Xreferat.com » Рефераты по промышленности и производству » Расчет материального баланса установки АВТ. Проектирование аппарата вторичной перегонки бензина К-5

Расчет материального баланса установки АВТ. Проектирование аппарата вторичной перегонки бензина К-5

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Иркутский государственный технический университет

Кафедра химической технологии


ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту

По дисциплине

Химическая технология природных энергоносителей углеродных материалов

Тема:

Расчет материального баланса установки АВТ. Проектирование аппарата вторичной перегонки бензина К-5


ЗАДАНИЕ


На курсовое проектирование

По курсу: Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов

Тема проекта: Рассчитать материальный баланс установки АВТ. Спроектировать аппарат вторичной перегонки бензина К-5

Исходные данные: Мощность установки АВТ – 3 000 000 тонн в год; сырьё установки АВТ – нефть самотлорская; сырьё колонны ВПб (К-5) – фракция 105 – 1800С; продукты колонны ВПб (К-5) – фракции 105 – 1400С, 140 – 1800С.

Рекомендуемая литература:

Нефти СССР. Справочник, М.: Химия. т 4.-787 с;

Сарданашвили А.Г. и др. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. М.: Химия, 1973,-272 с;

Справочник нефтепереработчика // под ред. Лестовский Г.А., Л.: Химия, 1986.-648 с;

Повлов К.Ф., Романков П.Г. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии, 7-е изд. Л.: ГОСИНТИ, 1989;

Криворот А.С. Конструкции и основы проектирования машин и аппаратов химической промышленности. М.: Химия, 1999

Графическая часть

Дата выдачи задания «1» марта 2006 г.

Дата представления проекта руководителю «1» мая 2006 г.

Руководитель курсового проектирования


Содержание


Введение

1. Выбор и обоснование метода производства

2. Физико-химические основы процесса

3. Описание технологической схемы

4. Характеристика сырья, полупродуктов, готовой продукции вспомогательных материалов

5. Материальный баланс установки

6. Тепловой баланс колонны вторичной перегонки К-5

7. Конструктивный расчёт колонны вторичной перегонки бензина К-5

8. Гидравлический расчет

9. Прочностной расчет

10. Описание конструкции аппарата и эскиз

11. Вредности и опасности на производстве

12. Охрана окружающей среды от промышленных загрязнений

Заключение

Список литературы

Приложение А - Принципиальная схема ректификационной установки

Приложение Б - Принципиальная схема блока стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ – АВТ – 6

Приложение В - Принципиальная схема установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти с блоком обезвоживания и обессоливания


Введение


Различные виды горючих ископаемых – уголь, нефть и природный газ – известные человечеству с доисторических времён. До настоящего времени горючие ископаемые использовали и продолжают использовать главным образом, как энергетическое топливо, т.е. как первичные энергоресурсы. В ХХ в. К источникам энергоресурсов добавились ещё и гидроресурсы и ядерное топливо. Совокупность отраслей промышленности, занятых добычей, транспортировкой и переработкой различных видов различных ископаемых, а также выработкой, преобразованием и распределением различных видов энергии (тепловой, электрической и др.), называют топливно-энергетическим комплексом (ТЭК). ТЭК включает топливную (нефтяную, газовую, угольную, торфяную, сланцевую), нефтеперерабатывающую, нефтехимическую и энергетическую (тепло-, гидро- и атомную) промышленности.

ТЭК является основой современной мировой экономики. Уровень развития ТЭК отражает социальный и научно-технический прогресс в стране. Действительно, трудно представить жизнь современного человека без топлива, энергии, света, тепла, связи, радио, телевидения, транспорта и бытовой техники и т.д. Без энергии невозможно развитие кибернетики, средств автоматизации, вычислительной и космической техники.

Особенно велико современное экономическое значение нефти и газа. Нефть и газ – уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетики в быту и т.д. За последние несколько десятилетий из нефти и газа стали вырабатывать в больших количествах разнообразные химические материалы, такие, как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, моющие средства, минеральные удобрения, и многое другое. Не зря называют нефть «чёрным золотом», а ХХ в. – веком нефти и газа. Нефть и газ определяют не только экономику и технический потенциал, но часто и политику государства.

