Материальные балансы технологических процессов НПЗ (стр. 1 из 3). Материальный баланс нефть


Материальные балансы технологических процессов НПЗ

МАТЕРИАЛЬНЫЕ БАЛАНСЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ НПЗ

Выполнил ст-т гр. ИЭТ-06

Шидаев Л.А.

Проверила ассист. каф. "ХТНГ"

Ибрагимова М.Д.

г. Грозный 2010

Лабораторная работа №1

Построение кривой истинных температур кипения нефти и составление материального баланса установки первичной переработки нефти

Нефть представляет собой подвижную маслянистую жидкость легче воды от светло-коричневого до черного цвета.

С позиции химии нефть сложная многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеводородных атомов до 100 и более с примесью гетероорганических соединений серы, азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны. Менее всего колеблется элементный состав нефти: 82,5-87% углерода, 11,5-14,5% водорода, 0,05-0,35% редко до 0,7% кислорода; до 1,8% азота. Кроме того, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в т. ч. металлы (Ca, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.)

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную смесь углеводородов и гетероатомных соединений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении. Принято разделять нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. В лабораторных или промышленных условиях отдельные дистилляты отгоняются при постепенно повышающейся температуре кипения.

При исследовании качества новых нефтей (т.е. составлении технического паспорта новых нефтей) их фракционный состав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колоннами (например, на АРН-2). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования т. н. кривую истинных температур кипения (ИТК) в координатах температура-выход фракций в% масс. (или % об) Отбор фракций до 200°С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих - под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300°С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракции до температуры кипения 475-550°С.

Таким образом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание в них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получения товарных нефтепродуктов (автобензинов, реактивных и дизельных топлив, смазочных масел и др.)

Таблица 1. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти

Таблица 2. Материальный баланс установки первичной переработки нефти (производительность 3,8 млн. т/год)

Лабораторная работа №2

Характеристика бензина первичной переработки нефти

1. Данные для бензина первичной переработки нефти

а) Плотность, ρ=0,7307;

б) Фракционный состав:

н. к. - 55°С

10% - 79°С

50% - 113°С

90% - 152°С

к. к. - 180°С;

в) Йодное число - 7г на 100г продукта;

г) Анилиновая точка - 82°С.

2. Общие сведения о перегонке и ректификации нефти

Перегонка (дистилляция) - это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов обычно применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия, пары однократно отделяются от жидкой фазы - остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Это важное его достоинство используют в практике нефтеперегонки для достижения максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков, уходящие из

системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей.

Перегонка с ректификацией - наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах - ректификационных колоннах - путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах), либо ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах).

Различают простые и сложные колонны.

Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) - выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток - нижний жидкий продукт ректификации.

Сложные ректификационные колонны разделяют исходную смесь более чем на два продукта.

Рис.1 Простая ректификационная колонна

Место ввода в ректификационную колонну сырья называют питательной секцией (зоной). Часть колонны, расположенная выше питательной секции, служит для ректификации парового потока и называется концентрационной (укрепляющей). Нижняя часть колонны, в которой осуществляется ректификация жидкого потока называется отгонной .

Лабораторная работа №3

Характеристика бензина термического крекинга

1. Данные для бензина термического крекинга

а) Плотность, ρ=0,7307;

б) Фракционный состав:

н. к. - 37°С

10% - 77°С

50% - 119°С

90% - 158°С

к. к. - 186°С;

в) Йодное число - 107г на 100г продукта;

г) Анилиновая точка - 87°С.

2. Общие сведения о термическом крекинге

Термический крекинг проводят при высокой температуре, обычно 450-600°С, и повышенном давлении 2 - 7 МПа. Впервые в России процесс термического крекинга разработал русский инженер В.Г. Шухов в 1891 году. Его научные идеи были осуществлены на производстве значительно позднее, в XX веке. Именно процесс термического крекинга позволил увеличить выход бензина из сырой нефти путем деструкции более тяжелых дистиллятов и остатков, образовавшихся в результате первичной перегонки. Это происходит за счет разложения тяжелых фракций нефти во время кипения под высокими температурами. Благодаря этому образуется более широкий спектр продуктов по сравнению с составом сырой первоначальной нефти.

Термическим крекингом получают автомобильный бензин, технический углерод, газообразные углеводороды. Помимо этого образуются лигроин, газойль (лёгкое дизельное топливо) и кокс. Получаемое в данном процессе кокс чаще всего используется как топливо, а так же способствует подготовке исходных материалов для процесса каталитического крекинга.

3. Основные факторы, влияющие на процесс (термический крекинг)

Направление термический крекинг зависит от природы углеводородного сырья, его молекулярной массы и условий проведения. Процесса термический крекинг протекает в основном по цепному радикальному механизму) с разрывом связей С-С в молекулах парафиновых (С5 и выше), нафтеновых, алкилароматических и высококипящих непредельных углеводородов нефтяного сырья и связи С-H в низкомолекулярных парафиновых и др. углеводородах (рис.1). Одновременно с разрывом связей происходят реакции полимеризации (непредельные и циклопарафиновые углеводороды) и конденсации

