Скачать:
Технология глубокой переработки нефти
Расчет материального баланса НПЗ
Контрольная работа
Задание
1.Разработать принципиальную технологическую схему НПЗ с максимальной выработкой дизельного топлива и наличием гидрокрекинга в схеме завода.
2.Составить материальный баланс завода на основе данных предоставленных в справочниках «Нефти СССР». Мишкинская нефть, производительность 6 млн. т. в год.
3.Рассчитать приближенно глубину переработки нефти на разработанном НПЗ.
Решение
1.Технологическая схема завода представлена на рисунке 1.
2.Составление материального баланса НПЗ.
Рисунок 1.Технологическая схема завод
2 Расчет материального баланса НПЗ
Составление материального баланса завода необходимо начать с АВТ. Для вычисления объема получаемых продуктов необходимо производительность НПЗ умножать на массовый выход (в %) по каждому продукту.
Таблица 1 - Материальный баланс АВТ.
Статьи |
% масс. |
т/год |
Взято: |
||
1 Обезвоженная и обессоленная нефть |
100 |
6000000 |
Получено: |
||
1. 28 - 150 °С |
7,1 |
426000 |
2. 150 - 350 °С |
26,8 |
1608000 |
3. 350 – 480 °С |
25,2 |
1512000 |
4. Гудрон (˃ 480 °С) |
40,9 |
2454000 |
Итого: |
100 |
6000000 |
Далее составляются материальные балансы процессов, сырьем для которых являются нефтяные фракции, идущие только с АВТ.
По технологической схеме фракция 28 - 150 °С в размере: 426000 т/год отправляется на установку каталитического риформинга.
Дизельная фракция 150-350° С отправляется на гидроочистку для снижения количества серы с 1,55 % до 0,15 %.
Фракция 350 - 480 °С с установки АВТ подается на гидроочистку ВГ.
Гидроочищенная фракция 350 - 480 °С подается на каталитический крекинг.
Таблица 2 - Каталитический риформинг бензина.
Статьи |
Выход |
|
Взято: |
% масс. |
т/год |
1. 28 - 150 °С |
100 |
426000 |
Получено: |
||
1. Риформат |
85,2 |
362952 |
2. Рефлюкс |
1,2 |
5112 |
3.Углеводородный газ |
6,8 |
28968 |
4.Водородсодержащий газ (ВСГ) |
6,8 |
28968 |
Итого: |
100 |
426000 |
Таблица 3 – Материальный баланс установки гидроочистки ВГ фракции 350 - 480 °С.
Статьи |
Выход |
|
Взято: |
% масс. |
т/год |
1. Фракция 350- 480 °С с АВТ |
100 |
1512000 |
2. Н2 |
0,65 |
9828 |
Итого: |
100,65 |
1521828 |
Получено: |
||
1. Гидроочищенный вакуумный дистиллят |
86,75 |
1311660 |
2. Дизельная фракция |
9,2 |
139104 |
3. Отгон |
1,3 |
19656 |
4. Углеводородный газ |
1,5 |
22680 |
5. Сероводород |
1,5 |
22680 |
7. Потери |
0,4 |
6048 |
Итого:: |
100,65 |
1521828 |
Таблица 4 – Материальный баланс установки каталитического крекинга.
Статьи |
Выход |
|
Взято: |
% масс. |
т/год |
1. Гидроочищенный ВГ |
100 |
1311660 |
Получено: |
||
1. Газ до С4 |
20 |
262332 |
2. Бензин (С5-195 °С) |
46,7 |
612545,22 |
3. Легкий газойль (195- 270 °С) |
4,5 |
59024,7 |
4. Тяжелый газойль (>270°С) |
23 |
301681,8 |
5. Кокс сжигаемый+ потери |
5,8 |
76076,28 |
Итого: |
100 |
1311660 |
Далее составляем материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива. Гидроочистке подвергаются фракция 150 - 350 °С АВТ и легкий газойль с установок каталитического крекинга.
Таблица 5 – Материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива.
Статьи |
Выход |
|
% масс. |
т/год |
|
Взято: |
||
1. Фракция 150-350 °С с АВТ |
84,1 |
1608000 |
2. ЛГ с кат. крекинга (195-270 °С) |
15,9 |
304009,5 |
Итого: |
100 |
1912009,5 |
2. Н2 |
2,25 |
43020,21375 |
Итого: |
102,25 |
1955029,714 |
Получено: |
||
1. Гидроочищенный ДТ |
97 |
1854649,215 |
2. Бензин-отгон |
1,5 |
28680,1425 |
3. Н2S |
1,05 |
20076,09975 |
4. С1-С4 |
2,2 |
42064,20901 |
5. Потери |
0,5 |
9560,047501 |
Итого: |
102,25 |
1955029,714 |
В соответствии с заданием технологическая схема должна содержать производство гидрокрекинга.