Нефтеперерабатывающая промышленность – отрасль тяжёлой промышленности, охватывающая переработку нефти и газовых конденсатов и производство высококачественных товарных нефтепродуктов: моторных и энергетических топлив, смазочных масел, битумов, нефтяного кокса, парафинов, растворителей, элементной серы, термогазойля, нефтехимического сырья и товаров народного потребления.

Промышленная переработка нефти и газовых конденсатов на современных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) осуществляется путём сложной многоступенчатой физической и химической переработки на отдельных или комбинированных крупнотоннажных технологических процессов (установках, цехах) предназначенных для получения различных компонентов или ассортиментов товарных нефтепродуктов.

В ХХI в. нефтеперерабатывающая отрасль России вступила со значительным отставанием высокоразвитых стран по глубине переработки нефти и насыщенности НПЗ вторичными процессами. Снижение научно-инновационного потенциала в отрасли обусловлено сокращением государственного финансирования на развитие исследований области создания наукоёмких технологий, включая фундаментальную и прикладную науку. Это в свою очередь, привело к ориентации нефтяного комплекса России на зарубежные технологии.

Сегодня в России мощности по первичной переработки составляют около 315 млн. т/год. Суммарная мощность Российских НПЗ по первичной переработки нефти в 3 раза ниже, чем в США. В тоже время средняя мощность одного Российского завода превышает мощность среднего завода США в 2,4 раза. Однако общая технологическая оснащённость отечественных заводов процессами, углубляющими переработку нефти, крайне низка.


1. Выбор и обоснование метода производства


Существует три основных направления переработки нефти:

1) топливная;

2) топливно-маслянное;

3)нефтехимическое или комплексное (топливно-нефтехимическое или топливно-масляно-нефтехимическое)

При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатываются на моторные и котельные топлива. Переработка нефти на НПЗ топливного профиля может быть глубокой и не глубокой. Технологическая схема НПЗ с неглубокой переработкой отличается небольшим числом технологических процессов и небольшим ассортиментом нефтепродуктов. Выход моторных топлив по этой схеме не превышает 55-60% масс. и зависит в основном от фракционного состава перерабатываемого нефтяного сырья. Выход котельного топлива составляет 30-35% масс.

При глубокой переработке стремятся получить максимально высокий выход высококачественных моторных топлив путём вовлечения в их производство остатков атмосферной и вакуумной перегонок, а также нефтезаводских газов. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Глубина переработки нефти при этом достигает до70-90%масс.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с моторными топливами получают различные сорта смазочных масел. Для производства последних подбирают обычно нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций с учётом их качества.

Нефтехимическая и комплексная переработка нефти предусматривает наряду с топливами и маслами производство сырья для нефтехимии (ароматические углеводороды, парафины, сырьё для пиролиза и др.), а в ряде случаев - выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза.

Выбор конкретного направления, соответственно съем переработки нефтяного сырья и ассортимента выпускаемых нефтепродуктов обуславливается, прежде всего, качеством нефти, её отдельных топливных и масляных фракций, требованиями и качество товарных нефтепродуктов, а также потребностями в них данного экономического.

На установках АТ осуществляют не глубокую перегонку нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута установки ВТ предназначенные для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ-АТ, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ-вторичная перегонка и т.д. диапазон мощностей отечественных установок перегонки нефти широк – от 5 до 8 млн.т/год. Преимущество установок большой единичной мощности очевидны: высокая производительность труда и низкие капитальные и эксплуатационные затраты по сравнению с установками малой производительности.

Ещё более существенные экономические преимущества достигаются при комбинировании АТ и АВТ (или ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ) с другими технологическими процессами такими, как газофракционирование, гидроочистка топливных и газойлевых фракций, каталитический риформинг, каталитический крекинг, очистка масляных фракций и т.д.

Технологическая схема установки АВТ должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. При выборе схемы АВТ необходимо определять: оптимальную мощность установка, возможность и целесообразность комбинирования АВТ с другими установками, оптимальную схему отдельных блоков установки, схему размещения оборудования на территории установки. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, чёткость фракционирования гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технико-экономические показатели.

При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом её фракционным составом, и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций.

Для перегонки лёгких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1,5-2,2%) и бензиновых фракций (до 20-30%) и фракций до 350°С (50-60%) целесообразно применять атмосферную перегонку двукратного испарения, т.е. установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми опарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. Двухколонные установки атмосферной перегонки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью, универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава, так как первая колонна, в которой отбирается 50-60% бензина от потенциала, выполняет функции стабилизатора, сглаживает колебания в фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны. Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе, предохранить частично сложную колонну от коррозии, разгрузить печь от лёгких фракций, тем самым несколько уменьшить требуемую тепловую её мощность.

