2020-06-29
285
| Компоненты | Выход, %масс. | Производительность, 1000 т/год |
| Поступило: | ||
| Нефть обессоленная | 100,00 | 7000,0 |
| ПАВ на производство битума | 0,17 | 11,9 |
| Химочищенная вода на производство водорода | 1,20 | 84,2 |
| Итого | 101,37 | 7096,0 |
| Получено | ||
| Автобензин, в том числе | 29,07 | 2034,7 |
| катализат риформинга | 13,2 | 921,1 |
| алкилат легкий | 1,4 | 96,6 |
| бензин каталитического крекинга | 8,68 | 607,9 |
| изопентан | 4,00 | 279,8 |
| изогексан | 1,48 | 103,6 |
| бензин газовый | 0,37 | 25,7 |
| Реактивное топливо гидроочищенное | 13,22 | 925,2 |
| Дизельное топливо, в том числе | 26,23 | 1836,0 |
| гидроочищенное дизельное топливо | 23,64 | 1654,8 |
| легкий газойль каталитического крекинга | 2,53 | 177,3 |
| тяжелый алкилат | 0,06 | 3,9 |
| Сжиженные газы, в том числе | 2,16 | 151,4 |
| пропан | 0,21 | 14,4 |
| изобутан | 0,13 | 8,9 |
| н-бутан | 0,26 | 18,3 |
| пропан-пропиленовая фракция | 1,30 | 91,1 |
| бутан-пентаны алкилирования | 0,27 | 18,7 |
| Кокс нефтяной | 5,43 | 379,9 |
| Битумы дорожные и строительные | 5,60 | 392,2 |
| Сырье для производства технического углерода - фракция 280-420оС каталитического крекинга | 2,01 | 140,7 |
| Сера элементарная | 0,68 | 47,3 |
| Котельное топливо, в том числе | 7,68 | 537,7 |
| фракция выше 420оС каталитического крекинга | 2,09 | 146,3 |
| тяжелый газойль коксования | 5,52 | 386,3 |
| отгон производства битумов | 0,07 | 5,1 |
| Топливный газ | 3,72 | 260,1 |
| Диоксид углерода | 1,18 | 82,8 |
| Отходы (кокс выжигаемый, газы окисления) | 1,40 | 97,8 |
| Потери безвозвратные | 2,62 | 183,6 |
| Итого | 101,37 | 7096,0 |
Глубину переработки нефти можно определить по формуле
,
где G - глубина превращения нефти, %;
VН - объем перерабатываемой нефти, % мас.; VН = 100 % мас..
VК.Т. - объем производимого заводом котельного топлива, % мас.;
VК.Т. = 7,68 % мас.
VП.Б. - потери безвозвратные и отходы, % мас.
Они складываются из следующих пунктов материального баланса:
- отходы (кокс выжигаемый, газы окисления) – 1,40 % мас.
- потери безвозвратные – 2,62 % мас.
=88,30 %.
Глубина превращения Александровской нефти составляет 88,30 %.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Новые нефти восточных районов СССР. Справочник. / Под ред. С.Н. Павловой и З.В. Дриацкой. М.: Химия, 1967, -669 с.
2. Рудин М.Г., Смирнов Г.Ф. Проектирование нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов.-Л.:Химия, 1984.-256 с.
3. Проектирование НПЗ. Методические указания по курсовому проектированию. / Самарский гос. техн. ун-т; Сост. Л.И. Заботин, Самара, 2003., 48 с.
4. Левинтер М.Е. Проектирование нефтеперерабатывающих заводов. Учебное пособие. Куйбышев, 1986.-90 с.
5. Справочник нефтепереработчика. Под ред. Ластовкина Г.А. и др. Л.: Химия, 1986.-648 с.
6. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газаЧасть 1.-М.: Химия, 1972.-360 с.
7. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. - М.: Химия, 2001.-567 с.
8. Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Часть 2.-М.: Химия, 1980.-328 с.
9. Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа. Часть 3.-М.: Химия, 1978.-424 с.
10. Ахметов С.А., Ишмияров М.Х., Веревкин А.П., Докучаев Е.С., Малышев Ю.М. Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа. М.: Химия, 2005, 736 с.