Таблица 6 – Материальный баланс установки гидрокрекинга
Статьи |
Выход |
|
Взято: |
% масс. |
т/год |
1. Фракция > 480 °С с АВТ |
100 |
2454000 |
2. Н2 |
0,9 |
22086 |
Итого: |
100,9 |
2476086 |
Получено: |
||
1. Бензин |
2,8 |
68712 |
2. Дизельная фракция |
43,3 |
1062582 |
3. Остаток |
49 |
1202460 |
4. Сероводород |
2,1 |
51534 |
5. Углеводородный газ |
2,5 |
61350 |
7. Потери |
1,2 |
29448 |
Итого:: |
100,9 |
2476086 |
В соответствии с поточной схемой предприятия сероводород присутствует в следующих потоках: сероводородный газ гидроочистки дизельного топлива, керосина, бензина.
Принимаем, что с установок гидроочистки идет чистый сероводород. Пользуясь таблицами 3,5,6 определим общее количество сероводорода:
ΣH2S=22680+20076+51534= 94290 т/год.
Таблица 7– Материальный баланс производства элементарной серы.
Статьи: |
Выход |
|
Взято: |
% масс. |
т/год |
1 Сероводород |
100 |
94290 |
Получено: |
||
1 Сера элементарная |
93 |
87689,7 |
2 Потери |
7 |
6600,3 |
Итого: |
100 |
94290 |
На установку АГФУ, согласно поточной схеме НПЗ, поступают газы С1-С4 с установки каталитического крекинга. Назначением этой установки является разделение газов на отдельные компоненты путём адсорбции.
Таблица 8 - Материальный баланс АГФУ.
Статьи: |
Выход |
|
Взято: |
% на сырьё |
т/год |
1.Газ с кат. крекинга |
100 |
262332 |
Получено: |
||
2.Н2S |
0,85 |
2229,822 |
3.С1-С2 |
18,53 |
48610,1196 |
4.∑ С3 |
28,02 |
73505,4264 |
5.∑ С4 в том числе: |
52,6 |
137986,632 |
i-C4H8 |
6,5 |
17051,58 |
n-C4H8 |
12,54 |
32896,4328 |
i-C4H10 |
13,5 |
35414,82 |
n-C4H10 |
20,06 |
52623,7992 |
Итого: |
100 |
262332 |
Процесс алкилирования происходит на основе взаимодействия между изобутаном и бутиленом. В результате получается алкилат, который является высокооктановой добавкой к бензинам. Сырьём этой установки, согласно поточной схеме НПЗ, являются газы ΣС4 с установок АГФУ. Результаты расчёта материального баланса установки алкилирования приведены в таблице 12.
Для разделения газов С1-С4 на компоненты используем газофракционирующую установку. На ГФУ поступают газы С1-С4с установок гидроочистки бензина, ДТ, изомеризации и каталитического риформинга бензина.
Таблица 9- Материальный баланс установки алкилирования.
Статьи |
Выход |
|
Взято: |
% масс. |
т/год |
1. Бутан-бутиленовая фракция |
100 |
137986,632 |
Получено: |
||
1. Газ |
14 |
19318,13 |
2. Пропан |
2 |
2759,733 |
3. н-Бутан |
24,5 |
33806,72 |
4. Алкилбензин |
55 |
75892,65 |
5. Тяжёлый мотоалкилат |
3,5 |
4829,532 |
6. Потери |
1 |
1379,866 |
Итого: |
100 |
137986,632 |
Принимаем, что на установку пиролиза идет бензин и газ с. Пользуясь таблицами 2,3,5,6 определим общее количество сырья:
Σгаза=28968+28968+22680+42064+61350= 184030 т/год.
Σбензина=5112+28680+68712= 102504 т/год.
ΣСырьё=184030+102504=286534 т/год.
Установка пиролиза необходима для получения углеводородного газа с высоким содержанием алкенов – Этилена, пропилена, бутиленов.
Сырьём являются газообразные УВ, жидкие нефтяныу фракции (прямогонный бензин).
Таблица 10 - Материальный баланс установки пиролиза.
Статьи |
Выход |
|
Продукты |
% на сырьё |
т/год |
Пришло: |
||
Сырьё |
100 |
286534 |
Получено: |
||
Метано-водородная фракция |
19,5 |
55874,13 |
Этилен |
29 |
83094,86 |
Пропилен |
14 |
40114,76 |
Этан-пропановая фракция |
4,6 |
13180,56 |
ББФ |
10,5 |
30086,07 |
Жидкие продукты (С5 и выше) |
22,4 |
64183,62 |
Итого: |
100 |
286534 |
3 Расчет глубины переработки нефти на разработанном НПЗ
Глубину переработки рассчитываем по формуле:
Г=(Н-ТМ-П)/Н,
где ТМ- количество топочного мазута;
П- безвозвратные потери, тыс.т/год;
Н- фактическая мощность НПЗ тыс.т/год.
Тяжелый газойль каталитического крекинга используем как компонент котельного топлива.
Г=(6000- 301,68- 6,04-76,076-9,56-6,6-29,44-137,98)/6000=0,91·100%=91%