СОДЕРЖАНИЕ
Введение
1. Характеристика исходной нефти и фракций, выделенных из нее. Классификация нефти по ОСТ 38.1197-80
2.Выбор варианта переработки нефти, обоснование ассортимента получаемых продуктов и схемы НПЗ
3. Краткая характеристика технологических установок, входящих в состав НПЗ (в данный курсовой не включать).
4. Материальные балансы установок.
5. Материальный баланс НПЗ, определение глубины переработки нефти.
6. Определение удельного веса каждой установки по объемам переработки (по отношению к объему переработки на установке первичной переработки нефти).
7. Определение рейтинга сложности (капиталоемкости) спроектированного НПЗ с помощью коэффициентов сложности НПЗ В.Нельсона, сравнение со средним рейтингом сложности Российских НПЗ.
8. Определение удельного веса процессов, сравнение с эталонным весом.
9. Определение коэффициента технологического совершенства структуры (КТСС) спроектированного НПЗ (меры сходства с эталонной структурой).
10. Определение приоритетных технологических процессов спроектированного НПЗ как объектов инвестиционной программы. (На основании анализа КТСС путем последовательного исключения процессов из формулы).
|
|
11. Указать характеристики выбранной приоритетной установки (по рекомендации преподавателя), ее назначение и условия протекания процесса, рассчитать для этой установки инвестиционные показатели.
Библиографический список
ХАРАКТЕРИСТИКА ИСХОДНОЙ НЕФТИ И ФРАКЦИЙ,
ВЫДЕЛЕННЫХ ИЗ НЕЕ. КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТИ
ПО ОСТ 38.1197-80
Физико-химические характеристики Александровской нефти (девонского горизонта) приводятся в табл. 1.1 - 1.9 [1]:
Таблица 1.1. – «Общая физико-химическая характеристика нефти».
Таблица 1.2. – «Характеристика фракций выкипающих до 200 °С».
Таблица 1.3. – «Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 °С».
Таблица 1.4. – «Характеристика фракций служащих сырьем для каталитического риформинга».
Таблица 1.5. – «Характеристика легких керосиновых дистиллятов».
Таблица 1.6. – «Характеристика дизельных топлив и их компонентов».
Таблица 1.7 – «Характеристика сырья для каталитического крекинга».
Таблица 1.8. – «Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел».
Таблица 1.9. – «Разгонка (ИТК) Александровской нефти девонского горизонта в аппарате АРН – 2 и характеристика полученных фракций ».
На основании данных табл. 1.9 построим кривую ИТК, приведенную на рис. 1.1.
По данным табл. 1.1 - 1.8 можно дать характеристику Александровской нефти девонского горизонта по ОСТ 38.1197-80 [2]:
- класс II - содержание серы 1,30 % мас.;
|
|
- тип Т1 - содержание фракций, выкипающих до 350оС 51,2 % мас.;
- вид П2 - содержание парафиновых углеводородов 3,73 % мас.
Данные о содержании базовых масел и их индексе вязкости отсутствуют.
Таблица 1.7.
Характеристика сырья для каталитического крекинга
Температура отбора, 0С | Выход (на нефть), % мас. | M | n50, мм2/с | n100, мм2/с | Температура застывания, 0С | Содержание, % мас | Коксуемость, % мас. | Содержание парафино- нафтеновых углеводородов | Содержание ароматических углеводородов, % мас | Содержание смолистых веществ, % мас. | ||||
серы | смол сернокислотных | I группа | II и III группа | IV группа | ||||||||||
350-500 | 22,8 | 0,9080 | 380 | 36,10 | 6,80 | 32 | 1,08 | – | – | 51,0 | 14,0 | 23,0 | 11,0 | 1,0 |
Таблица 1.8.
Потенциальное содержание базовых дистиллятных и остаточных масел
Температура отбора, 0С | Характеристика базовых масел | Выход базовых масел, % мас | |||||||
n50, мм2/с | n100, мм2/с | ИВ | Температура застывания, 0С | Содержание серы, % мас. | |||||
на дистиллятную фракцию или остаток | на нефть | ||||||||
350-420 | 0,8901 | 14,51 | 3,98 | – | 24 | 1,37 | 100,0 | 7,8 | |
420-500 | 0,9112 | 59,38 | 9,33 | – | 39 | 2,00 | 100,0 | 15,0 | |
Остаток выше 500 | 0,9060 | 41,77 | 8,09 | 84 | -18 | 0,42 | 45,6 | 36,8 |