Из таблицы 1 видно, что Самотлорской нефти по потенциальному содержанию газов, бензиновых и масляных фракций удовлетворяет схема двукратного испарения и двукратной ректификации блока атмосферной перегонки нефти. Плюс к этому данную установку рекомендуется комбинировать с блоками ЭЛОУ и вторичной перегонки бензина.


Таблица 1

Выход фракций УВ до С4 включительно УВ С5
До 200°С До 350°С Всего на нефть, % С2 Н5 С3 Н8 Изо- С4 Н10 Н- С4 Н10 Всего на нефть, % Изо- С5 Н12 Н- С5 Н12
30,6 58,2 1,05 0,8 25,3 16,5 57,4 - - -

Таким образом, данная установка за счет комбинирования будет иметь следующие преимущества: уменьшится число индивидуальных установок, протяжность трубопроводов и число промежуточных резервуаров, более эффективно будут использоваться энергетические ресурсы самих процессов; значительно снизится расход электроэнергии, пара и воды на охлаждение, нагрев и перекачку промежуточных продуктов; более широко и эффективно будут использоваться современные средства контроля и автоматизации; резко уменьшится расход металла, площадь и обслуживающий персонал. Также резко сократятся капитальные затраты и себестоимость продукции, увеличится производительность труда.


2. Физико-химические основы процесса


Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержаться сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменение ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти. К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используется ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству получаемых продуктов и полупродуктов. Ко вторичным методам относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов.

На современных НПЗ основным первичным процессом служит разделение нефти на фракции, т.е. ее перегонка. 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 конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном 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 потока 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 ) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах ).При взаимодействии встречных потоков пара и жидкости на каждой ступени контактирования (тарелке или слое насадки) между ними происходит тепло – и массообмен, обусловленные стремлением системы к состоянию равновесия. В результате каждого контакта компоненты перераспределяются между фазами: пар несколько обогащается низкокипящими, а жидкость – высококипящими компонентами. При достаточно длительном контакте и высокой эффективности контактного устройства пар и жидкость, уходящие из тарелки или слоя насадки, могут достичь состояния равновесия, то есть температуры потоков станут одинаковыми, и при этом их составы будут связаны с уравнениями равновесия. Такой контакт жидкости и пар, завершающийся достижением фазового равновесия, принято называть равновесной ступенью, или теоретической тарелкой. Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), модно обеспечить любую требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.


3. Описание технологической схемы


3.1 Атмосферный блок. Атмосферный блок предназначен для разделения нефти на составляющие ее фракции путем подогрева нефти в трубчатых печах с последующей ректификацией в колоннах К-1, 2 и стабилизацией бензина в колонне К-8. Основой процесса ректификации является многократный двухсторонний массообмен между движущимися противотоком парами и жидкостью перегоняемой смеси.

Обессоленная и обезвоженная нефть тремя потоками направляется в блок теплообменника для дальнейшего нагрева. После объединения в трубопроводе всех трех потоков и выравнивания температур нефть с температурой 225-230оС тремя потоками подается под 24-ю тарелку К-1.

Для предотвращения сероводородной коррозии конденсационной аппаратуры колонн К-1 и К-2 в обессоленную нефть перед колонной К-1 в нефтяной смеситель подается щелочь

В предварительном эвапораторе К-1 при давлении 2-5 кгс/см2 происходит отделение легкокипящих фракций: газа, бензина, водяных паров, которые отводятся сверху К-1 и поступают через воздушные конденсаторы-холодильники Т-5 с температурой 30-60оС в рефлюксную емкость Е-1 .

Часть бензина из Е-1 насосами подается на орошение верха колонны К-1.Другая часть бензина - балансовый избыток - перетекает из Е-1 в Е-12.

Поддержание температуры низа колонны К-1 осуществляется с помощью подачи "горячей струи" насосами Н-7, 7а. Отбензиненная нефть четырьмя потоками откачивается через печь П-1/1. На выходе из печи П-1/1 потоки объединяются попарно в две трансферные линии и нефть с температурой 300-360оС поступает в низ колонны К-1, ниже ввода сырой нефти.

Снизу колонны К-1 отбензиненная нефть с температурой до 240оС насосами подается для дальнейшего нагрева в змеевики печи П-2/1.

На выходе из печи П-2/1потоки объединяются в две трансферные линии и с температурой 340-380оС нефть поступает на 38-ю тарелку колонны К-2.В низ колонны К-2 подается перегретый водяной пар.

С верха колонны пары бензина и водяные пары последовательно поступают в в водяной холодильник Т-29 и с температурой 30-60оС конденсат поступает в рефлюксную емкость Е-3. Бензин из Е-3 поступает на прием насосов Н-4,4а,5, а затем направляется:

- одна часть через клапан-регулятор температуры верха колонны К-2 на верх колонны К-2 в виде острого орошения;

- вторая часть - балансовый избыток бензина - через клапан-регулятор расхода в Е-3 поступает в Е-12 для нагрузки стабилизатора;

- третья часть может откачиваться через клапан-регулятор уровня Е-3 в виде дополнительного острого орошения на восьмую тарелку в колонну К-4 либо в линию сырья колонны К-4.

С 9-ой тарелки колонны К-2 фракция 140-230оС поступает в стриппинг-колонну К-6, на верхнюю тарелку через клапан-регулятор уровня в К-6.

Из стриппинга К-6 производится "безпаровой" вывод керосина, имеется возможность работы колонны К-6 с подачей перегретого пара, при этом пары с К-6 выводятся в колонну К-2.

С 17-й и 19-й тарелок колонны К-2 через клапан-регулятор уровня осуществляется вывод легкого дизельного топлива (ЛДТ) на верхнюю тарелку К-7. В низ К-7 подается перегретый водяной пар. Отпаренные керосиновые фракции возвращаются в колонну К-2, под 18-ю тарелку.

С 29-й и 31-й тарелок К-2 осуществляется вывод тяжелого дизельного топлива (ТДТ) в стриппинг-колонну К-9. В низ колонны К-9 подается перегретый водяной пар, отпаренные фракции возвращаются в колонну К-2, под 28-ю тарелку.

Фракция 140-230°С из К-6 выводится с установки

ЛДТ К-7 выводится с установки.

ТДТ с низа колонны К-9 поступает в Т-19, где охлаждается свежей водой, подаваемой на блок ЭЛОУ выводится с установки как компонент дизельного топлива.

Бензин из емкости Е-12 направляется в теплообменник Т-11 и затем поступает на 34-ю тарелку колонны К-8.

Углеводородные газы - фракция С1-С5 - с верха колонны К-8 направляются через воздушный конденсатор Т-10 и холодильник Т-6/1 в рефлюксную емкость Е-2.Головка стабилизации предельная с температурой 60оС из Е-2 подается на орошение колонны К8. Балансовый избыток головки стабилизации откачивается в парк 11.

Для поддержания температуры низа колонны К-8 используется циркулирующая флегма.

С низа колонны К-8 компонент бензина - циркулирующая флегма прокачивается через змеевик печи П-2/2 и с температурой 185-190оС возвращается в колонну К-8.

3.2 Блок вторичной перегонки бензина согласно схемы № 5-18-3/2005. Блок вторичной перегонки бензина предназначен для разделения бензина на узкие фракции путем четкой ректификации в колонне К-4.

Стабильная бензиновая фракция из колонны К-8 через клапан-регулятор уровня в К-8 поступает на 32-ю тарелку колонны К-4.

С верха К-4 пары фракции НК-115оС конденсируются и охлаждаются в водяном холодильнике Т-8а и поступают в рефлюксную емкость Е-5 Несконденсировавшийся газ из Е-5выводится в сеть топливного газа или в факельную линию. Часть фракции из Е-5 с температурой 80-85оС подается в виде острого орошения на верх колонны К4, а балансовый избыток откачивается в товарный парк 62

Для поддержания температуры низа колонны К-4 предусмотрена схема подачи циркулирующей флегмы: бензин с низа колонны К-4 поступает на прием насосов Н-11, Н-11а, прокачивается через змеевик печи П-2/2 и с температурой 178оС возвращается в колонну.

Фракция 80-180оС с низа колонны К-4 откачивается в парк и 55 и 62 НПЗ.

3.3 Вакуумный блок №1. Вакуумный блок №1 предназначен для выделения из мазута вакуумного погона широкой масляной фракции при нагреве в трубчатой печи П-3/1 с последующим разделением в вакуумной колонне К-10.

Мазут с низа колонны К-2 прокачивается через змеевики печи П-3/1, где нагревается до температуры 400оС и по двум трансферным линиям поступает на 4-ю тарелку вакуумной колонны К-10 (отсчет тарелок ведется снизу). Для лучшего отгона вакуумного дистиллята в низ колонны К-10 подается перегретый водяной пар, поступающий от пароперегревателя печи П-3/1.

Остаточное давление верха колонны составляет –0,90 кгс/см2. Предусмотрена работа колонны К-10 без подачи водяного пара в низ колонны. Остаточное давление верха колонны при этом составляет –0,96 кгс/см2.

Парогазовая смесь с верха колонны К-10 по двум шлемовым трубопроводам поступает к вакуумсоздающей аппаратуре.

Со второй глухой тарелки выводится нижнее циркуляционное орошение (2ЦО К10) и широкая масляная фракция с температурой 240-260оС подается на нагрев в трубчатую печь П-3/2.

С низа вакуумной колонны К-10 откачивается с установки в парк 68 или установку 19/3-19/6, 21-10/3М, 36/2М, 15/2-1НПЗ,

3.4 Вакуумный блок №2. Вакуумный блок №2 предназначен для выделения из широкой масляной фракции узких фракций вакуумных погонов при нагреве в трубчатой печи П-3/2 с последующим разделением в вакуумной колонне К-11.

Широкая масляная фракция подается четырьмя потоками в трубчатую печь П-3/2, где нагревается до температуры 380°С. В низ колонны подается перегретый водяной пар.

Остаточное давление верха колонны - 55 мм.рт.ст

Парогазовая смесь с верха колонны К-11 по двум шлемовым трубопроводам поступает к вакуумсоздающей аппаратуре.

Со второй глухой тарелки через верхний обрез сливных труб выводится маловязкая фракция (МВФ)с температурой 270 °С. Часть фракции направляется в стриппинг К-12, в нижнюю часть которого подается перегретый водяной пар. Пары и газы из К-12 возвращаются в колонну К-11, а отпаренная маловязкая фракция выводится с установки в парк 44. Из сливного кармана ниже форсуночного распределителя второго слоя насадки выводится средневязкая масляная фракция (СВФ. Средневязкая фракция с температурой 290-300оС поступает в стриппинг К-13, в нижнюю часть которого подается перегретый водяной пар. Пары и газы из К-13 возвращаются в колонну К-11, а отпаренная средневязкая фракция выводится с установки в парк 44 по линии вывода маловязкой или вязкой фракций.

С низа вакуумной колонны К-11 суммарный вакуумный газойль (СВГ) выводится с установки в парк 5 или 68.


4. Характеристика сырья, полупродуктов, готовой продукции вспомогательных материалов


Таблица 2

Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции, обращающихся в технологическом процессе

Наименование сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полуфабрикатов, готовой продукции Обозначение государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта предприятия и др. документации Наименование показателей качества, подлежащих обязательной проверке Норма по нормативному или техни-ческому документу (заполняется при необходимости Область применения готовой продукции, полуфабрикатов, назначение используемых веществ, материалов
1 2 3 4 5

Исходное сырье

1. Нефть ГОСТ Р 51858-2002 Результат анализа в парке 65
Используется как сырье на блоке ЭЛОУ

Реагенты, катализаторы, адсорбенты, абсорбенты, растворители

1. Деэмульгатор нефтяных эмульсий "ВИСКО-412" По документам инофирмы Принимается по паспорту поставщика
Используется на блоке ЭЛОУ для разрушения нефтяных эмульсий
2. Щелочь свежая разбавленная ДК 05-21303-52-2003

1. Массовая едкого натра, %

2. Содержание механических примесей

6-12 отсутствие Для защелачива-ния бензина
3. Аммиак водный технический ГОСТ 9-92

Принимается по

паспорту поставщика

- После разбавления до 1-2 % используется для антикоррозийной защиты оборудования блока АТ
4. Ингибитор НАЛКО 5186 (ЕС 1021 В) Сертификат

Плотность при 160С, кг/м3

Вязкость при 200С, сСт

Температура

застывания, 0С,

не выше

Температура кипения, 0С

900-950

10-15


Минус 25


160-180

Для анти-коррозионной защиты

5. Нейтрализатор НАЛКО 5196

(ЕС 1197 А)

Сертификат

Плотность при 160С, кг/м3

Вязкость при 200С, сСт

Температура застывания, 0С, не выше

Температура кипения, 0С

975-995


3-6

Минус 20

90-110

Для поддержания рН
6. Масло индустриальное И-30А ГОСТ 20799-88

1.Вязкость кинематическая

при 40°С,мм2/с

2.Содержание

механических

примесей, %

3.Содержание

воды, %

*4.Температура вспышки,

определяемая в открытом тигле,0С,

не ниже


41-51


отсутствие

следы

210

Используется при эксплуатации насосов, в

качестве смазки для подшипников

7. Масло турбинное Тп-22

(для насосов)

ГОСТ 9972-74

1.Вязкость кинематическая

при 40°С, мм2/с

2.Содержание механических

примесей, %

3.Содержание

воды, %

4.Температура вспышки,

определяемая в открытом тигле,0С, не ниже


28,8–35,2

отсутствие

отсутствие


186

Используется при эксплуатации насосов, в

качестве смазки для подшипников






Вспомогательные материалы (воздух КИП/технологический, инертный газ, паровой конденсат, материалы для тары, упаковки, вещества для нейтрализации проливов, смазочные материалы и др.)

1. Питательная вода РД 24.032.01-91

1. Жесткость общая, мкмоль/дм3,не более

2. Мутность, мг/дм3, не более

3. Водородный показатель,(рН), ед, в пределах

4. Массовая

концентрация:

-нефтепродуктов, мг/дм3, не более

- растворенного

кислорода, мкг/дм3, не более


20


6,0


8,5 - 9,5


3,0


30

Производство пара
2. Котловая вода

1. Щелочность общая, ммоль/дм3, не более

2.Массовая концент-рация сухого остатка, мг/дм3, не более


35


3000

Производство пара
3. Воздух сжатый КИП ДК 05-21303-38-2004 Принимается по результатам анализа поставщика - Используется для работы контрольно-измерительных приборов
4. Азот газообразный

ДК 01-21303-83-2002


Принимается по результатам анализа поставщика - Потребляется в пусковой период для продувки оборудования
5. Промышленная вода - Принимается по результатам анализа поставщика - Используется для хоз.нужд и в качестве теплоносителя для обогрева
6. Воздух сжатый КИП ДК 05-21303-38-2004 Принимается по результатам анализа поставщика - Используется для продувки систем

Топливные материалы (газообразное и жидкое топливо, сжигаемое в собственных топочных устройствах)

1. Газ топливный ДК 05-21303-12-03 Принимается по результатам анализа поставщика
Используется как топливо на печах установки
2. Затемненный продукт (собственное производство) ДК 05-21303-63-2000

1. Массовая доля серы, %, не более

2. Зольность, %,

не более

3. Теплота сгорания, ккал/кг, не менее

4. Температура вспышки в открытом тигле, 0С, не ниже

Принимается по паспорту поставщика


2.0


0.15


9900


110

-

Используется как топливо на печах

установки











3. Топливо дизельное -

Используется как топливо на печах

установки

Полуфабрикаты, выдаваемые под контролем ЦТИК и используемые только в ОАО "АНХК"

1. Нефть обессоленная ДК 05-21303-01-2001

1. Плотность при 20 °С, г/см3, в пределах

2. Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более

3. Массовая доля воды, %, не более

4. Температура застывания, °С, не выше


0,820ё0,850


3


0,1


минус 5

Используется в качестве сырья на блоке АТ установки ЭЛОУ+АВТ-6
2. Газ предельный ДК 05-21303-03-2004

1. Объемная доля компонентов, %:

Метан

Этан

Пропан

Сумма бутанов

Сумма пентанов,

не более

Сумма непредельных углеводородов, не более

2. Плотность при 20оС г/дм3

3. Наличие жидкого остатка при 20оС


0,1ё8,0

0,3ё8,0

7ё65

35ё65


25


0,1

2-3


не нормируется

Выдается в сеть богатых газов.
3. Головка стабилизации предельная СТП 010705- -401004-96

1. Массовая доля компонентов, %

1.1 Этана, не менее

1.2 Суммы углеводородов С5, и выше, не более

1.3. Сероводорода

не нормируется,


определение обязательно

55

отсутствие

Используется как сырье ГФУ
4. Бензин прямогонный ДК 05-21303-02-2001

1. Фракционный состав,0С:

1.1 Температура начала кипения, не ниже

1.2 Температура конца кипения, не выше

2. Коррозионные свойства

3. Содержание механических примесей и воды

4. Плотность при: 200С, 150С, г/см3

зимой – не нормируется

летом - 35

215

не коррозионный (выдерживает испытание на медной пластинке)

отсутствие

не нормируется

Используется как компонент автомобильных бензинов
5. Компонент бензина (фракция НК-115оС) ДК 05-21303-46-98

1. Фракционный состав, оС,:

1.1 Температура начала кипения, не ниже

1.2 Температура конца кипения,

не выше

2. Содержание воды

3. Коррозионные свойства

23

115

отсутствие

не корро-зионный (выдерживает испытание на медной пластинке)

Используется в качестве сырья установки ЭП-300 и компонента автобензина
6. Сырье для каталитического риформинга (Л-35/11-1000) ДК05-21303-08-2000

1. Фракционный состав, оС:

1.1 Температура начала кипения,

не ниже

1.2 Температура конца кипения, не выше

2. Цвет

3. Содержание воды

4. Плотность при 200С, кг/м3

80


180

б/цвет.

отсутствие

Не нормируется.

Определение обязательно.

Используется как сырье каталитического риформинга
7. Фракция бензиновая сырье установки 35/6 ДК 05-21303-10-2001

1. Фракционный состав, оС:

1.1 Температура начала кипения, не ниже

1.2 Температура конца кипения, не выше

2. Цвет

3. Содержание воды

4. Плотность при 200С, кг/м3

62


175

б/цвет.

отсутствие

Не нормируется.

Определение обязательно.

Используется как сырье каталитического риформинга

8. Затемненный продукт

(собственное

производство)

ДК 05-21303-63-2000

1. Массовая доля серы, %, не более

2. Зольность, %, не более

3. Теплота сгорания, ккал/кг, не менее

4. Температура вспышки в открытом тигле, 0С, не ниже


2.0

0.15


9900

110

Используется в качестве

компонента

топочного мазута и топлива

собственных печах

9. Дистиллят вакуумный (сырье для каталитического крекинга) ДК 05-21303-07-2003

1. Плотность при 20оС, г/см3


2. Фракционный состав, температура конца кипения,0С, не выше

3. Цвет, ед. ЦНТ

не нормируется определение обязательно

550

не нормируется определение обязательно

Используется как сырье для каталитического крекинга
10. Дистиллят вакуумный (сырьё для трансформаторного масла)

ДК 05-21303-

-07-2003

1. Фракционный состав, оС:

1.1 5% перегоняется при температуре, не ниже

1.2 98% перегоняется при температуре, не выше

2. Вязкость кине- матическая при 50оС, мм2/с, не более

3. Цвет, ед. ЦНТ, не более


295


430


10,0

3,0

Используется как сырье для производства трансформатор-

ного масла



4. Температура застывания, 0С, не выше 13
11. Дистиллят вакуумный (маловязкая фракция)

ДК 05-21303-

-07-2003

1. Фракционный состав, оС:

1.1 температура начала кипения, не ниже

1.2 10% перегоняется при температуре, не ниже

1.3 температура конца кипения, не выше

2. Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, оС, не ниже

3. Вязкость кинематическая при 100оС, м2/с

4. Цвет, ед. ЦНТ, не более


340


370


460


200


4,5-5,7

3,0

Используется как маловязкая фракция при производстве масел
12. Дистиллят вакуумный (средневязкая фракция) ДК 05-21303- -07-2003

1. Фракционный состав, оС:

1.1температура начала кипения, не ниже

1.2 температура конца кипения, не выше

2. Температура вспышки, определяе мая в открытом тигле, 0С, не ниже

3. Вязкость кинематическая при 100оС, мм2/с

4. Цвет, ед. ЦНТ, не более


360


490


205


6,0-8,0

4,0

Используется как средневязкая фракция при производстве масел
13. Дистиллят вакуумный (вязкая фракция) ДК 05-21303- -07-2003

1. Фракционный состав, оC:

1.1 температура начала кипения, не ниже

1.2 температура конца кипения, не выше

2. Температура вспышки, определяе-мая в открытом тигле, оС, не ниже

3. Вязкость кинематическая при 100оС, мм2/с

4. Цвет, ед. ЦНТ, не более


380


505


220


8,0-10,0

5,0

Используется как вязкая фракция при производстве масел

селективной очистки

14. Гудрон ДК 05-21303-06-2001 1.Температура вспышки, определяемая в открытом тигле, оС, не ниже

110

Используется как компонент топочного мазута.
15. Гудрон ДК 05-21303-06-2001

1. Вязкость условная при 80 °С, с, не менее

2. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не менее


15


200

Используется в качестве сырья для установки

36-2М

16. Гудрон ДК 05-21303-06-2001

1. Плотность при 20 °С, г/см3, не менее

2. Коксуемость, %, не менее

3. Массовая доля щелочи, г/т, в пределах

4. Массовая концентрация хлористых солей, мг/дм3, не более


0,970


10


10-30


25

Используется в качестве сырья для установки

21-10/3М

17. Гудрон ДК 05-21303-06-2001 1. Массовая доля щелочи, г/т, в пределах 10-30 Используется в качестве сырья для установки 15/1,2
18. Гудрон ДК 05-21303-06-2001 1. Вязкость условная при 80 °С, с, не менее 15

Используется в качестве сырья для установки

19/3-19/6

19. Пар перегретый, конденсат РД-24.032.01-91

1. Условное солесодержани (в персчете на NaCl) не более, мкг/дм3

2. Содеожание натрия не более, мкг/дм3

3. Содержание свободного аммиака, стехиометрически не связанного с углекислотой, мг/дм3

4. Водородный показатель (рН)


500


160


отсутствие


7,5-9,5

В сеть завода

Готовая продукция, являющаяся товарной продукцией ОАО "АНХК", выдаваемая под контролем ЦТИК

1. Дистиллят топлива ТС-1 ДК 05-21303-16-2003

1. Плотность при 20оС, г/см3, не менее

2. Фракционный состав,0С:

2.1. Температура начала кипения, не выше

2.2. 10 % перегоняется при температуре, не выше

2.3. 50 % перегоняется при температуре, не выше

2.4. 90 % перегоняется при температуре, не выше

2.5. 98 % перегоняется при температуре, не выше

3. Вязкость кинематическая при 20оС, мм2/с, не менее

4. Температура вспышки в закрытом тигле, оС, не ниже

5. Содержание механических примесей и воды

сорт

первый/высший

0,775 | 0,780|


150 | 150


165 | 165

|

195 | 195

|

230 | 230

|

250 | 250


1,25 | 1,30

|

28 | 28


отсутствие

Используется в качестве топлива для реактивных двигателей
2. Топливо дизельное прямогонное "зимнее" ДК 05-21303-05-2001

1. Температура вспышки, определяе-мая в закрытом тигле, оС, не ниже

- для тепловозных и судовых дизелей и газовых турбин

- для дизелей общего назначения

2. Температура застывания, оС, не выше

3. Содержание воды


40


35


минус 35

отсутствие

Используется в качестве товарного дизельного топлива


4. Вязкость кинематическая при 20оС, мм2/с, в пределах

5. Плотность при 200С, г/см3, не более


1,8-5,0


0,840


3. Топливо дизельное прямогонное "летнее" ДК 05-21303-05-2001

1. Фракционный состав, оС:

1.1. 50% перегоняется при температуре, не выше

1.2. 96% перегоняется при температуре, не выше

2. Температура вспышки, определяемая в закрытом тигле, оС, не ниже

- для тепловозных и судовых дизелей и газовых турбин

- для дизелей общего назначения

3. Вязкость кинематическая при 20оС, мм2/с

4. Содержание воды

5. Плотность при 200С, г/см3, не более


280


360


62


40


3,0-6,0

отсутствие


0,860

Используется в качестве товарного дизельного топлива

5. Материальный баланс установки


5.1 Материальный баланс блока атмосферно-вакуумной перегонки нефти установки ЭЛОУ-АВТ

Мощность установки 3 000 000 тонн в год.

Количество рабочих дней:


ТЭФ = ТГ – ТКАП – ТТЕК = 365 – 15 – 10 ≈ 340 суток ≈ 8160 часов.


Часовая производительность:

Если Вам нужна помощь с академической работой (курсовая, контрольная, диплом, реферат и т.д.), обратитесь к нашим специалистам. Более 90000 специалистов готовы Вам помочь.
Бесплатные корректировки и доработки. Бесплатная оценка стоимости работы.
Подробнее

Поможем написать работу на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту

Похожие рефераты: