Расчет материальных балансов процессов по переработке нефти марки Ekofisk

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Производство и технологии


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

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

Факультет Химической технологии и экологии

Кафедра Физической и коллоидной химии

Курсовой проект

Расчет материальных балансов процессов по переработке нефти марки Ekofisk

Проверил:

доц., Любименко В. А.

Выполнил:

Голоскокова А.Ю.

Москва 2013

Содержание

  • Введение
  • 1. Разработка поточной схемы завода по переработке нефти Ekofisk
  • 1.1 Характеристика нефти
  • 1.2 Характеристика нефтепродуктов
  • 1.3 Обоснование выбора поточной схемы завода
  • 1.4 Материальные балансы отдельных процессов и завода в целом
  • 1.5 Текст программы расчета материальных балансов
  • 1.6 Описание переменных в программе
  • 1.7 Работа программы
  • 1.8 Результаты расчета программы
  • 1.9 Выводы
  • 2. Технологический расчет установки
  • 2.1 Определение доли отгона сырья на входе в колонну
  • 2.2 Текст программы расчета доли отгона
  • 2.3 Описание переменных в программе
  • 2.4 Работа программы
  • 2.5 Результаты расчета программы
  • 2.6 Выводы
  • 3. Список использованных источников

Введение

Нефтеперерабатывающая отрасль является важнейшим звеном нефтяного комплекса России, определяющим эффективность использования углеводородного сырья, обеспечивающим потребность страны в моторных топливах, смазочных маслах и других нефтепродуктах, без которых невозможно функционирование государственной инфраструктуры, и гарантирующим экономическую и стратегическую безопасность государства. Жизнедеятельность экономических регионов практически полностью зависит от нормального обеспечения их моторными топливами и другими нефтепродуктами.

Глубина переработки нефти на предприятиях России составляет около 70%, тогда как в развитых странах Запада она достигает 80−95%, что объясняется низкой долей углубляющих процессов на отечественных заводах, не превышающей 13% от объема переработки нефти (против 55% - на заводах США). Вследствие этого, на российских заводах ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как производство топочного мазута составляет более 30% от объема перерабатываемой нефти. Качество нефтепродуктов далеко не в полной мере отвечает современным требованиям, особенно по экологическим характеристикам.

Таким образом, НПЗ России в первое десятилетие ХХI века должны решить две сложные, взаимосвязанные проблемы:

· существенно углубить переработку нефти за счет развития новых деструктивных процессов переработки вакуумных дистиллятов и нефтяных остатков;

· улучшить экологические и эксплуатационные характеристики моторных топлив за счет широкого освоения процессов, обеспечивающих производство высокооктановых «экологически чистых» компонентов автобензинов, а также облагораживания средних нефтяных дистиллятов, в том числе полученных деструктивными процессами переработки остатков с выработкой глубоко очищенного дизельного топлива.

Решение указанных задач возможно лишь на базе коренной модернизации отечественных НПЗ (реконструкция действующих установок, строительство новых, современных установок по переработки нефти), что требует весьма значительных инвестиций. Основой реконструкции являются, прежде всего, надежные проверочные расчеты, позволяющие уточнить оптимальные параметры по производительности имеющихся аппаратов и оборудования. При этом следует учитывать, что нефтеперерабатывающие заводы имеют самый высокий уровень износа основных производственных фондов — 80% против 60−70% в других отраслях ТЭК.

Источником средств для модернизации нефтеперерабатывающих заводов может явиться экспорт нефтепродуктов (вместо существующего в настоящее время экспорта сырой нефти). Это окажется возможным лишь при широком развитии топлив, отвечающих современным требованиям, на отечественных НПЗ. Для обеспечения такого производства потребуется осуществление ряда мер, к числу которых должны относиться как экономические (стимулирование производства «экологически чистой» продукции, что сделает невыгодным выработку моторных топлив, не отвечающих современным требованиям), так и организационные [1].

В связи с этим 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.

Широкое применение электронно-вычислительных машин изменило методы расчетов процессов химической технологии, сделав математическое моделирование основой современных методов анализа и прогнозирования. ЭВМ стали выполнять роль средств расчета, моделирования и управления химическими предприятиями.

При помощи вычислительных машин на крупных химических и нефтехимических предприятиях и даже внутри отдельных отраслей собираются, анализируются и перерабатываются потоки информации о процессах и производствах. Информация передается в управляющие машины, которые автоматически корректируют возникшие отклонения от нормального хода процесса.

Вопрос о сокращении сроков строительства заводов, быстрейшем создании новых производств и технологических схем и их освоении приобретает решающее значение. Применение методов и средств кибернетики позволяет сейчас реально ускорять промышленное внедрение результатов лабораторных исследований и обеспечивать оптимальные технологические режимы.

материальный баланс программа нефть

1. Разработка поточной схемы завода по переработке нефти Ekofisk

1.1 Характеристика нефти

Центрально-европейский нефтегазоносный бассейн расположен на терр. Bеликобритании (вост. прибрежная часть), Бельгии, Heдерландов, Дании, Германии, Польши, CCCP (зап. пограничные p-ны), Швеции (юж. окончание o. Готланд), на шельфах Cеверного (секторы Bеликобритании, Heдерландов, Дании, Германии и Hорвегии) и Балтийского (секторы Германии, Польши, CCCP и Швеции) морей (карта).

В данном курсовом проекте рассматривается нефть месторождения Экофиск центрального нефтегазоносного бассейна, расположенного в норвежском секторе Северного моря в 350 км к северо-востоку от пос. Teссайд. Открыто данное месторождение в 1969, разрабатывается c 1971, c 1977 начата добыча товарного попутного газа. Hач. промышленные запасы нефти 230 млн. т.

Согласно ГОСТ 9965 [3], нефти, поступающие на переработку, условно обозначаются тремя цифрами, соответствующими классу (по массовой доли серы), типу (по плотности) и группе (по степени подготовки: содержанию хлористых солей, воды, механических примесей и давлению насыщенных паров). Нефть Экофиск по этой классификации имеет обозначение 1.1. 1 и определяется как сернистая.

По технологической индексации [4], в основу которой положены признаки, имеющие значение для технологии переработки нефти или получения того или иного ассортимента продуктов, нефти характеризуются содержанием серы, парафина и фракций до 3500С, а также потенциальным содержанием и качеством базовых масел. Так нефть обозначают по классу (содержание серы), типу (содержание фракций до 3500С), группе (потенциальная массовая доля базовых масел), подгруппе (индекс вязкости базовых масел) и виду (содержание парафина). Таким образом, Экофийская нефть имеет следующий шифр технологической характеристики: 1.1.2.2. 2.

По ТУ [5], предусмотренных для смесей нефти поставляемых предприятиями РФ для экспорта в зависимости от степени подготовки устанавливаются I, II, III типы. По этим показателям нефть Ekofisk относится к первому типу.

В таблице 1.1 представлены физико-химические свойства нефти Ekofisk.

Таблица 1.1.

Физико-химические свойства нефти Ekofisk

Показатели

Нефть Ekofisk

Нормы первого типа

1. плотность при 200С, кг/м3

2. выход фракций, %об.

до 2000

до 3500

3. массовая доля серы, %

4. массовая доля парафина, %

885

24,8

51,2

1,30

3,74

не более 850

не менее 25

не менее 55

не более 0,6

не более 6

Физико-химическая характеристика нефти Ekofisk.

Плотность (420) 0,8466

Молекулярная масса 237 г/моль

Вязкость: 20 = 9,69 сСт.

50 = 4,45 сСт.

Температура застывания (с обработкой) Ниже — 22 0С

Давление насыщенных паров: при 38 0С 385 мм рт. ст.

при 50 0С — мм рт. ст.

Содержание (%масс.): парафина 3,74

серы 1,30

азота 0,12

смол

сернокислотных 32

смол

силикагелевых 12,2

асфальтенов 2,62

Коксуемость 3,80%

Выход фракций (% масс.) до 200 0С 24,8

до 350 0С 51,2

В таблице 1.2 приведен состав растворенных в нефти газов.

Таблица 1.2.

Состав газов (до С4), растворенных в нефти.

Газы

Выход на нефть,

% масс.

Содержание индивидуальных углеводородов, вес. %

С2Н6

С3Н8

изо-С4Н10

н-С4Н10

изо-С5Н12

н-С5Н12

До С4

1,0

4,5

31,3

17,7

45,5

-

-

Далее приведем свойства получаемых нефтепродуктов и сравним их с требованиями в ГОСТах.

Разгонка (ИТК) нефти Ekofisk в аппарате АРН-2 представлена на рисунке 1 и в таблице 1.3.

Рисунок 1. Разгонка (ИТК) нефти Ekofisk в аппарате АРН-2

Таблица 1. 3

Разгонка (ИТК) нефти Ekofisk в аппарате АРН-2

Температура выкипания

Выход (на нефть), %

фракции при 760 мм рт. ст. ,

отдельных

суммарный

0С

фракций

25-

60,00

2,29

2,29

60-

78,00

2,41

4,70

78-

94,00

2,60

7,30

94-

112,00

2,60

9,90

112-

128,00

2,72

12,62

128-

144,00

2,66

15,28

144-

163,00

2,66

17,94

163-

177,00

2,78

20,72

177-

194,00

2,97

23,69

194-

210,00

2,81

26,50

210-

225,00

2,84

29,34

225-

242,00

2,89

32,23

242-

258,00

2,91

35,14

258-

274,00

2,92

38,06

274-

293,00

2,96

41,01

293-

308,00

2,96

43,97

308-

325,00

2,96

46,93

325-

340,00

3,03

49,96

340-

368,00

3,09

53,05

368-

398,00

3,09

56,14

398-

420,00

3,09

59,23

420-

436,00

3,03

62,26

436-

452,00

3,09

65,35

452-

470,00

3,09

68,44

Остаток

30,55

99,00

Потери

1,00

100,00

1.2 Характеристика нефтепродуктов

Характеристика фракции выкипающей до 200 0С.

Таблица 1.4.

Характеристики автомобильных бензинов (ГОСТ 2084−77)

Показатели

А-76

АИ-93

АИ-95

АИ-98

Детонационная стойкость: октановое число,

не менее:

-моторный метод

76

85

85

88

-исследовательский метод

-

93

95

98

Массовое содержание свинца, г/дм3 не

более

0,013

0,013

0,013

0,013

Фракционный состав:

температура 0С

— нк, не ниже

для летнего

35

35

30

-

для зимнего

-

-

-

-

— 10% отгона, не выше

для летнего

70

70

75

75

для зимнего

55

55

55

-

— 50% отгона, не выше

для летнего

115

115

120

120

для зимнего

100

100

105

-

— 90% отгона, не выше

для летнего

180

180

180

180

для зимнего

160

160

160

-

— к к, не выше

для летнего

195

195

215

215

для зимнего

185

185

195

-

— остаток в колбе, %, не более

1,5

1,5

1,5

1,5

— остаток и потери, %, не более

4,0

4,0

4,0

4,0

Давление насыщенных паров, кПа:

для летнего, не более

66,7

66,7

66,7

79,9

для зимнего

66,7−93,3

66,7−93,3

66,7−93,3

-

Кислотность, мг КОН/100 см3 топлива,

не более

3,0

0,8

2,0

3,0

Содержание фактических смол, мг/100 см3

топлива, не более

— на месте производства

5,0

5,0

5,0

5,0

— на месте потребления

10,0

10,0

10,0

-

Массовая доля серы, %, не более

0,1

0,1

0,1

0,1

Бензиновые фракции могут быть использованы как компонент товарного бензина, подвергаться вторичной разгонке для получения узких фракций и дальше идти на установку каталитического риформинга или являться сырьем пиролиза. Современные автомобильные и авиационные бензины должны удовлетворять ряду требований, обеспечивающих экономичную и надежную работу двигателей, и требованиям эксплуатации:

· иметь хорошую испаряемость, позволяющую получить однородную топливовоздушную смесь оптимального состава при любых температурах;

· иметь групповой углеводородный состав, обеспечивающий устойчивый, антидетонационный процесс сгорания на всех режимах работы двигателя;

· не изменять своего состава и свойств при длительном хранении и не оказывать вредного влияния на детали топливной системы, резервуары, резинотехнические изделия и др.