(циклизации; непредельные, нафтено-и алкилароматические и др. углеводороды), приводящие к образованию смолисто-асфальтенового крекинг-остатка и кокса. Важнейшими параметрами, определяющими направление и скорость протекания термического крекинга, являются температура, продолжительность и давление . Процесс начинает в заметной степени протекать при 300-350 °С и описывается кинетическим уравнением первого порядка. Температурная зависимость константы скорости подчиняется уравнению Аррениуса. Изменения давления влияют на состав продуктов процесса (напр., на выход остаточных фракций и кокса) вследствие изменения скоростей и характера вторичных реакций полимеризации и конденсации, а также объема реакционной смеси. При высоких температурах реакции крекинга идут быстро, поэтому не требуется большой продолжительности для достижения заданной глубины превращения сырья (глубина превращения - отношение суммы продуктов процесса отличающиеся от сырья фракционным составом к сырью). При снижении температуры реакции расщепления идут медленно, поэтому сырье должно находиться в зоне реакции более продолжительное время.

mirznanii.com

Zadanie_NPZ

Министерство образования и науки Российской Федерации

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Факультет экономики и управления

Кафедра промышленного менеджмента

План модернизации НПЗ

выполнили:

студенты группы ЭМ-11-04 Сергеев Арсений, Акаев Имам,

Мартьянов Даниил, Саркисян Геворг, Сангаджиев Наран.

проверила:

к.э.н., доцент

Ларионова О.А.

Москва 2014

Часть 1. Производственная программа НПЗ

ОАО «Нефтяник» владеет нефтеперерабатывающим заводом, который находится в г. Тюмень. В состав НПЗ входит 5 технологических установок: 2 АВТ, 1 каталитический крекинг, 1 каталитический риформинг, 1 гидроочистка.

  1. Расчет производственной мощности

Формула для расчёта производственной мощности:

М = П * Др, где

П – суточная производительность, Др – дни работы.

Др = Дк * Ки, где

Дк – календарное время, Ки – коэффициент использования календарного фонда времени работы технологической установки.

Исходные данные:

Таблица 1

Показатели работы установок

Установка

Суточная производительность

Кол-во

установок

Коэф-т исп. годового календарного времени

за межремонтный пробег

 

т/сут

шт.

АВТ

8823,5

2

0,932

Каталитический риформинг

1846

1

0,89

Гидроочистка

2572,5

1

0,958

Каталитический крекинг

1460

1

0,863

Таблица 2

Показатели

АВТ

КР

ККр

ГО

1. Продолжительность межремонтного пробега

342

109

310

343

2. Продолжительность простоя

на текущем ремонте

15

6

10

15

на капитальном ремонте

25

30

40

40

План ремонтов на технологических установках:

- на гидроочистке в предплановом году был проведен капитальный ремонт. Технологическая установка проработала 90 суток. Капремонт проводится 1 раз в 3 года.

- на АВТ в предплановом году последним был проведен текущий ремонт и технологическая установка проработала 42 дня. На этот год планируется капитальный ремонт.

На основе плана ремонтов мы можем рассчитать дни работы каждой установки, а для этого постоим ленточные графики.

АВТ №1

Работа

КР

Работа

01.01

31.12.

300

25

40

42

Дни работы = 365 * 0,932 = 340

АВТ №2

01.01

ТР

Работа

Дни работы = 365 * 0,932 = 340

Каталитический риформинг

01.01.

ТР

КР

ТР

31.12.

Работа

Работа

Работа

30

2

2

Дни работы = 365 *0,89 = 325

Гидроочистка

01.01.

31.12.

ТР

Работа

Работа

90

Дни работы = 365 * 0,958 =350

Каталитический крекинг

01.01.

31.12.

Работа

КР

ТР

Работа

Дни работы =365 * 0,863 = 31

Таблица 3

Производственная мощность НПЗ по установкам

Установка

Дни работы

Мощность, т.т.

АВТ

340

6 000

КР

325

600

ККр

350

900

ГО

315

460

Как показал расчёт, мощность 2 установок АВТ составляет 6 000 тыс. тонн, установки каталитического риформинга – 600 тыс. тонн, каталитического крекинга – 900 тыс. тонн, гидроочистки – 460 тыс. тонн.

  1. Расчет материальных балансов установок

Рассчитываем материальные балансы установок исходя из их производственных мощностей (таблица 3).

Формула выхода продуктов по видам:

Qi = О * di, где

О – объем переработки,

di – доля i-го продукта.

Таблица 4

Материальный баланс установок

АВТ

%

т.т.

Каталитический риформиг

 

т.т.

Взято:

 

 

Взято:

 

 

нефть

100

6000

бензин п/г

100

600

Получено:

Получено:

Газ

1

60

водородсодержащий газ, в т.ч.

2

12

бензин п/г

15

900

Водород

1

6

керосин спец.

10

600

газ сухой

5

30

Компонент ДТ

20

1200

газовая головка

6

36

Итого -светлых

46

2760

компонент автобензина

85

510

вакуумный газойль

15

900

Потери

2

12

гудрон

38

2280

потери

1

60

 

Итого:

100

6000

Итого:

100

600

Таблица 4 (Продолжение)

Гидроочистка

%

Каталитический крекинг

%

Взято:

Взято:

компонент ДТ с АВТ

100

900

вакуумный газойль

100

460

водородсодержащий газ

1

9

 

Итого

101

909

Получено:

 

газ сухой

3

13,8

Получено:

газовая головка

12

55,2

ДТ гидроочищенное

95

855

компонент автобензина

30

138

отгон

1,5

13,5

легкий каталитический газойль

35

161

сероводород

1

9

тяжелый каталитический газойль

12

55,2

газ сухой

2,5

22,5

кокс + потери

8

36,8

потери

1

9

 

Итого:

101

909

Итого:

100

460

  1. Промежуточные балансы:

На основе Таблицы 4 составляем промежуточные балансы для продуктов с двойным назначением.

Таблица 5

Приход

т.т.

Расход

т.т.

Бензин п/г

900

КР

600

Смешение

300

Итого

900

900

ДТ с АВТ

1200

ГО

900

Смешение

300

Итого

1200

1200

Вакуумный газойль

900

КК

460

Смешение

440

Итого

900

900

Водородосодержащий газ

12

ГО

9

Потери

3

Итого

12

12

ДТ гидроочищенное ( S=0,2%)

855

Готовая продукция

600

Смешение ДТ (S=0,8%)

255

Итого

855

855

Как мы видим, на смешение у нас идёт 300 т.т. бензину п/г, 300 т.т. ДТ с АВТ, 440 т.т. вакуумного газойля и 255 т.т. ДТ гидроочищенного.

  1. План смешения

На смешение поступают компоненты, не использованные в переработке на других установках.

Современные товарные бензины готовятся смешением бензинов (компонентов), полученных прямой перегонкой, крекингом, риформингом, алкилированием и другими процессами переработки нефтей и углеводородных газов.

Таблица 6

План смешения

Наименование

Компоненты

Продукты

т.т.

О.Ч.

О.т.

АИ-92

АИ-80

ОЧ 89

ОЧ 77

т.т.

т.т.

Бензин АВТ

300

60

18000

37,6

262,4

Бензин КР

510

90

45900

159,8

350,2

Бензин КК

138

78

10764

0

138

Отгон ГО

13,5

60

810

0

13,5

Высооктановая добавка

30

120

3600

30

0

Итого

991,5

79,752

79074

227,375

764,125

Для нахождения объема продуктов, а именно бензина с установок: АВТ, КР, КК, и итоговый результат, введем переменные.

Где X1- бензин с АВТ АИ-80;

X2- бензин с АВТ АИ-92;

X3- бензин с КР АИ-80;

X4-бензин с КР АИ-92;

Y1- итого продуктов АИ-80;

Y2- итого продуктов АИ-92.

Далее, составляем систему уравнений с неизвестными переменными. Полученные результаты вписываем в таблицу 6.

Y1+Y2= 991,5

X1+X2= 300

X3+X4= 510

X1+X3+138+13,5+0=Y1

X2+X4+0+0+30=Y2

Y1*77+Y2*89=79074

60*X1+90*X3+138*78+13.5*60+0*120=77*Y1

60*X2+90*X4+78*0+60*0+120*30=89*Y2

Таким образом, из общего объема имеющихся компонентов, а именно из 991,5 т.т., на продукт АИ-92 приходится 227,4 т.т. (что составляет около 30%), а на АИ - 80 около 764,1 т.т. ( 70%).

Таблица 7

План смешения ДТ

Наименование

Компоненты

т.т.

Содержание серы

%

т.т.

Комп-т ДТ п/г

300

1,2

3,6

Комп-т ДТ г/о

255

0,2

0,5

Итого

555

0,74

4,1

Содержание серы в тысячах тоннах находим путем умножения количества дизельного топлива с установок на проценты содержания серы на этих установках соответственно.

Sт.т =

Меньшее содержание серы находится в компонентах ДТ г/о, что от общего объема серы в размере 4,1 т.т. составляет около 12%. Оставшиеся 88% приходится на компонент ДТ п/г.

  1. Потери при смешении

Таблица 8

Потери при смешении

Продукт

Производство

т.т.

Потери

ГП, т.т.

%

т.т.

АИ-92

227,4

1

2,27

225,1

АИ-80

764,1

1

7,64

756,5

ДТ (0,8%)

555

1,081

6,00

549,0

Итого

1546,5

15,91

1530,6

Для расчета потерь при смешении по каждому продукту используем формулу: Пт.т.=

Далее находи готовую продукцию, которая равна разнице производства по каждому виду продукту в т.т. и соответствующими потерями: ГП= Y-Пт.т.

Общий объем потерь составляет 15,9 т.т., что в процентном выражении равняет 1%. Из них 37,7% приходится на ДТ(0,8%), 48%-н аАИ-80 и около 14,3%- на АИ-92.

  1. Баланс нефтепродуктов

Таблица 9

Баланс нефтепродуктов

Компоненты

Бензин

ДТ

Мазут

топочный

Всего

АИ-92

АИ-80

0,20%

0,80%

Бензин п/г

37,6

262,4

 

 

 

300

Бензин КР

159,8

350,2

 

 

 

510

Бензин КК

0

138

 

 

 

138

Отгон

0

13,5

 

 

 

14

ВОД

30

0

 

 

 

30

Компонент ДТ п/г

 

 

 

300

 

300

Компонент ДТ г/о

 

 

600

255

 

855

Вак. газойль

 

 

 

 

440

440

Лег. кат. газойль

 

 

 

 

161,0

161

Тяж. кат. газойль

 

 

 

 

55,2

55

Гудрон

 

 

 

 

2280

2280

Ловушечный пр.

 

 

 

 

60

60

Итого

227,4

764,1

600,0

555,0

2996,2

5143

Потери,

1,00

1,00

 

1,08

0,50

 

Потери, т.т.

2,27

7,64

0,00

6,00

14,98

30,90

Готовая продукция

225,1

756,5

600,0

549,0

2981,2

5111,8

studfiles.net

Определение материального баланса нефтеперерабатывающего завода мощностью 18 млн. тонн в год

Задание:

Составить материальный баланс нефтеперерабатывающего завода.

Определить:

1. Суммы светлых.

2. Долю вторичных процессов.

3. Долю деструктивных процессов.

4. Долю деструктивных гидрокаталитических процессов.

5. Фактическую переработку нефти.

6. Ресурсы сырья для нефтехимического синтеза.

Исходные данные:

1. Вариант задания №8:

·  мощность НПЗ 18 млн. т в год;

·  объём производства котельного топлива 12 % масс. на нефть;

·  объём производства битума 5 % масс. на нефть;

2. Поточная схема НПЗ рис 1.4.

3. Материальные балансы отдельных процессов, входящих в состав завода (табл. 1.3).

4. Состав газов отдельных технологических процессов (табл. 1.3).

Решение

Составление материального баланса НПЗ

Для вычисления объёма получаемых продуктов необходимо производительность НПЗ умножать на массовый выход по каждому продукту.

Критерием правильности составления материального баланса является равенство количеств сырья и получаемых продуктов.

Расчет начнем с установки ЭЛОУ-АВТ.

1. ЭЛОУ-АВТ

Сырьё и продукты

%, масс. на сырьё

Кол-во, т/год

Взято:

1. Обезвоженная и обессоленная нефть

100,0

18000000

Получено:

1. Сухой газ

0,1

18000

2. Головка стабилизации

0,9

162000

3. н.к. – 180 0С

18,6

3348000

4. 180 – 350 0С

26,0

4680000

5. 350 – 500 0С

24,9

4482000

6. Выше 500 0С

28,8

5184000

7. Потери

0,7

126000

Итого:

100,0

18000000

2. Вторичная перегонка на облагораживание бензина

Сырьё и продукты

%, масс. на сырьё

Кол-во, т/год

Взято:

1. н.к. – 180 0С

100,0

3348000

Получено:

1. н.к. – 85 0С

25,4

850392

2. 85 – 180 0С

73,9

2474172

3. Потери

0,7

23436

Итого:

100,0

3348000

3. Каталитический риформинг на облагораживание

Сырьё и продукты

%, масс. на сырьё

Кол-во, т/год

Взято:

1. 85 – 180 0С

100,0

2474172

Получено:

1. Дебутанизированный бензин

84,5

2090675,34

2. Водородсодержащий газ

11,0

272158,92

(в т.ч. водород)

0,8

19793,38

3. Головка стабилизации

4,0

98966,88

4.Потери

0,5

12370,86

Итого:

100,0

2474172

4. Каталитический крекинг

Сырьё и продукты

%, масс. на сырьё

Кол-во, т/год

Взято:

1. 350 – 500 0С с АВТ

100,0

4482000

Получено:

1. Сухой газ

3,5

156870

2. Газ жирный

14,5

649890

3. Бензин (н.к. – 180 0С)

40,0

1792800

4. Лёгкий газойль (180 – 350 0С)

26,0

1165320

5. Тяжелый газойль

8,5

380970

6. Кокс сжигаемый

6,0

268920

7. Потери

1,5

67230

Итого:

100,0

4482000

Количество битумов:  т/год, тогда количество гудрона составит:  т/год.

5. Производство битума

Сырьё и продукты

%, масс. на сырьё

Кол-во, т/год

Взято:

1. Гудрон

100,0

937500

Получено:

1. Битум

96,0

900000

2. Отгон

3,0

28125

3. Потери

1,0

9375

Итого:

100,0

937500

Количество котельных топлив:  т/год.

Введём обозначения:

Гкт – гудрон на котельное топливо,

КОтк – крекинг остаток термического крекинга,

ОТб – отгон битумного производства,

Гб – гудрон на битумы,

Гзк – гудрон на замедленное коксование.

  (1)       

         (2)

В уравнении (2) выразим Гкт и получим:

         (3)

ОТб выразим через Гб:

               (4)

КОтк выразим через Гтк:

          (5)

Сделаем замену в уравнении (1), подставив туда (3) - (5):

       (6)

В свою очередь, представим Гтк, как следующее выражение:

          (7)

а ТГзк выразим через Гзк:

              (8)

Подставим (8) в уравнение (7):

а полученное выражение вставим в уравнение (5):

                    (9).

Сделаем замену в уравнении (6), подставив выражение (9) вместо КОтк:

    (10).

vunivere.ru

Материальный баланс газовой залежи

Материальный баланс газовой залежи - отражает закон сохранения массы применительно к газовой (газоконденсатной, газогидратной) залежи. При разработке месторождения в условиях газового режима материальный баланс газовой залежи записывается в следующем виде: 

Мн = М(t) + Мдоб(t), где 

Мн — начальная масса газа в пласте; 

М(t) — оставшаяся в пласте масса газа к моменту времени t; 

Мдоб — масса газа, добытая из залежи к моменту времени t. 

Уравнение материального баланса газовой залежи лежит в основе метода определения начальных запасов газа по падению давления в пласте (используются фактические данные разработки месторождения за некоторый период времени), а также используется при определении показателей разработки газовой залежи при газовом режиме. В случае водонапорного режима при составлении материального баланса газовой залежи учитывается Мост(t) — масса газа, оставшаяся в обводнённой зоне пласта к моменту времени t, т.е. 

