МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

Уо «полоцкий государственный университет»

кафедра ХТТ и УМ

Курсовой проект №2

Топливно-химический блок НПЗ

мощностью 8 млн.т/год бакчарской нефти

Выполнил: студент гр.08-ХТ

Бугаевич О.Г.

Руководитель: ассистент,

Сюбарева Е.В.

Новополоцк 2012

Содержание

	Введение	3
1	Характеристика нефти и её фракций, возможные варианты их применения	6
2	Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти	10
3	Выбор и обоснование технологической схемы блоков и установки изомеризации в целом	14
4	Расчёт материального баланса установки изомеризации	16
5	Расчёт реакторного блока	17
6	Расчёт теплообменников подогрева сырья	23
7	Расчёт блока сепарации газопродуктовой смеси	24
8	Расчёт колонны стабилизации продукта	26
9	Расчёт тепловой нагрузки печи реакторного блока	34
10	Расчет материального баланса отдельных установок и топливно-химического блока НПЗ в целом	35
11	Охрана окружающей среды на установке	52
	Заключение Список использованной литературы
	Приложение А – Результаты расчёта теплообменников с помощью программы PRO-II Приложение Б – Результаты расчёта сепаратора с помощью программы PRO-II
	Приложение В – Поточная схема топливно-химического блока НПЗ Приложение Г – Технологическая схема установки изомеризации Приложение Д – Реактор изомеризации

Введение.

Возрастающий дефицит нефти и газа выдвинул на первый план задачу использования высоковязких нефтей и природных битумов, которые ранее не рассматривались как конкурирую­щие источники химического сырья и как горючее. Уже с начала 80-х годов во многих странах начали вести интенсивные работы по добыче таких нефтей и битумов, подготовке их к переработ­ке, разрабатывались технологии их химической переработки. Каждый из этих этапов принципиально отличается от соответ­ствующих этапов добычи и переработки обычных нефтей, и поэтому вовлечение в энергохимический баланс страны высоко­вязких нефтей и природных битумов будет означает переход на новый научно-технический уровень в этой области. В решении данной проблемы основными базовыми процессами деструктивной переработки мазута выступают процессы каталитического крекинга и гидрокрекинга, которые требуют оснащения оборудованием целых комплексов дополнительных процессов и установок. Не все нефтяные компании и НПЗ в состоянии инвестировать такие дорогостоящие комплексы со сроками окупаемости до двух-трех лет.

Низкая доля деструктивных процессов в общем объеме нефтепеработки создает дефицит нефтехимического сырья, главным образом этилена, пропилена, индивидуальной ароматики. Мощности установок деструктивной переработки в Западной Европе составляют 21% от мощности АВТ, в США составляют 52%. Некоторые данные, отражающие структуру европейских и российских НПЗ, приведены в таблицах 12.

Таблица 1  Конфигурация западноевропейских НПЗ по сложности схемы.

схема НПЗ	северная Европа	южная Европа
НПЗ имеющие только АВТ и риформинг	20 %	38%
НПЗ с установками вторичной (деструктивной) переработкой	57%	35%
НПЗ с установками глубокой конверсии	23%	26%

Таблица 2  Основные перерабатывающие мощности России на 1999г.

процессы:	производительность
	млн. т/год	% от первичной перегонки
первичная перегонка	268,7	100,0
деструктивные процессы	39,5	14,7
термокрекинг + висбрекинг	15,8	5,9
каталитический крекинг	16,9	6,3
гидрокрекинг	1,0	0,4
коксование	5,9	2,2
каталитический риформинг	22,6	8,4
гидроочистка топлив	60,5	22,5
гидроочистка вакуумного газойля	6,6	2,5
изомеризация	0,9	0,3
алкилирование	0,3	0,1
производство МТБЭ	0,2	0,1

Наряду с углублением переработки нефтяного сырья важнейшей проблемной задачей является улучшение эксплуатационных и экологических свойств моторных топлив, масел, нефтебитумов и других нефтепродуктов до уровня требования мировых рынков и новой техники. Так, например, организация производства неэтилированных автобензинов, ещё не означает, что на данном НПЗ создана технология серийного производства экологически чистых автобензинов мирового уровня. Для этого предстоит не только исключить из технологии применение тетраэтилсвинца, но и существенно снизить в товарных бензинах содержание ароматических углеводородов, осуществить замену ароматики на изопарафиновые углеводороды (изомеризат и алкилат), ввести в состав бензина высокооктановые кислородсодержащие компоненты (МТБЭ, МТАЭ, ДИПЭ), снизить содержание в бензинах сернистых соединений. Согласно этому на современном НПЗ необходимы установки получения высокооктановых присадок ДИПЭ, МТБЭ. В производстве дизельных топлив нефтяным компаниям и НПЗ, наряду с решением относительно несложных проблем гидрообессеривания топлив, предстоит осуществить более сложные проекты гидродеароматизации, деазотизации и депарафинизации топлив, что потребует применения процессов их гидрооблагораживания, гидродепарафинизации, а также гидрокрекинга для увеличения объемов производства топлив.

В большинстве своем нефтехимические производства - материало-, капитало- и энергоемкие объекты. В пересчете на сырую нефть выпуск 1 т нефтехимического продукта требует затраты от 1,5 до 3 т ее как сырья и еще 1 -3 т как энергоисточника (в сумме от 2,5 до 6 т). В связи с этим доля сырья в себестоимости велика (65-85%), издержки производства и прибыль относительно невысокие. Актуальная задача интенсификации и повышения экономической эффективности нефтехимических производств решается за счет химико-технологических (использование новых, более селективных реакций и катализаторов, оптимизация рабочих условий, привлечение более доступных и дешевых видов сырья и более эффективных способов осуществления операций и т.п.) и организационно-экономических факторов (концентрация производства и укрупнение агрегатов, кооперирование и комбинирование процессов, установок и производств).

Нефтехимические производства обычно сопровождаются образованием побочных продуктов, загрязняющих окружающую среду. Решение экологических вопросов достигается путем повышения селективности процессов, создания малоотходных технологий, комплексной переработки сырья и отходов.