В послевоенные годы экологические свойства топлива выдвигаются на первый план [6].

Таблица 1.5. Характеристика фракций, выкипающих до 200 0С

Температура отбора, єС

Выход на нефть,

% масс.

Фракционный состав

Сера, %масс.

ОЧ (без ТЭС)

нк

10

50

90

н. к — 85

5,6

0,6552

36

43

56

70

следы

68,5

н. к — 120

10,8

0,6879

48

61

81

103

0,034

59,0

н. к — 150

16,0

0,7101

56

74

105

132

0,042

51,0

н. к — 180

21,0

0,7241

59

80

122

165

0,053

46,0

н. к — 200

24,8

0,7343

62

83

133

187

0,060

39,0

85 — 200

5,2

0,7187

92

93

99

108

0,020

45,2

Таблица 1.6. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 0С

Темп-ра отбора, єС

Выход на нефть,

% масс.

Содержание у/в, %

ароматических

нафтеновых

парафиновых

28−60

2,3

0,6462

-

0

0

100

60−95

4,7

0,7002

-

6

25

69

95−122

4,0

0,7304

-

8

27

65

122−150

5,0

0,7518

-

14

21

65

150−200

8,8

0,7791

-

20

18

62

28−200

24,8

0,7340

-

12

20

68

Учитывая вышеприведенные свойства фракций и требования, предъявляемые к современным автобензинам, на установке первичной переработки нефти следует отбирать фракцию нк-150 0С, подвергнуть ее вторичной перегонке, с целью получения узких фракций, которые затем направить на установку каталитического риформинга для получения высокооктанового компонента бензина. Фракцию до 62 0С подвергать риформингу нецелесообразно, потому что это вызовет повышенное газообразование, за счет гидрокрекинга.

Поэтому предлагаем фракцию 62−85 использовать как компонент товарного бензина (так как она не содержит серы и имеет наивысшее октановое число среди выше указанных фракций), фракцию до 62 0С отправить на установку изомеризации, а фракцию 85−120 подвергнуть процессу риформинга.

Характеристика дизельных топлив

Дизельные фракции могут быть использованы как топливо для дизельных двигателей и сырье установки депарафинизации. Основные эксплуатационные показатели дизельных топлив являются:

· цетановое число, определяющее высокие мощности и экономические показатели работы двигателя;

· фракционный состав, определяющий полноту сгорания, дымность и токсичность отработанных дымовых газов;

· вязкость и плотность, обеспечивающие нормальную подачу топлива, распыление в камере сгорания и работоспособность системы фильтрования;

· низкотемпературные свойства, определяющие функционирование системы питания при отрицательных температурах окружающей среды и условия хранения топлива;

· степень чистоты, характеризующая надежность работы фильтров грубой очистки и цилиндропоршневой группы двигателя;

· температура вспышки, определяющая условия безопасности применения топлива в дизелях;

· наличие сернистых соединений, непредельных углеводородов и металлов, характеризующие нагарообразование коррозию и износ [6].

Таблица 1.7.

Характеристики дизельного топлива (ГОСТ 505−52)

Показатели

Норма для марок

Л

3

А

Цетановое число, не менее

45

45

45

Фракционный состав:

перегоняется при температуре, 0С, не выше

— 50%

280

280

255

— 90% (конец перегонки),

360

340

330

Кинематическая вязкость при 20 0С, мм2

3,0−6,0

1,8−5,0

1,5−4,0

Температура застывания, 0С, не выше, для

климатической зоны:

— умеренной

-10

-35

— холодной

-

-45

-55

Температура помутнения, 0С, не выше, для

климатической зоны:

— умеренной

-5

-25

-

— холодной

-

-35

-

Температура вспышки в закрытом тигле, 0С, не ниже:

для тепловозных: и судовых дизелей и газовых турбин

62

40

35

для дизелей общего назначения

40

35

30

Массовая доля серы, %, не более, в топливе:

Вида I

0, 20

0, 20

0, 20

Вида II

0,50

0,50

0,40

Массовая доля меркаптановой серы, %, не более

0,01

0,01

0,01

Содержание фактических смол, мг/ 100 см3 топлива, не

40

30

30

не более

Кислотность, мг КОН/100 см3 топлива, не более

5

5

5

Йодное число, г I2/100 г топлива, не более

6

6

6

Зольность, %, не более

0,01

0,01

0,01

Коксуемость 10% -ного остатка, %, не более

0, 20

0,30

0,30

Коэффициент фильтруемости, не более

3

3

3

Плотность при 20 0С, кг/м3, не более

860

840

830

Примечание. Для топлив марок Л, 3 Д: содержание сероводорода, водорастворимых

кислот и щелочей, механических примесей и воды — отсутствие, испытание на медной

пластинке — выдерживают

Таблица 1. 8

Характеристика дизельных топлив

Температура отбора фракции, 0С

Выход на нефть, %масс.

420

Фракционный состав

Содер-е серы, %масс.

Ц.Ч.

10%

50%

90%

98%

150 — 350

35,2

0,8257

192

256

325

-

0,72

58

180 — 350

30,2

0,8323

214

262

328

-

0,87

58

200 — 350

26,4

0,8446

247

275

329

-

0,98

58

230 — 320

16,6

0,8380

252

270

295

-

0,90

58

230 — 350

21,2

0,8480

254

285

335

-

1,00

58

Основываясь на выше сказанном, при первичной переработке Экофийской нефти следует выделять дизельную фракцию с пределами выкипания 150−3500С.

Сравнив характеристику прямогонного дизельного топлива (фракцию 150−350 0С) данной нефти с характеристиками дизельных топлив, представленных в литературе [6], можно сделать вывод, о том, что данную фракцию необходимо подвергнуть депарафинизации, а потом использовать как дизельное топливо марки З (зимнее), характеристика которого приводилась выше.

Характеристика мазутов, остатков, сырья для деструктивных процессов.

Мазут — остаток атмосферной перегонки — выкипающий выше 3500С, может использоваться как котельное топливо или сырье установок вакуумной перегонки и термического крекинга.

