Указать характеристики выбранной приоритетной установки (по рекомендации преподавателя), ее назначение и условия протекания процесса, рассчитать для этой установки инвестиционные показатели.
Библиографический список
ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОЙ НЕФТИ И ФРАКЦИЙ,
ВЫДЕЛЕННЫХ ИЗ НЕЕ. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТИ
ПО ОСТ 38.1197-80
Физико-химические характеристики Александровской нефти (девонского горизонта) приводятся в табл. 1.1 - 1.9 [1]:
Таблица 1.1. – «Общая физико-химическая характеристика нефти».
|
|
Таблица 1.2. – «Характеристика фракций выкипающих до 200 °С».
Таблица 1.3. – «Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °С».
Таблица 1.4. – «Характеристика фракций служащих сырьем для каталитического риформинга».
Таблица 1.5. – «Характеристика легких керосиновых дистиллятов».
Таблица 1.6. – «Характеристика дизельных топлив и их компонентов».
Таблица 1.7 – «Характеристика сырья для каталитического крекинга».
Таблица 1.8. – «Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел».
Таблица 1.9. – «Разгонка (ИТК) Александровской нефти девонского горизонта в аппарате АРН – 2 и характеристика полученных фракций ».
На основании данных табл. 1.9 построим кривую ИТК, приведенную на рис. 1.1.
По данным табл. 1.1 - 1.8 можно дать характеристику Александровской нефти девонского горизонта по ОСТ 38.1197-80 [2]:
- класс II - содержание серы 1,30 % мас.;
- тип Т1 - содержание фракций, выкипающих до 350оС 51,2 % мас.;
- вид П2 - содержание парафиновых углеводородов 3,73 % мас.
Данные о содержании базовых масел и их индексе вязкости отсутствуют.
Таблица 1.7.
Характеристика сырья для каталитического крекинга
| Температура отбора, 0С | Выход (на нефть), % мас. | 
| M | n50, мм2/с | n100, мм2/с | Температура застывания, 0С | Содержание, % мас | Коксуемость, % мас. | Содержание парафино- нафтеновых углеводородов | Содержание ароматических углеводородов, % мас | Содержание смолистых веществ, % мас. | |||
| серы | смол сернокислотных | I группа | II и III группа | IV группа | ||||||||||
| 350-500 | 22,8 | 0,9080 | 36,10 | 6,80 | 1,08 | – | – | 51,0 | 14,0 | 23,0 | 11,0 | 1,0 |
|
|
Таблица 1.8.
Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
| Температура отбора, 0С | Характеристика базовых масел | Выход базовых масел, % мас | |||||||
|
| n50, мм2/с | n100, мм2/с | ИВ | Температура застывания, 0С | Содержание серы, % мас. | ||||
| на дистиллятную фракцию или остаток | на нефть | ||||||||
| 350-420 | 0,8901 | 14,51 | 3,98 | – | 1,37 | 100,0 | 7,8 | ||
| 420-500 | 0,9112 | 59,38 | 9,33 | – | 2,00 | 100,0 | 15,0 | ||
| Остаток выше 500 | 0,9060 | 41,77 | 8,09 | -18 | 0,42 | 45,6 | 36,8 |
ВЫБОР ВАРИАНТА ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ, ОБОСНОВАНИЕ
АССОРТИМЕНТА, ПОЛУЧАЕМЫХ ПРОДУКТОВ И СХЕМЫНПЗ
В соответствии с заданием на заводе, предназначенном для переработки Александровской нефти, предполагается получать следующие товарные нефтепродукты: газы, автомобильные бензины, реактивное топливо, котельное топливо, нефтяной кокс, элементарную серу и битум.
Из перечня нефтепродуктов, получаемых на заводе, а также из характеристики нефти, в которой отсутствуют данные о маслах, очевидно, что завод будет работать по топливному варианту и включать установки для углубленной переработки нефти.
Ассортимент нефтепродуктов, получаемых на установке АВТ обусловлен составом и свойствами нефти и ее фракций, а также потребностями в тех или иных нефтепродуктах.
Выбор конкретного направления, соответственно схем переработки нефтяного сырья и ассортимента выпускаемых нефтепродуктов обуславливается, прежде всего, качеством нефти, составом и свойствами нефти и ее фракций, требованиями на качество товарных нефтепродуктов, а также потребностями в них данного экономиического региона. Александровскую нефть девонского горизонта можно перерабатывать и по топливному и по топливно-масляному варианту нефти. Мы выбрали топливный вариант с глубокой переработкой, потому что на данный момент времени есть острая потребность народного хозяйства в топливах. В настоящее время топливный вариант с неглубокой переработкой применяется редко, так как экономически не выгодно терять ценные светлые фракции, которые также получаются при использовании процессов углубленной переработки. Еще один минус неглубокой переработки – небольшой ассортимент получаемых нефтепродуктов.
|
|
В соответствии с заданием при первичной перегонки Александровской нефти планируется получить следующие продукты:
- Фракция НК - 62оС содержится в нефти в количестве около 2,28 % мас. Она состоит из парафиновых углеводородов. Данных об октановом числе этой фракции не приводится. Фракция НК – 85оС имеет октановое число 68,5 (табл.1.2). Можно предположить, что фракция НК – 62оС имеет невысокое октановое число, состоит преимущественно из парафиновых углеводородов нормального строения и должна подвергаться изомеризации.
- Фракция 62 - 85оС. Сведений об этой фракции также не приводится. Имеются данные по фракции 60-95оС (табл. 1.3), содержащей 25 % нафтеновых и 69 % парафиновых углеводородов. Фракции НК - 62оС и 62 - 85оС можно объединить и направить на установку изомеризации. Фракция НК-85оС имеет сравнительно низкую величину октанового числа (68,5 пунктов). Направление фракции 62-85оС на установку риформинга нежелательно, так как из нее будет получаться бензол, содержание которого в современных бензинах строго нормируется по экологическим соображениям.
- Фракция 85-180оС. Эта фракция служит сырьем установки каталитического риформинга с целью получения компонента высокооктанового бензина.
- Фракция 140-180оС может использоваться для получения компонента реактивного топлива.
- Фракция 180-240оС является компонентом реактивного топлива. В справочнике приводятся данные для фракции 120-230оС. Фракция 140-180оС будет, очевидно, более тяжелой с точки зрения фракционного состава и плотности, будет содержать больше серы. В таблице 2.1 проводится сравнение свойств фракции 120-230оС и некоторых марок товарных реактивных топлив. Видно, что фракция содержит мало серы. Однако, так как на заводе перерабатывается фракция 140-240оС, а также вместе с прямогонной фракцией перерабатываются некоторые фракции вторичного происхождения, предлагается использовать на заводе гидроочистку реактивного топлива. Фракция имеет высокую теплоту сгорания.
Таблица 2.1.
Сравнительная характеристика товарных реактивных топлив и фракции 120-230оС
| Показатели качества | Марки топлив | фракция 120-230оС | ||||
| ТС-1 | Т-1 | Т-2 | РТ | |||
Плотность, кг/м3 при 200С,  , не менее
| 775,1 | |||||
| Фракционный состав, 0С: | ||||||
| температура начала перегонки: | ||||||
| не ниже | – | – | – | |||
| не выше | - | – | ||||
| 10% отгоняется при температуре, не выше | ||||||
| 20% отгоняется при температуре, не выше | – | – | – | – | – | |
| 50% отгоняется при температуре, не выше | ||||||
| 90% отгоняется при температуре, не выше | ||||||
| 98% отгоняется при температуре, не выше | ||||||
| конец кипения | – | – | – | – | – | |
| Кинематическая вязкость, мм2/с: при 200С, не менее при минус 400С, не более | 1,30 | 1,50 | 1,05 | 1,25 | 1,30 5,09 | |
| Низшая теплота сгорания, кДж/кг, не менее | ||||||
| Высота некоптящего пламени, мм, не менее | – | |||||
| Кислотность, мг КОН/100 см3 топлива: не более в пределах | 0,7 - | 0,7 - | 0,7 - | - 0,2-0,7 | 0,42 | |
| Йодное число, г I2/100 г топлива, не более | 2,5 | 2,0 | 3,5 | 0,5 | 1,00 | |
| Температура вспышки, 0С, не ниже | - | |||||
| Температура начала кристаллизации, 0С, не выше | -60 | -60 | -60 | -55 | -60 | |
| Содержание ароматических углеводородов, % мас., не более | 17,0 | |||||
| Содержание общей серы, % мас., не более | 0,20 | 0,10 | 0,25 | 0,10 | 0,09 | |
| Содержание меркаптановой серы, % мас., не более | 0,003 | - | 0,005 | 0,001 |
- Фракции 240-280 и 280-350оС являются фракциями дизельного топлива. В справочнике приводятся данные по фракции 230-350оС. Сравнение свойств этой фракции со свойствами товарного дизельного топлива приводится в таблице 2.2. Фракция имеет высокое цетановое число (58 пунктов). Температура застывания позволяет использовать эту фракцию в качестве летнего дизельного топлива, содержание общей серы составляет 1,00 %, следовательно, фракция нуждается в гидроочистке.
- Фракция 350-500оС может использоваться в качестве сырья процессов каталитического крекинга для получения высокооктанового бензина.
- Фракция, выкипающая при температурах > 500оС - гудрон. Фракция используется как сырье установок коксования и производства битумов.
Исходя из предложенных путей использования фракций, получаемых при первичной перегонке Александровской нефти на установке ЭЛОУ-АВТ, выбираем схему НПЗ. Схема завода, на котором размещаются рассматриваемые ниже установки, приведена на рис. 2.1. Описание установок приведено в главе 3 проекта. Материальные балансы установок, рассчитанные в соответствии с рекомендациями, приведенными в [3], даны в главе 4 проекта.
Таблица 2.12
Сравнительная характеристика товарного летнего дизельного топлива
и фракции 230-350оС