Мн = М(t) + Мост(t) + Мдоб(t). 

Уравнение применяется при проведении прогнозных расчётов, а также используется для уточнения коллекторских свойств водонапорного бассейна. В ряде случаев в уравнениях 

Материальным балансом газовой залежи учитывается деформация продуктивного коллектора (изменение коэффициента пористости, а следовательно, и коэффициента газонасыщенности) при снижении пластового давления. В случае газоконденсатных и газогидратных залежей учитывают также изменение газонасыщенного объёма пласта (в газоконденсатных залежах при снижении пластового давления наблюдается выпадение конденсата из газа, вызывающее уменьшение объёма, в газогидратных — снижение давления вызывает разложение гидратов и, следовательно, увеличение газонасыщенного объёма). Для газогидратной залежи материальный баланс газовой залежи записывается с учётом баланса тепла (в связи со снижением температуры, сопровождающим процесс разложения гидратов), в баланс тепла включается также приток тепла от передачи его через кровлю и подошву пласта. 

Разновидности уравнения материального баланса газовой залежи позволяют проводить газо-гидродинамические расчёты с учётом соответствующих геолого-промысловых факторов (например, с учётом перетоков газа осуществляются расчёты применительно к многопластовым месторождениям).

 

oilloot.ru

Материальный баланс нефтеперерабатывающего завод

Работа добавлена на сайт samzan.ru: 2015-12-26

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

"Комсомольский-на-Амуре государственный технический университет"

Факультет Экологии и Химической Технологии

Кафедра "Технология переработки нефти и газа"

РАСЧЕТНО-ГРАФИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ

по курсу "Основы научных исследований и проектирования"

Материальный баланс нефтеперерабатывающего завода

Студент группы 4УК-1

Е.В. Панов

Преподаватель А.В. Михеев

2011

Задание

Составить материальный баланс нефтеперерабатывающего завода. Мощность НПЗ 24 млн. т. в год. Количество котельных топлив, получаемых на НПЗ -15 %, битумов - 10 % на перерабатываемую нефть.

Технологическая схема завода представлена на рисунке

Решение

Составление материального баланса завода необходимо начать с АВТ. Для вычисления объема получаемых продуктов необходимо производительность НПЗ умножать на массовый выход (в %) по каждому продукту. Критерием правильности составления материального баланса является равенство объемов взятого сырья и полученных продуктов.

Таблица 1 - Материальный баланс АВТ.

% масс.

т/год

Взято:

1 Обезвоженная и обессоленная нефть

100,0

24000000

Получено:

1. Сухой газ

0,1

24000

2. Головка стабилизации

0,9

216000

3. н.к. - 180 °С

18,6

4464000

4. 180 - 350 °С

26,0

6240000

5. 350 - 500 °С

24,9

5976000

6. Выше 500 °С

28,8

6912000

7. Потери

0,7

168000

ИТОГО:

100,0

24000000

Далее составляются материальные балансы процессов, сырьем для которых являются нефтяные фракции, идущие только с АВТ.

По технологической схеме фракция н.к. - 180 °С в размере: 4464000 т/год отправляется на установку облагораживания бензина.

Таблица 2 - Вторичная перегонка на облагораживание бензина.

% масс.

т/год

Взято:

1. н.к. - 180°С

100,0

4464000

Получено:

1. н.к. - 85 °С

25,4

1133856

2. 85 - 180 °С

73,9

3298896

3. Потери

0,7

31248

ИТОГО:

100,0

4464000

Как видно из материального баланса установок вторичной перегонки бензина и технологической схемы НПЗ на установку каталитического риформинга (облагораживания бензина) подаётся фракция 85 - 180 °С.

Таблица 3 - Каталитический риформинг на облагораживание бензина.

% масс.

т/год

Взято:

1. 85 - 180 °С

100,0

3298896,0

Получено:

1. Дебутанизированный бензин

84,5

2787567,1

2. Водородсодержащий газ

11,0

362878,6

(в т.ч. водород)

0,8

26391,2

3. Головка стабилизации

4,0

131955,8

4. Потери

0,5

16494,5

ИТОГО:

100,0

3298896,0

Фракция 350 - 500 °С с АВТ подается на каталитический крекинг.

Таблица 4 - Каталитический крекинг.

% масс.

т/год

Взято:

1. 350- 500 °С с АВТ

100,0

5976000

Получено:

1. Сухой газ

3,5

209160

2. Газ жирный

14,5

866520

3. Бензин (н.к.-180 °С)

40,0

2390400

4. Легкий газойль (180 - 350 °С)

26,0

1553760

5. Тяжелый газойль

8,5

507960

6. Кокс сжигаемый

6,0

358560

7. Потери

1,5

89640

ИТОГО:

100,0

5976000

В соответствии с заданием технологическая схема должна обеспечить получение битумов в объеме 10 %, т.е. битумов различных марок должно получаться:  т/год.

Количество гудрона, необходимого для получения 2400000 т/год битумов определим с учетом материального баланса процесса производств битумов. Из 100 % гудрона получается 96 % битумов, тогда:  т/год.

По найденному количеству гудрона можно составить материальный баланс установки получения битумов.

Таблица 5 - Производство битума.

% масс.

т/год

Взято:

1. Гудрон

100,0

2500000

Получено:

1. Битум

96,0

2400000

2. Отгон

3,0

75000

3. Потери

1,0

25000

ИТОГО:

100,0

2500000

Котельных топлив должно в соответствии с заданием получаться 15 % или  т/год.

Однако, как видно из схемы на рисунке 1.3, поток котельного топлива формируется из нескольких продуктовых потоков различных установок.

Используя поточную схему НПЗ, определим потоки, составляющие котельное топливо (КТ), к ним относятся:

. Тяжелый газойль каталитического крекинга - ТГКК;

. Отгон производства битумного производства - ОТБ;

3. Гудрон с АВТ - ГКТ;

. Тяжелый газойль замедленного коксования - ТГЗК;

. Смолы пиролизные - СП.

То есть баланс по котельному топливу имеет вид:

КТ = ТГКК + ОТБ + ГКТ + ТГЗК + СП.

Гудрон с АВТ расходуется по следующим потокам:

. На производство битумов - ГБ;

. На котельные топлива - ГКТ;

. На замедленное коксование - ГЗК.

Тогда баланс по гудрону имеет вид:

Г = ГБ + ГКТ + ГЗК

Из материального баланса замедленного коксования видно, что ТГЗК = 0,24 ГЗК. Используя материальные балансы пиролиза бензина, приходящего с установки замедленного коксования, и замедленного коксования, получаем СП = 0,15·0,11· ГЗК.

Составим систему уравнений:

Подставим второе уравнение в первое:

КТ = ТГКК + ОТБ + (Г - ГБ - ГЗК) + 0,24 ГЗК +0,15·0,11· ГЗК.

Решая уравнение с одним неизвестным ГЗК, получим

т/год.

Определив количество гудрона для замедленного коксования, легко определить количество гудрона для котельного топлива:

ГКТ = Г - ГБ - ГЗК = 6912000 - 2500000 - 1876207,1 =2535792,9 т/год.

Таким образом, для получения 3600000 т/г котельных топлив потребуется 2535792,9 т/год гудрона.

На установку замедленного коксования поступает 1876207,1 т/год гудрона.

Теперь составим баланс установки замедленного коксования.

Таблица 6 - Замедленное коксование.

% масс.

т/год

Взято:

1. Выше 500 °С с АВТ

100,0

1876207,1

Получено:

1. Газ

9,5

178239,7

2. Бензин

15,0

281431,1

3. Легкий газойль

25,0

469051,8

4. Тяжелый газойль

24,0

450289,7

5. Кокс

25,0

469051,8

6. Потери

1,5

28143,1

ИТОГО:

100,0

1876207,1

Бензиновая фракция, полученная при замедленном коксовании, поступает на установку пиролиза бензина.

Таблица 7 - Пиролиз бензина.

% масс.

т/год

Взято:

1. Бензин

100,0

281431,1

Получено:

1. Газ

76,0

213887,6

2. Смола пиролиза

23,0

64729,1

в т.ч. бензол

6,0

16885,9

толуол

4,0

11257,2

ксилолы

2,0

5628,6

3. Потери

1,0

2814,3

ИТОГО:

100,0

281431,1

Далее составляем материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива. Гидроочистке подвергаются фракция 180 350 °С с АВТ и легкий газойль установок каталитического крекинга и замедленного коксования. Рассчитаем количество водорода необходимого на процесс гидроочистки ДТ. Количество фракций, подвергаемых ГО составляет 99,5 % от всей загрузки установки, т. е.

Тогда водорода  т/год.

Установка каталитического риформинга производит водорода 26391,2 т/год. Таким образом, со стороны водорода требуется: 41521,6 - 26391,2 = 15130,4 т/год. Составляем материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива.

Таблица 8 - Гидроочистка дизельного топлива.

% масс.

т/год

Взято:

1 180 - 350 °С с АВТ

75,1

6240000,0

2 180 - 350 °С с каталит. крекинга

18,7

1553760,0

3 180 - 350 °С с УЗК

5,6

469051,8

4 Водород

0,5

41521,6

(в т. ч. с УКР)

0,3

26391,2

ИТОГО:

100,0

8304333,4

Получено:

1 Дизельное топливо

97,0

8055203,4

2 Бензин

1,5

124565,0

3 Сероводород

1,0

83043,3

4 Потери

0,5

41521,7

ИТОГО:

100,0

8304333,4

Соотношение объемов ДТЗ : ДТЛ (дизельное топливо летнее : дизельное топливо зимнее) определяется произвольно. Примем такое отношение равным 4500000 : 3555203,4, т.е. 4500000 т/г ДТ отправляется на карбамидную депарафинизацию, а 3555203,4 т/г является компонентом ДТ летнего.

Таблица 9 - Карбамидная депарафинизация.

% масс.

т/год

Взято:

1 180 - 350°С (после гидроочистки)

100,0

4500000

Получено:

1 Дизельное топливо зимнее

82,5

3712500

2 Компонент дизельного топлива летнего

7,0

315000

3 Жидкий парафин

10,0

450000

4 Потери

0,5

22500

ИТОГО:

100,0

4500000

В соответствии с поточной схемой предприятия и таблицей 1.3 сероводород присутствует в следующих потоках:

. Сероводородный газ гидроочистки дизельного топлива.

. Газ замедленного коксования.

. Жирный газ каталитического крекинга.

Принимаем, что с установок гидроочистки идет чистый сероводород. Пользуясь таблицей 1.3, определим общее количество сероводорода:

Σh3S = 83043,3 + 0,05·178239,7 + 0,08·866520,0 = 161276,9 т/год.

Таблица 10 - Производство элементарной серы

% масс.

т/год

Взято:

1 Сероводород

100,0

161276,9

Получено:

1 Сера элементарная

93,0

149987,5

2 Потери

7,0

11289,4

ИТОГО:

100,0

161276,9

Материальный баланс газофракционной установки не составляем, но бутан-бутиленовая фракция поступает на установку алкилирования. Подобно сероводороду, определим потоки газов, содержащих С4Н8, i- С4Н10 и н- С4Н10:

. Сухой газ АВТ;

. Головка стабилизации АВТ;

. Газ замедленного коксования;

. Жирный газ каталитического крекига;

. Водородсодержащий газ каталитического риформинга;

. Головка стабилизации каталитического риформинга;

. Газ пиролиза бензина.

Пользуясь таблицей 1.3, определим общее количество бутан-бутиленовая фракции:

Σ С4 = (0,264 + 0,117)·24000,0 + (0,412 + 0,096)·216000 + (0,034 + 0,016 + +0,048)·178239,7 + (0,106 + 0,158 + 0,061)·866520,0 + (0,111 +0,039)·362878,6 + +(0,012 + 0,2 + 0,352)·131955,8 + (0,028 + 0,012)·213887,6 = 9144 + 109728 + +17467,5 + 281619 + 54431,8 + 74423,1 + 8555,5 = 555368,9 т/год.

топливо гудрон коксование материальный баланс

Таблица 11 - Алкилирование.

% масс.

т/год

Взято:

1 Бутан-бутиленовая фракция

100,0

555368,9

Получено:

1 Газ

14,0

77751,6

2 Пропан

2,0

11107,4

3 н-Бутан

24,5

136065,4

4 Алкилбензин

55,0

305452,9

5 Тяжёлый мотоалкилат

3,5

19437,9

6 Потери

1,0

5553,7

ИТОГО:

100,0

555368,9

samzan.ru

Материальный баланс фракционной перегонки нефти

18

Рис. 1. Установка для перегонки нефти.

Таблица 1.

 

Название

Пределы кипения

Объем,

Масса,

Плотность

Выход фракции

 

Продукта

фракции, 0С

см3

г

 

 

 

 

 

вычис.

эксп.

объемн.

весов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Всего взято:

 

50,0

 

 

 

100,0

100,0

Нефть

 

 

 

 

 

 

 

Получено:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.

Бензин

н.к. - 180 0С

 

 

 

 

 

 

2.

Керосин

180 - 270 0С

 

 

 

 

 

 

3.

Газойль

270 - 320 0С

 

 

 

 

 

 

4.

Мазут + потери

> 3200С

 

 

 

 

 

 

(по разности)

 

 

 

 

 

 

 

Всего получено:

 

50,0

 

 

 

100,0

100,0

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Контрольные вопросы

1.В каких пределах может изменяться плотность нефти?

2.Как изменяется плотность фракции в зависимости от температуры кипения?

3.Какими двумя методами можно определить плотность нефтепродукта?

4.Какие соединения входят в состав бензиновой фракции, керосиновой фракции, газойлевой фракции и мазута?

5.В какой из фракций содержатся углеводороды С8Н18? С6Н6? С6Н5 -С2Н5?

6.Как определяют температуру кипения фракции?

19

7.Расскажите об использовании:

а) бензиновой фракции; б) керосиновой фракции; в) газойлевой фракции; г) мазута; д) гудрона; е) битума.

8.Как вычисляют объемный (или массовый) выход любой фракции при перегонке?

9.Почему мазут перегоняют при пониженном давлении ?

10.Как вы представляете себе работу ректификационной колонны?

11.Что такое крекинг?

12.По каким основным параметрам качества оценивают товарную нефть?

13.Дайте определение понятию "глубина переработки нефти".

14.Охарактеризуйте основные направления переработки нефти (топливный, масляный и нефтехимический).

20

Лабораторная работа № 3

Хроматографические методы анализа и разделения углеводородов

Введение.

Целью данной работы является ознакомление студентов с хроматографическими методами анализа и разделения углеводородов нефти.

Хроматография – это физический метод разделения и анализа веществ в динамических условиях, основанный на явлении сорбции. Сорбция (лат. sorbtio – поглощаю) – поглощение газов, паров или твердых веществ из растворов твердыми телами или жидкостями. В процессе хроматографии разделяемые вещества распределены между двумя фазами, одной из которых яв-

ляется неподвижный слой с большой поверхностью, другая фаза −подвижная. В зависимости от характера неподвижной и подвижной фаз хроматография подразделяется на следующие виды:

1.Жидкостно-адсорбционнаяхроматография (неподвижная фаза – твердое тело, подвижная фаза – газ).

2.Газо-адсорбционнаяхроматография (неподвижная фаза – твердое тело, подвижная фаза – газ).

3.Жидкостно-распределительнаяхроматография (неподвижная фаза – жидкость на твердом носителе, подвижная фаза – жидкость).

4.Газо-жидкостнаяхроматография (неподвижная фаза – жидкость на твердом носителе, подвижная фаза – газ или пар).

В данной лабораторной работе студенты знакомятся с жидкостноадсорбционной и газо-жидкостнойхроматографией, наиболее часто используемыми при анализе и разделении нефтяных фракций.

Разделение бензиновой фракции методом жидкостно-адсорбционнойхроматографии (ЖАХ).

Определение химического состава нефтяных фракций имеет большое значение, так как их эксплуатационные свойства определяются химическим строением. Определение индивидуального химического состава даже бензи-

studfiles.net

3.1 Материальный баланс первой ступени сепарации.. Расчет материального баланса установки подготовки нефти

Похожие главы из других работ:

Аспирация и очистка газовых потоков гидромеханическими методами

2. Подбор аппарата первой ступени на ЭВМ

Исходные данные: - Расход очищаемого газа или воздуха, 6600 м3/ч; - Количество циклонов в группе, 1 шт; - Плотность газов при нормальных условиях, 1,29кг/м3; - Температура газового потока перед очисткой, 50°С; - Концентрация пыли или летучей золы на входе...

Особенности проектирования трехступенчатого цилиндрического редуктора

5. Расчет первой ступени редуктора

U1 = 3,15 Материалы и допускаемые напряжения одинаковы с тихоходной ступенью б1 = Кб(U1 + 1) = 495 · (3,15 + 1) = 171 мм. Кб = 495 - для прямозубых передач, стр. 135 [1]. КНв = 1 - при постоянной нагрузке. Принимаем б1 = 180 мм. m = (0,01-0,02) б1 = 1,8-3,6 мм, принимаем m = 2,5 мм...

Привод к ленточному конвейеру

3 Расчет первой ступени редуктора

Исходные данные: U1 = 2; М2 = 380 Н·м; n2 = 113,9 об/мин. Диаметр внешней делительной окружности колеса [1]: de2 ? 1,75 · 104 = 1,75 · 104 = 0,18 м нН = 1,13 + 0,13U1 = 1,13 + 0,13 · 2 = 1,39 - для колес c круговым зубом [1]. КНв = ? 1,2; КНв0 = 1,9 - табл. 2.3 [1]; КНв = 1,37 Шd = 0,166 = 0,166 = 0...

Проектирование привода пластинчатого конвейера

4. Расчет первой ступени редуктора

Исходные данные: U1 = 5,68; Т2 = 958,1 Н·м; n2 = 20,55 об/мин. Межосевое расстояние из условия контактной прочности зубьев: б1 = Кб(U1 + 1) = 495 · (5,68 + 1) = 199,2 мм. Кб = 495 - для прямозубых передач, [3]. КНв = 1 - при постоянной нагрузке. Принимаем б1 = 200 мм. m = (0,01-0...

Проектирование привода цепного конвейера

5. Расчет первой ступени редуктора

Исходные данные: U1 = 2,44; Т2 = 130,4 Н·м; n2 = 295,1 об/мин. Диаметр внешней делительной окружности колеса [1]: de2 ? 1,75 · 104 = 1,75 · 104 = 0,224 м нН = 0,85 - для прямозубых колес [1]. КНв = КНв0 = 1,9 - табл. 2.3 [1]. Шd = 0,166 = 0,166 = 0,44 ТНЕ2 = КНД Т2 = 0,78 · 130,4 = 101...

Расчет и проектирование турбины приводного газотурбинного двигателя

Расчет первой ступени:

50% от , получаем ; Расчет процесса в сопловом аппарате...

Расчет материального баланса установки подготовки нефти

3.1 Материальный баланс первой ступени сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 1000000 тонн/год часовая производительность установки составит т/ч. (3.1) Таблица 3.1.1 Исходные данные для расчета Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти () Молекулярная масса компонента (Mi)...

Расчет материального баланса установки подготовки нефти

3.2 Материальный баланс второй ступени сепарации.

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны: P=0,5 МПа, t= 100С Таблица 3.2.1 Исходные данные Компонент смеси Мольная доля компонента в нефти () Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль Кi CO2 0,047 44 29,2 N2 0,052 28 97...

Расчет материального баланса установки предварительного сброса воды

2.2 Материальный баланс второй ступени

Термодинамические параметры работы рассматриваемого блока равны: Р = 1 МПа; t = 500С. Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 2.8. Таблица 2.8...

Расчет металлорежущих инструментов (протяжка шлицевая, сверло комбинированное и фреза червячная для обработки шлицевого вала)

2.7 Длина первой ступени сверла

, где мм - длина заборного конуса; мм - длина перебега сверла; мм - запас на переточку первой ступени сверла; мм - глубина фаски; мм. Длина второй ступени сверла , где мм - длина стружечной канавки неполной глубины...

Расчет отсека ЦВД турбины К-500-240-4 ЛМЗ

4.1 Расчет первой нерегулируемой ступени ЦВД

Параметры пара перед ступенью: ; ; ; ; . Принимаем: ;;;. 1) Располагаемый теплоперепад (по параметрам торможения):...

Редуктор вертолета МИ-1

3. Расчет первой ступени редуктора

3.1 Расчет первой ступени редуктора Исходные данные. Требуемое передаточное отношение передачи Размещено на http://www.allbest.ru/ Частота вращения ведущего вала Размещено на http://www.allbest.ru/ Мощность на ведущем валу Размещено на http://www.allbest...

Редуктор поворота стола промышленного робота

2.1 Расчёт первой ступени редуктора

(прямозубые цилиндрические зубатые колёса 1 и 2 на рис.1) Таблица 1 Материалы выбранные для шестерни и колеса...

Теплоэнергетический расчет известково-обжигательной печи

3. Материальный баланс теплотехнологического процесса и тепловой баланс рабочей камеры

...

Тяговая лебедка для транспортирования самолетов

2. Расчёт первой (быстроходной) ступени

...

prod.bobrodobro.ru