Вакуумные дистилляты (вакуумные газойли) выкипают в пределах 350−4700С и используются как сырье каталитического крекинга и гидрокрекинга; на нефтеперерабатывающих заводах с масленой переработкой получают несколько (два — три) вакуумных дистиллятов.

Гудрон-остаток вакуумной перегонки выкипает при температуре выше 4700С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел.

Таблица 1.9.

Характеристика сырья для деструктивных процессов

Остаток выше

Выход на нафть, %масс.

420

ВУ100

Тзаст. ,0С

Содержание, %

Коксуемость, %

серы

Ванадия

350 0С

48,8

0,9451

4,6

18

2,00

-

-

450 0С

34,7

0,9640

19,0

24

2,40

-

-

Таблица 1. 10.

Характеристика вакуумного газойля (сырья для каталитического крекинга)

Температура отбора фракции, єС

Выход на нефть, % масс.

Молекулярная масса, кг/кмоль

Коксуе-мость, %

Содержание, %

Темпе-ра застывани, єС

серы

смол

Va

350 — 500

22,8

0,9080

380

0,048

1,80

3

-

32

350 — 500

36,10

6,80

51,0

14,0

23,0

11,0

1,0

Поскольку, темой данного курсового проекта является разработка варианта комплексной переработки нефти Ekofisk с максимальным выходом светлых, то мазут данной нефти необходимо подвергнуть вакуумной перегонке на установки ВТ и получить вакуумный дистиллят и гудрон. А уже их направлять на процессы деструктивной переработки (каталитическому крекингу, коксованию, гидрокрекингу и др.). Проанализировав вышесказанное можно придти к выводу, что фракцию 350−4500С нефти необходимо отправить на каталитический крекинг. В процессе получаются высокооктановый компонент бензина, легкий газойль, который отправляют на установку гидроочистки. Также на этой установке получают тяжелый газойль, который используют как сырье установки замедленного коксования. Гудрон, полученный из Экофийской нефти на установке АВТ, для получения дополнительных количеств светлых частично можно отправить в качестве сырья установки висбрекинга, а полученный из него утяжеленный крекинг-остаток отправить на станцию смешения котельного топлива, а другую часть на установку замедленного коксования.

1.3 Обоснование выбора поточной схемы завода

Производство нефтепродуктов и нефтехимического сырья из нефти организованно на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Современные нефтеперерабатывающие заводы должны отвечать следующим требованиям:

· обладать высокой пропускной способностью и минимальным числом единичных технологических установок с использованием комбинированных систем;

· осуществлять комплексную переработку нефти с минимальной долей отходов; обеспечить высокое качество получаемых продуктов при максимальной рентабельности;

· использовать безотходную технологию с учетом экологических требований.

Переработка нефти на НПЗ осуществляется с помощью различных технологических процессов, которые условно могут быть разделены на следующие группы:

· первичная перегонка нефти;

· термические процессы;

· термокаталитические процессы;

· процессы переработки нефтяных газов;

· процессы производства масел и парафинов;

· процессы производства битумов, пластичных смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода;

· процессы производства ароматических углеводородов.

В зависимости от ассортимента получаемой продукции, сочетания технологических производств, характера схемы переработки нефтеперерабатывающие заводы делят на

· топливные;

· топливно-масляные;

· заводы с нефтехимическими производствами.

При выборе поточной схемы завода, определяющей его структуру, т. е. входящие в его состав технологические установки, учитывают целый ряд факторов. Основные из них следующие:

· потребность в тех или иных нефтепродуктах в крупных районах их потребления; в настоящее время районы сооружения отечественных НПЗ соответствуют районам максимального потребления нефтепродуктов, что сокращает расходы на их транспортирование;

· оптимального соотношение производимых нефтепродуктов — бензина, реактивного, дизельного, котельного топлива;

· потребность нефтехимической промышленности в отдельных видах сырья или полупродуктов;

· наличие или отсутствие других доступных энергетических ресурсов, позволяющих обеспечить минимальное использование нефти в качестве котельного топлива;

· качество перерабатываемой нефти, обусловливающее долю гидрогенизационных процессов, возможность производства битумов и т. д. ;

· гибкость отдельных процессов, позволяющая при необходимости изменять ассортимент получаемых продуктов [7].

Как уже отмечалось, физико-химические свойства нефтей и составляющих их фракций оказывают влияние на выбор ассортимента и технологию получения нефтепродуктов. При определении направления переработки нефти стремятся по возможности максимально полезно использовать индивидуальные природные особенности их химического состава.

Так, на рисунке 2 представлен топливный вариант глубокой переработки нефти Ekofisk с получением фракций бензина и дизельного топлива.

Сырая нефть поступает на установку АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка), где происходит её разделение на фракции. Газы после первичной переработки направляются на ГФУ для разделения на индивидуальные углеводороды; фракция до 150 0С — на установку вторичной перегонки бензина. Дизельная фракция 150−350 0С пройдя блок гидроочистки подается на депарафинизацию, а затем на станцию смешения дизельного топлива (с получением сортов Л и З). Широкая фракция вакуумного газойля (350−450°С) направляется на установку каталитического крекинга для увеличения выхода светлых нефтепродуктов. Часть остатка > 450 0С поступает на установку висбрекинга, а другая часть идет на установку замедленного коксования, также с целью увеличения отбора светлых нефтепродуктов и получения очень ценного игольчатого кокса. Для того же тяжелые газойли каталитического крекинга и коксования (350−500 0С) используют как сырье гидрокрекинга.

Газы с каталитического крекинга, гидрокрекинга, висбрекинга и замедленного коксования идут на ГФУ для разделения. Бензиновые фракции этих процессов поступают на станцию смешения бензина. Легкие газойли висбрекинга и гидрокрекинга направляются на станцию смешения дизельного топлива, куда поступает и тяжелый алкилат с установки алкилирования.

На установки ГФУ поступают газы различных процессов, где они разделяются на сухой газ, пропан-бутан (ПБ) пропан-пропиленовую фракцию (ППФ), бутан-бутиленовую фракцию (ББФ). Сухой газ и пропан-бутан используют как бытовой газ или топливо для заводских печей. Бутан-бутиленовая фракция (ББФ) в присутствии серной кислоты на установке алкилирования подвергается процессу алкилирования, в результате чего получают дополнительное количество высокооктанового компонента автомобильного бензина и дизельного топлива.

