đồ án thiết kế tháp chưng cất dầu của liên xô

THÔNG TIN TÀI LIỆU

Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1 СОДЕРЖАНИЕ СОДЕРЖАНИЕ 2 1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ 3 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. Вместе с тем, требования по надежности и эффективности работы техники привели к значительному ужесточению эксплуатационных характеристик топлив. Законодательные акты по защите окружающей среды поставили задачу создания нефтепродуктов с улучшенными экологическими свойствами. Этому способствует широкое внедрение гидрокаталитических процессов. Современные требования, предъявляемые к ассортименту и уровню качества нефтепродуктов, оказали решающее влияние на технический прогресс в области производства нефтепродуктов, на создание совершенных технологических установок и производственных комплексов. На современных нефтеперерабатывающих заводах можно высокоэффективно перерабатывать нефтяное сырье различного состава и получать широкую гаму продуктов заданного качества. Следует помнить, что увеличение мощностей Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1 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. Поэтому, проектирование варианта переработки определенной нефти, расчет материальных балансов отдельных установок и нефтеперерабатывающего завода в целом позволяют оценить целесообразность применения данного сырья для получения целевых продуктов, рассчитать экономическую эффективность производства. 1. ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ. Западно-Сибирская низменность представляет собой одну из крупнейших нефтегазоносных провинций мира. Все нефтяные и нефтегазовые месторождения приурочены к сводам, куполовидным поднятиям и валам, на которых располагаются складки, аккумулирующие углеводороды. Большая часть месторождений расположена на трех сводах – Шаимском, Сургутском и Нижневартовском. При этом в зависимости от географического расположения нефтяных месторождений, геологического возраста и глубины залегания нефти Западной Сибири значительно различаются по физико- химической характеристике и по качеству получаемых из них нефтепродуктов. Нефти месторождений Приуральской нефтегазоносной области (убинская, шаимская и др.) являются малосернистыми (0,23-0,55%), смолистыми (смол силикагелевых 7,3-10,5%; асфальтенов 0,82-1,49%; коксуемость 2,08-2,68%) и парафинистыми (1,58-3,65%). Содержание светлых дистиллятов, выкипающих до 350°С, составляет 47,5-58,8%. Нефти основных месторождений Сургутского свода (усть-балыкская, западно- сургутская, минчимкинская), расположенных в западной части области, являются наиболее тяжелыми (относительная плотность 20 4 ρ достигает 0,900; выход светлых Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1 фракций до 350°С не превышает 43%), смолистыми (смол силикагелевых 23%) и сернистыми (серы от 1,5 до 2,0%). Нефти месторождений, расположенных на Нижневартовском своде (самотлорская, аганская, советско-соснинская-медведевская), по сравнению с нефтями Сургутского свода имеют меньшую относительную плотность (не более 0,875), и являются менее сернистыми (0,56-1,10%) и менее смолистыми (силикагелевых смол не более 12%). Бензиновые фракции западно-сибирских нефтей имеют низкие октановые числа (25-67) вследствие высокого содержания парафиновых углеводородов. Однако в бензиновых фракциях нефтей, расположенных на Шаимском мегавале и Нижневартовском своде, значительно выше содержание нафтеновых углеводородов (30-47%), что предполагает лучшие качества сырья для каталитического риформинга по сравнению с аналогичными фракциями нефтей Сургутского свода (20-29% нафтеновых углеводородов). Легкие керосиновые дистилляты большинства нефтей Западной Сибири отличаются невысоким содержанием серы (до 0,10%), отсутствием меркаптановой серы и хорошими фотометрическими свойствами. Вследствие высокой температуры застывания дизельных фракций из нефтей Западной Сибири можно получать в основном летние дизельные топлива, которые характеризуются высокими цетановыми числами (45-60). Большинство нефтей Западной Сибири является хорошим сырьем для получения дистиллятных и остаточных базовых масел. Таким образом, нефти Западной Сибири являются хорошим сырьем для получения топлив и масел. Шифр нефти Советского месторождения Согласно технологической классификации (ГОСТ 912-66): Класс – I I Тип – Т1 Группа – М2 Подгруппа – И1 Вид – П2 Физико-химическая характеристика нефти Плотность: 20 4 ρ =0,840 Молекулярная масса: 191 г/моль Вязкость: υ 20 =5,50 сCт. υ 50 =3,15 сCт. Температура застывания: -с обработкой, ниже –35ºС -без обработки, ниже –14ºС Температура вспышки в закрытом тегле: 11ºС Давление насыщенных паров: -при 38ºС –176 мм рт.ст. Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1 -при 50ºС –211 мм рт.ст. Парафин: -содержание –3,2% -температура плавления –50ºС Содержание, % масс.: -серы –0,770 -азота –0,120 -смол сернокислотных –14 -смол силикагелевых –7,790 -асфальтенов –1,400 -нафтеновых кислот –0,044 -фенолов–0,006 Коксуемость: 2,34% Зольность: 0,01% Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти: 0,038 Выход фракций, % масс.: до 200ºС –32,3 до 350ºС –61,2 Советская нефть относится к нефти месторождений, расположенных на Нижневартовском своде , имеет меньшую относительную плотность 0,840 (не более 0,875), и является сернистой (0,56-1,10%) и смолистой (силикагелевой смол не более 12%). Разгонка (ИТК) нефти на аппарате АРН-2 и характеристика фракций Таблица 1. № фрак- ции Темпера- тура выкипания фракции при 760мм. рт.ст, ºС выход (на нефть), % ρ 20 4 n 20 D М υ 20 , сСт υ 50 , сСт υ 100 , сСт Темпера- тура,ºС Содер жание серы, % Отдель- ных фрак- ций Сум- мар- ный Зас- тыва- ния Вспы- шки 1 до 28 1,50 1,50 - - - - - - - - - 2 28-50 2,66 4,16 0,6251 1,3958 - - - - - - - 3 50-70 2,95 7,11 0,6657 1,3768 - - - - - - - 4 70-88 2,90 10,01 0,7011 1,3948 - - - - - - - 5 88-106 3,09 13,10 0,7148 - - - - - - - - 6 106-120 3,18 16,28 0,7316 1,4091 - - - - - - следы 7 120-137 3,27 19,55 0,7458 - - - - - - - - Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1 8 137-154 3,23 22,78 0,7628 1,4254 - - - - - - следы 9 154-168 3,18 25,96 0,777 - - - - - - - - 10 168-184 3,14 29,10 0,7921 1,4402 - 1,29 - - -61 - 0,035 11 184-200 3,18 32,28 0,8035 - - 1,41 - - -54 - - 12 200-216 3,27 35,55 0,8123 1,4551 - 1,68 1,16 - -46 - 0,043 13 216-235 3,50 39,05 0,8165 - 170 1,82 1,32 - -43 - - 14 235-253 3,31 42,36 0,8263 1,4661 - 2,72 1,96 - -33 - 0,076 15 253-270 3,36 45,72 0,8401 - - 3,60 2,30 1,13 -27 - - 16 270-288 3,23 48,95 0,848 1,4763 220 5,00 2,72 1,25 -21 - 0,180 17 288-304 3,46 52,41 0,8583 1,482 - 7,42 3,21 1,41 -15 - - 18 304-322 3,68 56,09 0,8676 1,4861 - 9,93 3,83 1,67 -10 - 0,660 19 322-342 3,68 59,77 0,8773 - 273 15,27 4,98 2,05 -2 - - 20 342-360 3,54 63,31 0,885 1,495 - 20,30 7,10 2,56 3 - 1,170 21 360-382 3,68 66,99 0,8935 - 310 25,02 10,54 3,28 9 - - 22 382-402 3,77 70,76 0,9018 1,5038 - - 18,30 4,25 14 - 1,330 23 402-423 3,68 74,44 0,9105 - 348 - 20,70 5,80 20 208 - 24 423-442 3,77 78,21 0,9172 1,514 367 - 37,50 7,30 24 223 1,540 25 442-464 3,64 81,85 0,9258 1,5212 385 - 56,30 9,34 31 230 1,700 26 464-485 4,15 86,00 0,9338 1,529 407 - 70,50 11,43 37 242 1,980 27 остаток 14,00 100 1,0021 - - - - - - - 2,700 Потенциальное содержание (% масс.) фракций в нефти. Таблица 2. Отгоняется (% мас) до температуры, °С 28 60 62 70 80 85 90 95 100 105 110 115 120 130 1,4 6,0 6,2 7,1 8,5 9,3 10,4 11,3 12,0 13,0 13,9 16,1 16,6 17,9 Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1 Отгоняется (% мас) до температуры, °С 140 145 150 160 170 180 190 200 210 220 230 240 250 260 20,0 21,0 22,0 24,0 26,0 28,4 30,2 32,3 34,0 36,0 38,0 40,0 42,0 43,8 Отгоняется (% мас) до температуры, °С 270 280 290 300 310 320 330 340 350 360 370 380 390 400 45,7 47,6 49,6 51,6 53,5 55,6 57,5 59,2 61,2 63,3 64,8 66,7 68,4 70,4 Отгоняется (% мас) до температуры, °С 410 420 430 440 450 460 470 485 >485 (остаток) 72,2 74,0 76,0 77,6 79,0 81,2 83,4 81,8 14,0 Состав газов. Таблица 3. Газы Выход на нефть, % масс. Содержание, % С 2 Н 6 С 3 Н 6 изо-С 4 Н 10 н-С 4 Н 10 изо-С 5 Н 12 н-С 5 Н 12 До С 4 1,5 0,3 13,8 22,8 61,1 – – Состав фракции 28-60 ° С, % масс. Таблица 4. Наиме- нование Содер- жание Наименование Содер- Жание Наименование Содер- жание н-пропан 0,4 i-бутан 2,5 циклопентан 2,9 н-бутан 9,7 2-метилбутан 16,3 метилциклопентан 7,6 н-пентан 24,0 2,2-диметилбутан 0,2 1,3-диметил-цис- циклопентан 0,3 н-гексан 16,0 2,3-диметилбутан 1,3-диметил-транс- циклопентан 0,6 н-гептан - 2-метилпентан 1,2-диметил-цис- циклопентан - 3- метилпентан 6,0 1,2-диметил-транс- циклопентан 0,4 2,4-диметилпентан - этилциклопентан 0,3 2,3-диметилпентан - Всего циклопентановых 10,3 2-метилгексан - циклогексан 2,1 3-метилгексан - метилциклогексан 0,9 3-этилпентан - Всего циклогексановых 2,6 Всего н-пар-вых 50,1 Всего i-парафиновых 36,4 Всего нефтеновых 12,9 Всего парафиновых 86,5 Всего ароматических ( бензол) 0,6(0,6) Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1 Характеристика фракций, выкипающих до 200ºС. Таблица 5. Темпе- ратура отбора фрак- ции, ºС Выход на нефть, % масс. 20 4 ρ Фракционный состав Содер- жание серы,% Кис- лот- ность Давление насыще- ных паров Окта- новое число без ТЭС н.к. 10% 50% 90% 28-62 4,7 0,6500 - - - - 0 - 582 71,8 28-85 7,8 0,6674 34 46 63 88 - 0 426 70,8 28-100 10,5 0,6808 43 54 75 100 - - - 67,1 28-110 12,4 0,6880 47 58 80 106 - след - 65,2 28-120 14,7 0,6952 52 62 86 113 0 - 315 63,4 28-130 16,4 0,7007 53 63 92 122 - - - 60,7 28-140 18,5 0,7062 54 65 97 131 - - - 58,0 28-150 20,5 0,7117 55 66 103 141 следы 0,4 250 55,2 28-160 22,5 0,7175 57 69 108 149 - - - 53,5 28-170 24,5 0,7235 59 72 114 157 - - - 51,5 28-180 26,9 0,7285 60 75 119 165 - - - 49,8 28-190 28,7 0,7345 61 78 124 172 - - - 48,2 28-200 30,8 0,7405 62 80 130 180 следы 0,85 198 46,5 Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200ºС. Таблица 6. Темпера- тура отбора фракции, ºС Выход на нефть, % масс. 20 4 ρ 20 D n Содержание у/в, % Арома- тичес- ких Нафте- новых парафиновых всего норм- изо- 28-60 4,5 0,6530 - 0 11 89 49 40 60-95 5,3 0,6994 1,3938 2 36 62 33 29 95-122 5,1 0,7280 1,4080 5 33 62 25 37 122-150 5,6 0,7501 1,4190 10 31 59 23 36 150-200 10,3 0,7911 1,4397 21 28 51 21 30 28-200 30,8 0,7405 1,4150 10 33 57 28 29 Характеристика фракций ( сырье для каталитического риформинга). Таблица 7. Темпера- тура отбора фракции, ºС Выход на нефть, % масс. 20 4 ρ Содер- жание серы, % Содержание у/в, % Аромати- ческих Нафте- новых парафиновых всего норм- изо- 62-85 3,1 0,6903 0 1 32 67 35 32 62-105 6,8 0,6943 0 2 34 64 34 30 62-180 22,2 0,7366 0 7 32 61 24 37 Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1 85-105 3,7 0,7150 0 4 33 63 28 35 85-120 6,9 0,7200 0 5 33 62 26 36 85-180 19,1 0,7507 следы 10 31 59 23 36 105-120 3,2 0,7292 0 6 32 62 24 38 105-140 7,0 0,7388 0 8 32 60 24 36 105-180 15,4 0,7605 следы 12 30 58 22 36 140-180 8,4 0,7765 - 16 29 55 22 33 Характеристика керосиновых дистиллятов. Таблица 8. Темпе- ратура отбора фракци и, ºС Выход на нефть, % масс. Окта- новое число Фракционный состав 20 4 ρ Высота некоп- тящего пламе- ни, мм Содер- жание серы, % Температура, ºС 10 % 50 % 90 % 98 % Помут -нения Вспы ш-ки 150-280 25,6 23 188 216 258 270 0,8162 22 0,06 -40 51 150-320 33,6 21 190 236 292 310 0,8297 20 0,07 -24 74 160-260 19,8 - 180 208 242 255 0,8143 21 0,043 -44 45 180-240 11,6 - 192 206 231 238 0,8152 21 0,047 -44 46 180-260 15,4 - 196 213 246 255 0,8214 19 0,065 -40 48 240-260 3,8 - - - - - 0,8400 - 0,080 -27 138 Характеристика дизельных фракций. Таблица 9.1. Темпера- тура отбора фракции, ºС Выход на нефть, % масс. Цета- новое число Дизель- ный индекс Фракционный состав 20 4 ρ υ 20 , сСт υ 50 , сСт 10% 50% 90% 96% 150-350 39,2 52,0 58,0 192 252 320 330 0,8356 2,85 1,94 180-240 11,6 52,0 56,0 198 206 231 236 0,8152 1,72 1,20 180-350 32,8 51,0 48,0 205 255 321 332 0,8420 3,80 2,38 200-350 28,9 53,0 50,0 238 278 323 333 0,8250 4,72 2,70 240-320 15,6 52,0 50,0 268 282 306 312 0,8505 5,35 2,82 240-350 21,2 53,0 47,0 274 295 332 336 0,8564 6,97 3,11 260-350 17,4 53,0 48,0 288 304 340 340 0,8640 8,52 3,63 Таблица 9.2. Темпера -тура отбора фракции, ºС Температура, ºС Содержа- ние серы, % Кислот- ность, мг КОН/100 мл Анильновая точка, °С Застыва -ния Помутне -ния Вспыш -ки 150-350 -32 -23 63 0,10 2,01 74,0 180-240 -46 -44 46 0,047 1,21 58,4 180-350 -25 -22 84 0,14 2,73 - 200-350 -22 -17 101 0,16 3,02 69,0 Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1 240-320 -20 -14 119 0,19 2,95 64,5 240-350 -15 -8 124 0,21 3,15 63,0 260-350 -12 -8 138 0,23 4,02 67,2 Характеристика углеводородов, образующих комплекс с карбамидом. Таблица 10. Температура отбора фракции, ºС 20 4 ρ 20 D n Выход, % масс. Температура застывания, ºС на фракцию на нефть 240-350 0,8297 1,4502 28,0 5,9 -6 Характеристика сырья для каталитического крекинга. Таблица 11.1. Температу- ра отбора фракции, ºС Выход на нефть, % масс. 20 4 ρ Молекуляр- ная масса, кг/кмоль Коксуе- мость, % Содержание, % Темпера- тура застыва- ния, ºС серы смол Вана- дия 350-485 24,8 0,9145 352 0,11 1,38 10 1,0*10 - 4 21 Таблица 11.2. Температура отбора фракции, ºС υ 50 , сСт υ 100 , сСт Содержание парафино- нафтеновых -у- в, % Содержание ароматических углеводородов, % Содержание смолистых веществ, % I группы II и III группы IV группы 350-485 24,7 6,20 43 17 28 10 2 Характеристика сырья для деструктивных процессов. Таблица 12. Остаток после отбора фракций до температуры, ºС Выход на нефть, % масс. 20 4 ρ ВУ 100 Коксуе- мость, % Содержание, % Темпера- тура Застыва- ния, ºС серы Вана- дия 350 38,8 0,9482 2,65 7,30 1,48 0,00359 21 450 21,0 0,9880 20,03 13,52 1,83 0,0048 32 485 14,0 1,0022 82,79 18,91 2,70 0,0059 37 Характеристика нефтепродуктов. 1. Бензин автомобильный ГОСТ 2084-90 Марки: А-76, АИ-93,АИ-95, АИ-98. Лыу Хоай Фыонг – Группа ХТ-03-1 2. Дизельное топливо для быстроходных дизелей ГОСТ 4749-90 Марки: ДА, ДЗ, ДЛ. 3. Кокс нефтяной замедленного коксования ГОСТ 15833-90 Марки: КЗ-25, КЗ-6, КЗ-0. 2. ПОТОЧНАЯ СХЕМА ЗАВОДА ПО ПЕРЕРАБОТКЕ СОВЕТСКОЙ (смеси) НЕФТИ. 2.1. Описание поточной схемы завода. Сырая нефть поступает на установку ЭЛОУ, где отделяются вода и соли, присутствующие в нефти. Блок ЭЛОУ совмещен с установкой АВТ. Обезвоженная и обессоленная нефть поступает на установку АВТ, комбинированную с установкой вторичной перегонки бензина для более четкого разделения фракций. После этой комбинированной установки выходят фракции НК- 62°С, 62-85°С, 85-200°С, 200-350°С, 350-485°С и остаток выше 485°С. Фракцию НК-62°С подвергают изомеризации (без блока гидроочистки ввиду отсутствия серы во фракции НК-62°С), затем изомеризат направляют на станцию смешения бензинов (ССБ),а углеводородные газы - на установку ГФУ. Фракция 85-180°С поступает на каталитический риформинг; полученный риформат смешивается на станции смешения бензинов (ССБ), углеводородный газ направляется на ГФУ предельных газов, а легкая фракция головки стабилизации риформинга - на установку изомеризации. Фракции 62-85°С и 180-200°С как прямогонный компонент бензина идут непосредственно на ССБ. Дизельная фракция 200-350°С по содержанию серы (0,16%) укладывается в нормы для дизельного топлива (менее 0,2%), поэтому без гидроочистки направляется на депарафинизацию, после чего идет на станцию смешения дизельного топлива (ССДТ) и используется как зимнее дизельное топливо. Кроме того, без депарафинизации возможно получать летнее дизельное топливо. Вакуумный газойль 350-485 0 С с вакуумного блока установки АВТ направляется на каталитический крекинг, совмещенный с гидроочисткой. Газ каталитического

Ngày đăng: 10/08/2015, 06:10