Таблица 2 – Материальный баланс установки ЭЛОУ – АТ 6

Статьи баланса	Выход % (масс), X(0)	Количество
		т/год	т/сут	кг/час	кг/сек
Поступило
Сырье-нефть	100,00%	8000000,00	23255,81	968992,25	269,16
Итого	100,00%	8000000,00	23255,81	968992,25	269,16
Получено
Сухой газ	0,28%	22400,00	65,12	2713,18	0,75
Рефлюкс	1,72%	137600,00	400,00	16666,67	4,63
Нк-70	4,40%	352000,00	1023,26	42635,66	11,84
Фр-я 110-180	6,83%	546400,00	1588,37	66182,17	18,38
Авиакеросин	8,82%	705600,00	2051,16	85465,12	23,74
ДТ прямогонное	26%	2105600,00	6120,93	255038,76	70,84
Мазут	51%	4101600,00	11923,26	496802,33	138,00
Потери	0,36%	28800,00	83,72	3488,37	0,97
Итого	100,00%	8000000,00	23255,81	968992,25	269,16

Таблица 3 – Материальный баланс вакуумного блока ВТ–4 установки ЭЛОУ-АТ-6

Статьи баланса	Выход % (масс), X(0)	Количество
		т/год	т/сут	кг/час	кг/сек
Поступило
Сырье-мазут	100,00%	4185300,00	12166,57	506940,41	140,82
Итого	100,00%	4185300,00	12166,57	506940,41	140,82
Получено
Вак. комп ДТ	2,60%	108817,80	316,33	13180,45	3,66
ТВГ	57%	2381435,70	6922,78	288449,09	80,12
Гудрон	40,10%	1678305,30	4878,79	203283,10	56,47
Потери	0,40%	16741,20	48,67	2027,76	0,56
Итого	100,00%	4185300,00	12166,57	506940,41	140,82

---

2.2 Материальный баланс НПЗ в целом

Статьи баланса	Выход % (масс), X(0)	Количество
		т/год	т/сут	кг/час	кг/сек
Поступило
Сырье-нефть	100,00%	17300000,00	50290,70	2095445,74	582,07
Итого	100,00%	17300000,00	50290,70	2095445,74	582,07
Получено
сухой газ	2,34%	405648,96	1179,21	49133,84	13,65
пропан	0,63%	108842,42	316,40	13183,43	3,66
бутан	1,16%	201359,13	585,35	24389,43	6,77
изобутан	0,21%	36779,11	106,92	4454,83	1,24
бензины	27,09%	4687423,24	13626,23	567759,60	157,71
керосин	11,70%	2023599,61	5882,56	245106,54	68,09
ДТ	33,23%	5748255,88	16710,05	696251,92	193,40
мазут	17,15%	2967402,05	8626,17	359423,70	99,84
битум	2,98%	515933,00	1499,81	62491,88	17,36
кокс УККФ	0,66%	114586,37	333,10	13879,16	3,86
нафта	0,04%	6299,51	18,31	763,02	0,21
H2S на утилизацию	1,10%	190888,60	554,91	23121,20	6,42
ВСГ	0,04%	6470,60	18,81	783,75	0,22
Потери	1,37%	236272,45	686,84	28618,27	7,95
Итого	99,71%	17249760,95	50144,65	2089360,58	580,38

---

Глубина переработки нефти (ГПН) - показатель, характеризующий эффективность использования сырья. По величине ГПН можно косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. Разумеется, что НПЗ с высокой долей вторичных процессов располагает большей возможностью для производства из каждой тонны сырья большего количества более ценных, чем нефтяной остаток, нефтепродуктов и, следовательно, для более углубленной переработки нефти.

В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной нефтепереработке под глубиной переработки нефти подразумевается суммарный выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ):
ГПН = 100-КТ-(Т+П),
где Т и П - соответственно удельные затраты топлива на переработку и потери нефти на НПЗ в процентах на сырье.

За рубежом глубину переработки нефти определяют преимущественно как суммарный выход светлых нефтепродуктов от нефти, то есть имеется в виду глубина топливной переработки нефти.

Понятие глубины переработки нефти, выраженное в виде вышеприведенного уравнения, несколько условно, так как выход непревращенного остатка, в том числе котельного топлива, зависит не только от технологии нефтепереработки, но и, с одной стороны, от качества нефти, и с другой - как будет использоваться нефтяной остаток: как котельное топливо или как сырье для производства битума, как нефтяной пек, судовое или газотурбинное топлива и т.д. Так, даже при неглубокой переработке путем только атмосферной перегонки легкой марковской нефти, содержащей 95,7 % суммы светлых, ГПН составит более 90 %, в то время как при углубленной переработке до гудрона арланской нефти с содержанием суммы светлых 43 % этот показатель составит менее 70 %.

В современной нефтепереработке принято НПЗ подразделять (без указания разграничивающих пределов ГПН) на 2 типа: с неглубокой и глубокой переработкой нефти. Такая классификация недостаточно информативна, особенно относительно НПЗ типа глубокой переработки нефти: неясно, какие именно вторичные процессы могут входить в его состав.

По способу углубления переработки нефти нефтеперерабатывающему заводу можно дать следующее определение: НПЗ - совокупность технологических процессов, в которых осуществляется последовательное (ступенчатое) извлечение, облагораживание и физико-химическая переработка дистиллятных фракций нефти и соответственно концентрирование остатков (до мазута, гудрона, тяжелого гудрона глубоковакуумной перегонки, асфальта, кокса и т.д.). По этому признаку удобно классифицировать НПЗ на следующие 4 типа:

---

1) НПЗ неглубокой переработки (НГП);

2) НПЗ углубленной переработки (У ПН);

3) НПЗ глубокой переработки (ГПН);

4) НПЗ безостаточной переработки (БОП).

Определяем величину отбора светлых нефтепродуктов по формуле: С=100(Б+К+Д+А+ЖП+СГ+Р)/Н

Где: Б, К, Д, А, ЖП, СГ, Р - количество получаемых на заводе соответственно бензина, керосина, дизельного топлива, ароматических углеводородов, жидких парафинов, сжиженных газов, растворителей, тыс. т/год; Н-мощность завода, тыс.т/год.

3. Технологический расчет колонны К-2 блока АТ установки АВТ-3
3. Описание технологической схемы блока АТ
Обессоленная и обезвоженная нефть, поступающая с блока ЭЛОУ, насосом Н-1 прокачивается через ряд теплообменников Т-1/5, где нагревается за счет тепла отводимых с установки потоков дизельной фракции и мазута, и подается в питательную секцию колонны предварительного испарения К-1. С верха отбензинивающей колонны К-1 выходят пары бензина и воды вместе с растворенными в нефти газами и сероводородом, охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения АВО-1, холодильнике X-1 и поступают в рефлюксную емкость Е-1. Газ из газоводоотделителя направляется на установку АГФУ, а бензин нк-85 °С частично подается в колонну К-1 в качестве холодного орошения, остальное его количество подается в секцию вторичной перегонки.

Отбензиненная нефть с низа колонны К-1 насосом Н-3 прокачивается по змеевику печи П-1 в основную ректификационную колонну К-2. Головным продуктом К-2 является бензиновая фракция 85-150 °С пары которой, проходят аппарат воздушного охлаждения АВО-2, холодильник Х-2 и поступают в рефлюксную емкость Е-2, а оттуда частично на орошение в колонну К-2, остальная часть — на секцию вторичной перегонки бензина. Боковым погоном основной ректификационной колонны является дизельная фракция зимняя 150-250 °С и дизельная фракция летняя 250-350 °С, которые выводятся через отпарные колонны (стриппинг-секции) К-3/1 и К-3/2 .

С низа ректификационной колонны К-2 отбирается остаток атмосферной перегонки, выкипающий выше 350 °С (мазут), который насосом Н-6, отдав тепло сырьевому потоку в теплообменнике Т-4, выводится с блока АТ на вакуумную перегонку.

---

Рисунок 2 – Технологическая схема атмосферного блока установки АВТ-3
Заключение
Увеличение глубины переработки нефти – первостепенная задача современных НПЗ и нефтеперерабатывающей промышленности России в целом.

Пути углубления переработки нефти включают в первую очередь глубокую первичную переработку нефти на АВТ и затем - комплекс вторичных термокаталитических процессов с максимальным выходом топливных дистиллятов. Углубление переработки нефти, с одной стороны, позволяет решить проблему увеличения ресурсов моторных топлив, а с другой - обусловливает резкое сокращение выработки котельных топлив, так как мазут является основным компонентом этих топлив.

Целью работы:

1 Разработка поточной схемы переработки самотлорской нефти с получением максимального количества светлых фракций. Для этого использованы первичные процессы – перегонка нефти на АВТ с целью разделения ее на фракции, и вторичные процессы, необходимые для переработки остатков (мазута, гудрона), такие как каталитический крекинг (переработка фракции 350-480С), гидрокрекинг (который является перспективным процессом в настоящее время, но достаточно дорогостоящим). Высокооктановые компоненты бензина были получены в процессе каталитического риформинга и изомеризации.

В результате были получены высокие выходы светлых фракций (77,65% масс.): бензина, ЛДТ, и реактивного топлива марки ТС-1 высшего сорта. Таким образом, предложенная схема переработки самотлорской нефти эффективно выполняет предложенную задачу по максимальному получению светлых фракций нефти.

Поэтому вовлечение в производство в России таких процессов, как гидрокрекинг, каталитический крекинг, является важным направлением переработки нефти.

2 Технологический расчет установки первичной перегонки нефти АВТ-3, а также проведен расчет основного аппарата – основной ректификационной колонны К-2, который включает:

- тепловой баланс, расчет которого показал, что в колонне избыточное тепло, которое необходимо снять циркуляционным орошением количество которой составило 126467,04 кг/ч;

- конструктивный расчет, в результате которого были определены диаметр и высота колонны, которые составили 2,6 м и 44 м соответственно;
Список литературы
1. Технологический регламент установки ЭЛОУ-АТ-6 ЗАО «РНПК», ТР 2.041.006-09

2. Технологический регламент установки ЭЛОУ-АВТ-4 (А-12/7) ЗАО «РНПК», ТР 2.041.005-09

3. Технология переработки нефти/ Под ред. О.Ф. Глаголевой и В.М. Капустина. – М.: Химия, КолосС, 2007. – 400 с.: ил.

---

Смотрите также файлы

• Тексерген Жмаділов сІ. Т. Группа ст101 20232024жж с.docx

• 1. Свойства метеоритов 4 1 Метеоритное вещество и метеориты. 5.docx

• Е здік сынып жетекшісі Масаты.rtf

• Контрольная работа " Основы Валеологии".docx

• Кафедра информационных управляющих систем Лабораторная работа 9 Исследование методов классификации изображений рукописных цифр с помощью полносвязной нейронной сети.docx