Присутствие гидрокрекинга и гидроочистки, даже при наличии установки риформинга, вызывает необходимость в отдельной установке по производству водорода, сырьем для которой служит сухой газ предельной ГФУ.

Для выделения сероводорода из газов могут быть использованы следующие процессы: поглощение растворами этаноламинов, поглощение холодным метанолом, поглощение раствором трикалийфосфата, вакуум — карбонатный метод и др.

Использование такой схемы вызвано необходимостью получения максимального выхода светлых фракций. Причем, благодаря низкому содержанию серы в нефти и продуктах ее первичной перегонки установки каталитического риформинга для производства высокооктанового компонента бензина эксплуатируются на прямогонных негидроочищенных бензиновых фракциях.

Из нефти получают дизельные зимнее (содержание серы — до 0,1%, температура застывания — не выше — 350С) и летнее (содержание серы до — до 0,2%).

Используя оптимальный подбор мощностей отдельных установок возможно достижение благоприятных соотношений выходов автобензина и дизельного топлива при обеспечении их высокого качества. При этом предусматривается использование тяжелых газойлевых фракций коксования и висбрекинга в качестве сырья процесса гидрокрекинга.

1.4 Материальные балансы отдельных процессов и завода в целом

Материальные балансы процессов рассчитываем исходя из данных справочника [8].

Количество прихода и расхода потока в тыс. т. /год, т/сутки, кг/ч рассчитываем по формулам:

Производительность потока (годовая) ПГ, тыс. т. /год

ПГ =, (1)

где — производительность установки, тыс. т. /год

В - выход продукта, % масс.

Производительность потока (суточная) Пс, т/сутки

, (2)

где Т - число дней работы установки.

Производительность потока (часовая) Пч, кг/ч

, (3)

1.5 Текст программы расчета материальных балансов

PROGRAM BBH1;

uses crt;

type mas=array [1. 20] of real;

str=array [1. 20] of string [20];

masint=array [1. 20] of integer;

matr=array [1. 30,1. 30] of real;

matrstr=array [1. 30,1. 30] of string [20];

VAR k, ku, kp, kr, i, kpr, j: integer; np, nr: str; t, m, sp, sr, spg, srg, spt, srt, spc, src, s, s1,sc, sd, sdp, sdc: real;

p, r, pg, rg, pt, rt, pc, rc, sv, svp, svc, d, dp, dc: mas;

f: text; l: string; lp: str; lk: matrstr; kk: masint;

v, vp, vc: matr;

PROCEDURE BALANS;

Begin

Repeat

sp: =0; spg: =0; spg: =0; spt: =0; spc: =0;

sr: =0; srg: =0; srg: =0; srt: =0; src: =0;

write ('Введите название установки ', k: 3,'… '); readln (l);

write ('Производительность установки, тыс. т. /год. '); readln (m);

write ('Введите число дней работы установки… '); readln (t);

write ('Введите количество статей прихода… '); readln (kp);

write ('Введите количество статей расхода… '); readln (kr);

Writeln ('Приход: ');

for i: =1 to kp do

Begin

write ('': 5,'наименование потока ', i,'. '); readln (np [i]);

write ('': 5,'расход % (масс.) на сырьё. '); readln (p [i]);

sp: =sp+p [i]; end;

writeln ('Расход: ');

for i: =1 to kr do

Begin

write ('': 5,'наименование потока ', i,'. '); readln (nr [i]);

write ('': 5,'расход % (масс.) на сырьё. '); readln (r [i]);

sr: =sr+r [i]; end;

writeln ('Проверка ввода данных для установки ', l);

writeln ('Введенные данные верны? да — [1] /нет — [2] ');

until upcase (readkey) ='1';

writeln;

for i: =1 to kp do

Begin pg [i]: =m*p [i] /sp; spg: =spg+pg [i];

pt [i]: =pg [i] *1000/t; spt: =spt+pt [i];

pc [i]: =pt [i] *1000/24; spc: =spc+pc [i] end;

for i: =1 to kr do

Begin rg [i]: =m*r [i] /sr; srg: =srg+rg [i];

rt [i]: =rg [i] *1000/t; srt: =srt+rt [i];

rc [i]: =rt [i] *1000/24; src: =src+rc [i]; end;

writeln (f);

writeln (f,'': 20,'Установка ', l);

writeln (f,'': 10,'Производительность, тыс. т. /год ', m: 8: 2);

writeln (f,'': 10,'Число дней работы — ', t: 4: 0);

write (f,'': 5); for i: =1 to 70 do write (f,#205); writeln (f);

writeln (f,'': 7,'Наименование потока % (масс.) тыс. т. /год т. /сутки кг/ч');

write (f,'': 5); for i: =1 to 70 do write (f,#205); writeln (f);

writeln (f,'': 7,' Приход: ');

for i: =1 to kp do writeln (f,'': 6, i: 2,'. ', np [i]: 20, p [i]: 8: 2, pg [i]: 12: 1, pt [i]: 11: 1, pc [i]: 11: 0);

write (f,' ': 5); for i: =1 to 70 do write (f,#196); writeln (f);

writeln (f,' ': 10,' Итого: ', sp: 20: 2, spg: 12: 1, spt: 11: 1, spc: 11: 0);

write (f,' ': 5); for i: =1 to 70 do write (f,#196); writeln (f);

writeln (f,' ': 7,' Расход: ');

for i: =1 to kr do writeln (f,' ': 6, i: 2,'. ', nr [i]: 20, r [i]: 8: 2, rg [i]: 12: 1, rt [i]: 11: 1, rc [i]: 11: 0);

write (f,' ': 5); for i: =1 to 70 do write (f,#196); writeln (f);

writeln (f,' ': 10,' Итого: ', sr: 20: 2, srg: 12: 1, srt: 11: 1, src: 11: 0);

write (f,' ': 5); for i: =1 to 70 do write (f,#205); writeln (f); end;

BEGIN clrscr;

assign (f,'РЕЗБАЛ. dat');

append (f);

writeln ('Рассчитывать материальные балансы отдельных процессов? да — [1] /нет — [2] ');

if upcase (readkey) ='1' then

Begin

writeln ('': 10,' РАСЧЕТ МАТЕРИАЛЬНЫХ БЛАНСОВ УСТАНОВОК');

write ('Введите количество установок… '); readln (ku);

repeat

k: =k+1;

BALANS;

until k=ku; end;

writeln ('Рассчитывать сводный материальный баланс завода? да — [1] /нет — [2] ');

if upcase (readkey) ='1' then

Begin

writeln ('': 15,'РАСЧЕТ СВОДНОГО МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА');

write ('Приход: Нефть, тыс. т. /год. '); readln (s);

s1: =100;

sc: =s*1000/365;

writeln ('Расход: ');

write ('Введите количество наименований продуктов. '); readln (kpr);

for i: =1 to kpr do

Begin

write ('Наименование продукта №', i: 3,'. '); readln (lp [i]);

write ('Количество компонентов… '); readln (kk [i]);

if kk [i] >1 then

begin

for j: =1 to kk [i] do

begin

writeln ('Компонент ', j: 3);

write ('Название… '); readln (lk [i, j]);

write ('Выход, тыс. т. /год. '); readln (v [i, j]);

vp [i, j]: =v [i, j] *100/s;

vc [i, j]: =v [i, j] *1000/365;

sv [i]: =sv [i] +v [i, j]; svc [i]: =svc [i] +vc [i, j]; end;

d [i]: =sv [i]; dp [i]: =d [i] *100/s;

dc [i]: =d [i] *1000/365; end

else

Begin

write ('Выход, тыс. т. /год. '); readln (d [i]);

dp [i]: =d [i] *100/s;

dc [i]: =d [i] *1000/365; end;

sd: =sd+d [i]; sdc: =sdc+dc [i];

sdp: =sdp+dp [i]; end;

writeln (f,'': 22,'СВОДНЫЙ МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС');

writeln (f);

write (f,' ': 5); for i: =1 to 60 do write (f,#205); writeln (f);

writeln (f,'': 7,' Продукты % (масс.) тыс. т. /год т/сут');

write (f,' ': 5); for i: =1 to 60 do write (f,#205); writeln (f);

writeln (f,'Приход: ': 15);

writeln (f, '1. ': 6,'нефть': 15, s1: 12: 1, s: 15: 2, sc: 12:

1);

write (f,' ': 5); for i: =1 to 60 do write (f,#196); writeln (f);

writeln (f,'Расход: ': 15);

for i: =1 to kpr do

begin

writeln (f, i: 6,'. ', lp [i]: 20, dp [i]: 12: 1, d [i]: 15: 2, dc [i]: 12:

1);

if kk [i] >1 then

begin

writeln (f,'': 10,'В том числе: ');

for j: =1 to kk [i] do

writeln (f,' - ': 14, lk [i, j]: 20, vp [i, j]: 11: 1, v [i, j]: 13: 2, vc [i, j]: 12:

1);

end;

writeln (f); end;

write (f,' ': 5); for i: =1 to 60 do write (f,#196); writeln (f);

writeln (f,'Итого: ': 18, sdp: 15: 1, s: 15: 2, sdc: 12:

1);

write (f,' ': 5); for i: =1 to 60 do write (f,#205); writeln (f); end;

close (f);

END.

1.6 Описание переменных в программе

k - номер установки;

ku - количество установок;

kp — количество статей прихода;

kr - количество статей расхода;

i — номер статьи прихода, расхода, продукта;

kpr - количество наименований продуктов;

j — номер компонента;

np [i] - наименование i-го потока прихода;

nr [i] - наименование i-го потока расхода;

t - количество дней работы установки, сутки;

m - производительность установки, тыс. т. /год;

sp,spg, spt, spc - сумма расходов потока, % (масс.), тыс. т. /год, т/сут, кг/ч;

sr, srg, srt, src - сумма приходов потока, % (масс.), тыс. т. /год, т/сут, кг/ч;

s, s1, sc - приход нефти, % (масс.), тыс. т. /год, т/сут;

sd, sdp, sdc - сумма расходов, % (масс.), тыс. т. /год, т/сут;

p [i],pg [i], pt [i], pc [i] - расход i-го потока, % (масс.), тыс. т. /год, т/сут, кг/ч;

r [i], rg [i], rt [i], rc [i] - приход i-го потока, % (масс.), тыс. т. /год, т/сут, кг/ч;

sv [i], svp [i], svc [i] - сумма расходов компонентов i-го продукта, % (масс.), тыс. т. /год, т/сут;

d [i], dp [i], dc [i] - расход i-го продукта, % (масс.), тыс. т. /год, т/сут;

f - файловая переменная;

l - название установки;

lp [i] - название i-го продукта;

lk [i, j] - название j-го компонента i-го продукта;

kk [i] - количество компонентов в i-том продукте;

v [i, j], vp [i, j], vc [i] - выход j-го компонента i-го продукта, % (масс.), тыс. т. /год, т/сут.

1.7 Работа программы

Программа расчета материальных балансов по переработке нефти состоит из двух частей:

1) расчет материальных балансов отдельных процессов;

2) расчет сводного материального баланса завода. Данные вводятся с клавиатуры, результаты работы программы выводятся в файл РЕЗБАЛ. dat, который необходимо создать перед работой.

При запуске программы задается вопрос: Рассчитывать материальные балансы отдельных процессов? И дается подсказка ДА — [1] /НЕТ — [2]. Если нужно рассчитывать, то нажать цифру [1], тогда будет работать первая часть программы. Далее задается вопрос: Рассчитывать сводный материальный баланс завода? Если нужно рассчитывать сводный материальный баланс нажать цифру [1], тогда будет работать вторая часть программы.

Сводный материальный баланс рассчитывают после расчета всех установок завода. Программа дает возможность рассчитывать материальные балансы каждого процесса в отдельности, т. е. при каждом запуске программы можно рассчитывать по одной или несколько установок, а не сразу все установки завода сразу, что облегчает работу т. е. можно воспользоваться уже вычисленными данными, посмотрев результаты расчета в файле вывода результатов.

При работе с первой частью программы необходимо вводить требуемые программой данные в соответствующих единицах. Название установки может быть длиной до 20 символов, если число символов больше 20, то остальная часть отбрасывается. Затем вводится производительность установки (тыс. т. /год), число дней работы установки (сутки). Наименование потока может также быть длиной до 20 символов, затем вводится расход этого потока (% масс.) на сырье всей установки. После ввода данных для одной установки задается вопрос: Данные введены верно? Если данные введены верно нажать цифру — [1], если неверно — [2], и нужно будет ввести данные снова. Результаты работы программы выводятся в файл kurs. dat.

После расчета всех установок завода начинается работа со второй частью программы — расчет сводного материального баланса завода. Нужно ввести приход нефти (тыс. т. /год), затем количество наименований продуктов и названия продуктов (бензин, дизельное топливо, газы и т. п.) и для каждого продукта количество, название (до 20 символов) и выход компонентов (тыс. т. /год).

1.8 Результаты расчета программы

1.9 Выводы

Данная программа расчета материальных балансов предназначена для облегчения и уменьшения объема расчетов при проектировании заводов. Применение вычислительной техники дает возможность проанализировать несколько вариантов переработки одной и той же нефти и выбрать из предложенных вариантов наиболее оптимальный или необходимый для выбранной местности вариант переработки нефти. А также в зависимости от степени потребления, спроса или нужды в каком-либо продукте можно выбрать соответствующую поточную схему переработки.

2. Технологический расчет установки

2.1 Определение доли отгона сырья на входе в колонну

Расчет доли отгона на входе сырья в колонну проводим по формуле [10]:

, (1)

где e' — мольная доля отгона;

, — мольная концентрация отдельных компонентов или узких фракций в сырье и в жидкой фазе после процесса однократного испарения;

— константа равновесия компонентов или узких фракций при температуре и давлении на выходе из печи.

Константу равновесия компонентов можно вычислить по формуле [10]:

, (2)

где — абсолютное давление на выходе из печи, Па;

— давление насыщенных паров компонентов или узких фракций при температуре и давлении на выходе из печи, Па. Бол разработан алгоритм расчета давления насыщенных паров углеводородов и нефтяных фракций по графическим и аналитическим зависимостям, предложенным Максвеллом.

Алгоритм состоит из решения следующих уравнений:

, (3)

, (3. 1)

, (3. 2)

, (3. 3)

где и — соответственно температура системы и кипения углеводорода или средняя температура кипения фракции, єС.

Приведенное уравнение (1) решается методом половинного деления, находится мольная доля отгона, при которой выполняется условие уравнения.

Мольная доля жидкой фазы в сырье определяется по формуле:

, (4)

Молекулярная масса компонента вычисляется по формуле Воинова:

, (5)

где — средняя молекулярная температура кипения фракции, єС.

Затем определяется молекулярная масса сырья:

; (6)

состав паровой фазы:

; (7)

молекулярная масса паровой фазы:

(8)

массовая доля отгона:

. (9)

2.2 Текст программы расчета доли отгона

Рrogram BBH2; uses crt;

type mas=array [1. 25] of real;

var i, N: integer;

DV, SX, SXF, SXM, SXD, e1, e2,e, SY, SYM, MMF, EM, TS, FTT: real;

T1,T2,XF, XM, Y0, X, KON, D, XD, Y, YM, MM, TSR, FT: mas;

name: string [20]; g: text;

begin clrscr;

{ввод исходных данных}

{write ('Имя файла для вывода результатов (*. dat). '); readln (name); }clrscr;

assign (g,'c: Tp7. 0binРЕЗОТГОН. dat'{name}); rewrite (g);

writeln ('РАСЧЕТ ДОЛИ ОТГОНА КОЛОННЫ': 30);

write ('Температура ввода сырья в колонну, C… '); readln (TS);

write ('Давление в питательной секции колонны, MПa. '); readln (DV);

write ('Количество фракций… '); readln (N);

{T1 [1]: =100; T2 [1]: =110; XF [1]: =0. 053;

T1 [2]: =110; T2 [2]: =140; XF [2]: =0. 045;

T1 [3]: =140; T2 [3]: =180; XF [3]: =0. 063;

T1 [4]: =180; T2 [4]: =240; XF [4]: =0. 1040;

T1 [5]: =240; T2 [5]: =310; XF [5]: =0. 1060;

T1 [6]: =310; T2 [6]: =390; XF [6]: =0. 142;

T1 [7]: =390; T2 [7]: =510; XF [7]: =0. 1470;

T1 [8]: =510; T2 [8]: =690; XF [8]: =0. 34; }

for i: =1 to N do

begin

writeln ('Пределы выкипания фракции ', i: 2,': ');

write (' - начало кипения, С. ': 15); readln (T1 [i]);

write (' - конец кипения, С. ': 15); readln (T2 [i]);

write ('Концентрация, мас. доли. '); readln (XF [i]);

end;

FTT: =37*TS/ (TS+273. 2);

SXF: =0; SXM: =0;

for i: = 1 to N do

begin

SXF: =SXF+XF [i];

TSR [i]: = (T1 [i] +T2 [i]) /2;

MM [i]: =60+0. 3*TSR [i] +0. 001*TSR [i] *TSR [i];

FT [i]: =37*TSR [i] / (TSR [i] +273. 2);

Y0 [i]: =10. 4* (FTT-FT [i]) / (31. 6-FT [i]) +0. 1;

D [i]: =0. 101 323*exp (0. 7944*Y0 [i]);

XM [i]: =XF [i] /MM [i];

SXM: =SXM+XM [i];

end;

SX: =0;

for i: =1 to N do

begin

X [i]: =XM [i] /SXM; KON [i]: =D [i] /DV;

SX: =SX+X [i];

end;

e1: =0; e2: =1;

while abs (e2-e1) >0. 1 do

begin

e: = (e1+e2) /2;

SXD: =0;

for i: =1 to N do

begin

XD [i]: =X [i] / (1+e* (KON [i] - 1)); SXD: =SXD+XD [i];

end;

if SXD>1 then e2: =e else e1: =e;

end;

SY: =0;

for i: =1 to N do

begin

XD [i]: =X [i] / (1+e* (KON [i] - 1));

Y [i]: =XD [i] *KON [i]; SY: =SY+Y [i];

YM [i]: =Y [i] *MM [i]; SYM: =SYM+YM [i];

end;

MMF: =1/SXM; em: =e*SYM/MMF;

{вывод результатов в файл}

writeln (g,'ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОЛИ ОТГОНА НА ВХОДЕ СЫРЬЯ В КОЛОННУ': 60); writeln (g);

writeln (g,'Температура ввода сырья в колонну': 35, TS: 14: 1,' C');

writeln (g,'Давление в питательной секции колонны': 39, DV: 12: 3,' МПа');

writeln (g);

writeln (g,'РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА': 40);

for i: =1 to 72 do write (g,#205); writeln (g);

writeln (g,'фракция': 8,'содержание, доли': 18,'мол. масса': 11,'ДНП': 6,'константа': 11,'состав, мол. доли': 17);

writeln (g,'масс. мол. ': 25,'г/моль': 11,'МПа': 7,'равн-ия': 10,'ж. ф п. ф': 16);

for i: =1 to 72 do write (g,#205); writeln (g);

for i: =1 to N do writeln (g, T1 [i]: 4: 0,'-', T2 [i]: 3: 0, XF [i]: 9: 4, X [i]: 9: 4, MM [i]: 9: 1, D [i]: 9: 3, KON [i]: 7: 2, XD [i]: 10: 4, Y [i]: 9: 4);

for i: =1 to 72 do write (g,#196); writeln (g);

writeln (g, SXF: 17: 4, SX: 9: 4, SXD: 35: 4, SY: 9: 4);

for i: =1 to 72 do write (g,#205); writeln (g);

writeln (g,'Молекулярная масса сырья': 28, MMF: 12: 1,' г/моль');

writeln (g,'Мольная доля отгона': 23, e: 18: 2);

writeln (g,'Массовая доля отгона': 24, em: 17: 2);

close (g);

end.

2.3 Описание переменных в программе

i - номер фракции;

n - количество фракций;

dv - давление в секции питания;

sx - сумма;

sxf - сумма;

sxm - сумма;

sxd - сумма;

e1, е2 - крайние значения мольной доли отгона (е1=0, е2=1);

е - мольная доля отгона;

sy - сумма;

sym - молекулярная масса паровой фазы;

mmf - молекулярная масса сырья;

ts - температура в секции питания, єС;

ftt - коэффициент уравнения (3. 2);

mm [i] - молекулярная масса i-й фракции;

d [i] - давление насыщенных паров i-й фракции, Па;

xm [i] - содержание i-й фракции в сырье, масс. доли;

x [i] - содержание i-й фракции в сырье, мол. доли;

xd [i] - мольная доля жидкой фазы, мол. доли;

k [i] - константа равновесия i-й фракции;

y [i] - мольная доля паровой фазы, мол. доли;

ym [i] - произведение;

t1 [i] - температура начала кипения i-й фракции,єС;

t2 [i] - температура конца кипения i-й фракции,єС;

tsr [i] - средняя температура кипения i-й фракции,єС;

yo [i], ft [i] - коэффициенты уравнений (3. 1), (3. 3) соответственно;

2.4 Работа программы

Программа расчета доли отгона предназначена для определения доли отгона при входе сырья в колонну. Данные вводятся с клавиатуры, результаты расчета программы выводятся на экран.

Для работы программы требуется ввести следующие исходные данные: давление (МПа) и температуру (єС) в секции питания колонны. Затем нужно ввести количество отдельных компонентов или узких фракций на которые разделена смесь углеводородов и ввести пределы выкипания каждой фракций (єС) и массовую долю (масс. дол.) каждого компонента или фракции.

Результаты работы программы выводятся на экран в виде таблицы, в которой по колонкам напечатаны массовая и мольная концентрация фракций, их молекулярная масса, давление насыщенных паров, константа равновесия и состав жидкой и паровой фаз. Также выводятся молекулярная масса сырья и паровой фазы, доля отгона — мольная и массовая.

2.5 Результаты расчета программы

Расчет доли отгона колонны

Температура ввода сырья в колонну 200.0 C

Давление в секции питания колонны 0. 200 MПa

Количество фракций 5

Результаты расчета

========================================

фракция содержание мол. масса, ДНП, конст. равн.

мас. мол. г/моль МПа

=======================================================

28- 85 0. 0570 0. 1471 80.1 2. 2957 11. 4784

85−180 0. 1100 0. 1939 117.3 0. 4939 2. 4695

180−250 0. 1750 0. 2120 170.7 0. 0770 0. 3849

250−350 0. 2580 0. 2223 240.0 0. 0089 0. 0443

350−500 0. 4000 0. 2247 368.1 0. 0002 0. 0010

-------------------------------------------------------

сумма 1. 0000 1. 0000

=======================================================

Доля отгона 0. 21

2.6 Выводы

Программа для определения доли отгона сырья на входе в колонну позволяет быстро получить результаты по известным данным не прибегая к большим трудоемким расчетам. Задавая различные параметры процесса можно найти оптимальный режим работы установки.

3. Список использованных источников

1. Каминский Э. Ф., Хавкин В. А. «Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты». — М.: Издательство «Техника», 2001 — 384 с.

2. «Технология переработки нефти». Под ред. Глаголевой О. Ф., Капустина В. М. — М.: Химия, 2006 — 398 с.

3. http: //www. bp. com/productfamily. do? categoryId=16 002 741& contentId=7 020 103.

4. ГОСТ 9965.

5. Технологическая индексация ОСТ 38. 11. 97 — 80.

6. ТУ 39 — 1623 — 93.

7. «Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ассортимент применения» Справочник под ред. В. М. Школьникова — М.: Издательский центр «Техинформ», 1999. — 596 с.

8. Смидович Е. В. «Технология нефти» ч.2 — М.: Химия, 1968 — 376 с.

9. Рудин М. Г., Драбкин Е. А. «Краткий справочник нефтепереработчика». — Л.: Химия, 1980 — 328 с.

10. «Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа». Под ред. Бондаренко Б. И. — М.: Химия, 1987 — 128 с.

11. Осинина О. Г. «Определение физико-технических и тепловых характеристик нефтепродуктов, углеводородов и некоторых газов» — М.: МИНГ, — 1986 г.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой