Разработка технологической схемы современного НПЗ для переработки смеси Самотлорских нефтей. Проект установки гидроочистки дизельного топлива

РЕФЕРАТ 2
ВВЕДЕНИЕ 6
1. СТРУКТУРА И ХАРАКТЕРИСТИКА НПЗ ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ СМЕСИ САМОТЛОРСКИХ НЕФТЕЙ. 7
1.1 Мощности современных НПЗ по объему перерабатываемой нефти, требования по глубине переработки нефти, ассортименту и качеству продуктов переработки. 7
1.2 Характеристика смеси Самотлорских нефтей, растворенных газов и нефтяных фракций. 8
1.3 Выбор и обоснование ассортимента получаемых фракций из смеси Самотлорских нефтей на установке АВТ 8
1.5 Краткая характеристика технологических установок НПЗ 11
1.5.1 Характеристика установки ЭЛОУ-АВТ. Материальный баланс установки ЭЛОУ-АВТ производительностью 9 млн. тонн в год 11
1.5.2 Характеристика установок вторичных процессов переработки нефти и процессов переработки нефтезаводских газов 12
Сырьем данной установки являются предельные газы установки АВТ, которые прошли очистку от сероводорода, рефлюкс изомеризации и каталитического риформинга, углеводородный газ с установки гидроочистки 12
2.ПРОЕКТ УСТАНОВКИ ГИДРООЧИСТКИ ДИЗЕЛЬНОГО ТОПЛИВА. 19
2.1 Обзор научно-технической литературы на тему: Пути интенсификации процесса гидроочистки дизельного топлива. 19
2.1.1 Химические реакции, протекающие в процессе гидроочистки дизельного топлива 19
2.1.2 Параметры процесса гидроочистки дизельного топлива и их влияние на показатели качества 21
2.1.3.Катализаторы процесса гидроочистки дизельного топлива 22
2.1.4 Пути интенсификации процесса гидроочистки дизельных фракций 23
2.2 Характеристика сырья, получаемых продуктов, реагентов 25
2.3 Выбор и обоснование технологического оформления и катализатора процесса, условий его проведения 26
2.4 Технологическая схема установки с элементами КИП и А и ее описание, краткая характеристика основного оборудования 31
2.4.1 Технологическая схема установки с элементами КИП и А и ее описание 31
Для предотвращения вспенивания раствора МЭА на тарелках абсорберов в систему подают антивспениватель, а для удаления механических примесей из регенерированного раствора МЭА предусмотрена его фильтрация (на схеме не показана). 33
2.4.2 Краткая характеристика оборудования 33
2.4.2.1 Реактор 33
2.4.2.2 Печи и теплообменная аппаратура 33
2.4.2.3 Сепараторы 35
2.4.2.4 Колонные аппараты 35
2.5 Технологический расчет основного оборудования 36
2.5.1 Исходные данные для расчета 36
2.5.2 Материальный баланс установки и реактора 37
2.5.2.1 Расчет часовой производительности установки 37
2.5.2.2 Расчет расхода свежего водородсодержащего газа (СВСГ) 37
2.5.2.3 Расчет расхода циркулирующего водородсодержащего газа (ЦВСГ) 38
2.5.2.4 Определение выхода сероводорода 39
2.5.2.5 Материальный баланс установки 39
2.5.2.6 Материальный баланс реактора гидроочистки 40
2.5.3.1 Определение агрегатного состояния сырья на входе в реактор и выходе из него 40
2.5.3.2 Расчет парциальных давлений компонентов ГСС И ГПС 40
2.5.3.3 Расчет энтальпий паров сырья, гидрогенизата, газов реакции, СВГС и ЦВСГ 46
2.5.3.4 Определение теплового эффекта реакции 49
2.5.3.5 Расчёт потерь тепла из реактора в окружающую среду Потери тепла в окружающую среду определяем из уравнения: 49
2.5.3.6 Тепловой баланс реактора 52
2.5.4 Гидравлический расчёт реактора 53
2.5.5 Расчёт газосепарации ГПС 57
2.5.5.1 Исходные данные для расчета горизонтального и вертикального сепараторов 57
2.5.5.2 Расчет материального баланса 58
2.5.5.3 Определение размеров 59
2.5.6 Расчет печи 66
2.5.6.1 Расчет процесса горения 66
2.5.6.2 Расчёт теплового баланса печи, КПД печи и расхода топлива 69
2.5.6.3 Расчет радиантной камеры и камеры конвекции 70
2.5.7 Расчет воздушного конденсатора-холодильника и водяного холодильника. 71
2.5.7.1 Расчёт АВО 71
2.5.7.2 Расчёт водяного холодильника 72
2.5.8 Механический расчет реактора (расчет толщины стенки, расчет укрепления отверстий) 73
2.5.8.1 Механический расчет толщины корпуса и днища аппарата 73
2.5.8.2 Определение размеров реактора 74
2.6 Лабораторный контроль качества сырья, получаемой продукции, газов 75
3.МЕРОПРИЯТИЯ ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ УСТАНОВКИ 77
3.1. Анализ опасных и вредных производственных факторов 77
3.2 Мероприятия, обеспечивающие безопасное ведение технологического процесса 80
4. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА УСТАНОВКЕ 83
4.1 Краткая характеристика объекта проектирования или исследования 83
4.2 Характеристика качества компонентов окружающей среды в районе расположения объекта 84
4.3Оценка уровней воздействия объекта проектирования на компоненты окружающей среды 84
4.4 Перечень мероприятий по снижению негативного воздействия объекта на окружающую среду 87
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 90
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 92
ПРИЛОЖЕНИЯ 93

Весь текст будет доступен после покупки

Нефтяная промышленность повышает эффективность переработки нефти, углубления ее переработки и улучшения качества получаемых продуктов. Вследствие этого, значение и роль вторичных процессов резко возрастает.
Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие преимущества: сокращение коммуникационных линий, меньшее число промежуточных емкостей, компактность, удобство обслуживания, возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков, сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат, большая производительность труда.
Особенно быстро данный момент в различных странах растет спрос на дизельное топливо, отвечающее современным экологическим стандартам. Этот факт вынуждает нефтепереработчиков инвестировать средства в строительство новых или в реконструкцию уже действующих установок дизельного топлива. Основным требованием с точки зрения экологических стандартов является содержание серы в топливе. Согласно последним нормам (Класс-5) допускается низкое содержание серы – 10 ppm. Под серой здесь понимается содержание, в первую очередь, бензотиофена, его производных и более легких сероорганичесхих соединений: меркаптанов (R-SH), сульфидов (R-S-R), дисульфидов (R-S-S-R), тиофенов, тиофанов и др.

Весь текст будет доступен после покупки

1. СТРУКТУРА И ХАРАКТЕРИСТИКА НПЗ ПРИ ПЕРЕРАБОТКЕ СМЕСИ САМОТЛОРСКИХ НЕФТЕЙ
1.1 Мощности современных НПЗ по объему перерабатываемой нефти, требования по глубине переработки нефти, ассортименту и качеству продуктов переработки
Нефтеперерабатывающее предприятие предназначено для переработки нефтей в мазут, автомобильный бензин, керосин, масло, дизельное топливо, битум, нефтяной кокс.
Протекающие на НПЗ производственные процессы разделяют на первичные и вторичные. Первичными являются - обессоливание и обезвоживание нефти, атмосферная и атмосферно-вакуумная перегонка.
Во вторичные процессы входят :висбрекинг, коксование, термический крекинг, пиролиз, каталитический риформинг и крекинг, гидрокрекинг, гидроочистка, полимеризация, алкилирование, изомеризация, деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация, гидрогенизационная и адсорбционная доочистка, гидроалкелирование, диспропорционирование, экстракция, производство битумов, присадок, пластических смазок, сырья для получения технического углерода.
На данный момент в России работает 32 нефтеперерабатывающих завода, а мощность составляет 310,4 млн т/год.
Нефтеперерабатывающие заводы разделяются по перечню выпускаемых продуктов на топливный, топливно-масляный. На первое место ставятся заводы с переработкой по топливному варианту.
По качеству продукты определяются требованиями Технического регламента Таможенного союза 013/2011 «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и мазуту».
Основными продуктами, вырабатываемыми на НПЗ,являются: дизельное и реактивное топлива, бензин, мазут. Побочные продукты: сырье для нефтехимического синтеза, ароматические углеводороды, нефтяной кокс, битум, элементарная сера, серная кислота.
В 2019 году была введена программа модернизации нефтеперерабатывающей отрасли в России, провели реконструкцию и ввели новые производственные мощности. Главными задачами в данной программе являются рост производства бензинов, которые соответствуют стандартам Евро-5. В результате данной модернизации, выросла доля выпуска дизельного топлива на 42 %.
Большое влияние на показатели и технологическую структуру НПЗ оказывает используемое сырье. В отличии от высокосернистых и сернистых нефтей (содержат высокое количество смол и асфальтенов), легкие нефти ( содержат малое количество серы и высокое количество светлых н/п) перерабатываются легче.
1.2 Характеристика смеси Самотлорских нефтей, растворенных газов и нефтяных фракций.
Характеристика смеси Самотлорских нефтей, растворенных газов и нефтяных фракций представлена в приложении 1 в таблицах П1.1-1.10:
1.3 Выбор и обоснование ассортимента получаемых фракций из смеси Самотлорских нефтей на установке АВТ
Углеводородный газ в составе нефтей преимущественно состоит из пропана и бутана. Данную фракцию на установках первичной переработки нефти получают в газообразном и жидком состоянии. Далее ее используют в качестве сырья ГФУ. На установках ГФУ (или АГФУ) перерабатывают смесь газов, получаемых на технологических установках атмосферно- вакуумной перегонки нефти, термических, каталитических и гидрокаталитических процессов.
Фракцию 28-85 ? почти полностью составляют нормальные парафины углеводородного состава C5-C6 и направляет сырьем процесса каталитической изомеризации, так как обычно данная фракция содержит небольшое октановое число( 66-76 пунктов).
Широкая бензиновая фракция (85-180 ?), обладает небольшим октановым числом – 44-50 пунктов по исследовательскому методу. Для повышения октанового числа до 95-105 пунктов данную фракцию направляют на кат. риформинг.
Объединенные фракции 120-180 и 180-230°С, сравниваем с показателями качества реактивных топлив марок ТС-1 и Джет А-1 (таблица П2.1). Фракция 120-230°С удовлетворяет по показателям качества для топлива марки ТС-1: плотность, содержание ароматических углеводородов, температура начала кристаллизации, содержанию общей серы, теплоте сгорания. Так как не выполняется норматив по температуре вспышки возможно только получение топлива марки ТС-1.
Фракции 180-230, 230-280 и 280-350 °С идут на получение дизельного топлива. Фракцию 180-350°С объединим и сравним с показателями качества Класс 5 (таблица П2.2). Откуда следует, что данная фракция удовлетворяет по следующим показателям: цетановое число, плотность, температура вспышки. Но не удовлетворяет по содержанию серы, по температуре застывания и температуре помутнения.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Справочник «Нефтеперерабатывающие заводы России и стран СНГ»
2. Под ред. Г. А. Ластовкина, E. Д. Радченко и М. Г. Рудина. Справочник нефтепереработчика. - Л. : Химия, 1986г. – 648 с.
3. Заботин, Л.И. Проектирование нефтеперерабатывающих заводов: учеб. пособие / Л. И. Заботин, А. А. Пимерзин, А. В. Можаев; Самарский государственный технический университет, Химическая технология переработки нефти и газа.- Самара, 2018.- 129 с.
4. С. Л. Крячек, Р. Р. Алиев, И. Е. Сидоров, В. И. Ануфриев. Разработка процесса гидроочистки нефтяных фракций с использованием эффективных катализаторов.// Журнал «Нефтепереработка и нефтехимия». – 2010. -№11.
5. Методические указания к курсовому и дипломному проектированию «Гидроочистка, гидрообессеривание и гидрокрекинг нефтяного сырья». //Сост. В. Г. Власов. - Самара: СамГТУ, 2010. - 139 с.
6. Мищенко К. П., Равдель А. А. Краткий справочник физико-химических величин. - Л.: Химия, 1974. – 200 с.
7. Солодова, Н. Л. Гидроочистка топлив : учебное пособие / Н. Л. Солодова, Н. А. Терентьева. - Казань : Казанский национальный исследовательский технологический университет, 2015..
8. Рудин М. Г., Драбкин А. Е. Краткий справочник нефтепереработчика. - Л.: Химия, 1980. - 328 с
9. Методы очистки нефтяных фракций - учеб. пособие - Н. Н. Томина, Н. М. Максимов, А. А. Пимерзин ; Самар.гос.техн.ун-т. - Самара : [б. и.], 2014.
10. Технический регламент установки ЛЧ-24/2000.
11. Н. Л. Солодова, А. Р. Нурмухаметова «Катализаторы гидроочистки»/Вестник технологического университета. 2017. Т.20, №10.
12. Бахтизин Р.Н.. Направление модернизации гидроочистки дизельного топлива.// Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2017. - №2. – С.90.

Весь текст будет доступен после покупки