Расчет установки первичной переработки нефти

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 23 Июня 2014 в 21:29, курсовая работа

Краткое описание

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырья для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономический показатель последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ всегда уделялось и уделяется серьезное внимание.
Важнейшими из всего многообразия проблем, стоящих перед современной нефтепереработкой нужно считать следующие:
- дальнейшее углубление переработки нефти;
- повышение октановых чисел автобензинов;
- снижение энергоемкости производств за счет внедрения новейших достижений в области тепло- и массообмена, разработки более совершенных и интенсивных технологий глубокой безотходной и экологически безвредной переработки нефти и др.

Содержание

Введение
1 Характеристика нефти
2 Ассортимент получаемых продуктов
3 Материальный баланс основных колонн
4 Выбор принципиальной технологической схемы установки
5 Технологический расчет ректификационных колонн
5.1 Расчет доли отгона
5.2 Расчет температуры верха колонны К-2
5.3 Расчет температуры низа колонны К-2
5.4 Расчет температуры отвода бокового погона
7 Расчет основных размеров колонны
8 Расчет теплообменной аппаратуры
9 Расчет нагревательной печи
10 Подбор насосов
11 Сводная таблица технических характеристик и технологического
режима основного оборудования
12 Лабораторный контроль производства
13 Техника безопасности и охрана труда на установке
Литература
Приложение

Скачать в ZIP архиве (919.09 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Вложенные файлы: 10 файлов

Содержание.docx

— 13.55 Кб (Просмотреть документ, Скачать файл)

Схема ЭЛОУ-АВТ-4.doc

— 59.00 Кб (Просмотреть документ, Скачать файл)

ФТТ расчёт законченный Ксюша(без цвета).xls

— 322.00 Кб (Просмотреть документ, Скачать файл)

4_Vybor_i_obosnovanie_skhemy_i_oborudovania_proe.docx

— 13.70 Кб (Просмотреть документ, Скачать файл)

Задание к курсовому проекту по ФТТ (для БТПВ-11).doc

— 110.50 Кб (Просмотреть документ, Скачать файл)

СодержаниеКсю.docx

— 14.11 Кб (Просмотреть документ, Скачать файл)

Часть 1 Ксюша.doc

— 516.50 Кб (Скачать файл)

 

Таблица 1.3 – Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200°С

 

Температура отбора,0С

Выход (на нефть),%

Содержание углеводородов, %

ароматических

нафтеновых

парафиновых

28-60

5,6

  0,6459

1,3684

-

-

100

60-95

6,8

  0,7130

1,3971

7

33

60

95-122

5,0

  0,7396

1,4098

9

34

57

122-150

6,2

  0,7632

1,4220

14

26

60

150-200

10,9

  0,7855

1,4349

16

24

60

28-200

34,5

  0,7448

1,4126

10

24

66


 

Таблица 1.4 – Характеристика дизельных топлив и их компонентов

Температура отбора, оС

150-350

200-350

230-320

230-350

Выход на нефть, %

39,8

28,9

18,1

23,4

Цетановое число

54

57

61

64

Фракционный состав

10%

50%

90%

98%

 

188

242

250

262

 

 

250

278

268

290

 

326

332

291

335

 

 

332

337

312

340

Плотность,

0,8241

0,8393

0,8408

0,8465

Вязкость кинематическая, , сСт

3,49

5,41

5,49

6,80


 

Продолжение таблицы 1.4 – Характеристика дизельных топлив и их компонентов

Вязкость кинематическая, , сСт

1,81

2,76

2,82

3,16

Температура застывания

помутнения

вспышки

 

-24

-7

75

 

-14

-6

-

 

-13

-5

-

 

-8

0

123

Содержание серы, %

0,35

0,47

0,48

0,52


 

Таблица 1.5 – Характеристика фракций, выкипающих до 200оС

 

Температура отбора, оС

Выход на нефть, %

 

Плотность,

Фракционный состав

 

Содержание серы, %

 

н.к.

 

10%

 

50%

 

90%

28-85

10,4

0,6722

34

45

67

80

0,03

28-100

13,1

0,6795

37

49

74

92

-

28-110

15,3

0,6868

40

53

81

104

-

28-120

17,2

0,6940

44

58

87

115

0,05

28-130

19,2

0,7049

45

60

91

122

-

28-140

21,6

0,7158

47

62

95

129

-

28-150

23,6

0,7267

48

63

100

135

0,08

28-160

25,9

0,7309

50

67

105

144

-

28-170

28,0

0,7339

52

69

110

153

-

28-180

30,1

0,7375

53

71

115

162

-

28-190

32,4

0,7411

54

73

120

171

-

28-200

34,5

0,7448

55

75

125

180

0,12


 

 

 

Таблица 1.6 – Характеристика легких керосиновых дистиллятов

Температура отбора, °С

130-230

Выход (на нефть), %

22,8

0,7831

Фракционный состав, °С

н.к

147

10%

156

50%

176

90%

215

98%

-

Вязкость кинематическая,

1,29

Вязкость кинематическая,

5,16

 

Температура, °С

начала кристаллизации

-60

вспышки в закрытом тигле

28

Теплота сгорания (низшая), ккал/кг

10353

Высота некоптящего пламени, мм

-

Содержание ароматических углеводородов, %

12,9

Содержание серы, %

общей

0,26

меркаптановой

0,02

Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята

-

Иодное число, г иода на 100 г дистиллята

3,0


 

Таблица 1.7 -  Характеристика  керосиновых дистиллятов 

 

Температура отбора, °С

180-280

150-320

Выход (на нефть), %

26,4

34,5

0,8098

0,8189

Фракционный состав, °С

н.к

162

172

10%

183

186

50%

210

230

90%

250

290

98%

270

308

отгоняется до 270 °С, %

98


продолжение таблицы 1.7-  Характеристика  керосиновых дистиллятов

 

 		  

74

 

Температура, °С

помутнения, ниже

   -36

   -20

вспышки

65

69

Высота некоптящего пламени, мм

20

18

Октановое число, ниже

26

26

Содержание серы, %

0,31

0,34

Кислотность, мг КОН на 100 мл дистиллята

4,31

5,09


 

Таблица 1.8 – Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом

Остаток и смесь углеводородов

Остаток выше 480 0С

Нафтено-парафиновые углеводороды после депарафинизации

I группа ароматических углеводородов

Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов

Нафтено-парафиновые и I и II группа ароматических углеводородов

II группа ароматических углеводородов

Выход, %

            

на остаток

100,0

13,9

21,4

35,3

43,9

8,6

на нефть

13,6

1,9

2,9

4,8

6,0

1,2

0,9256

0,8836

0,9183

0,9079

0,9136

0,9628

-

1,4806

1,5146

1,5013

1,5075

1,5422

М

-

600

-

590

580

-

сст

-

93,24

387,7

205,1

300,9

-

сст

ВУ100

18,22

17,10

37,2

25,00

33,16

77,65

-

5,46

10,40

8,20

9,16

-


 

Продолжение таблицы 1.8 – Характеристика остаточных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом

ИВ

-

116

-

92

85

-

ВВК

-

0,8071

-

0,8340

0,8365

-

Температура застывания, °С

22

-23

-35

-19

-14

-

Содержание серы, %

1,36

-

-

0,52

-

-


 

Таблица 1.9 – Характеристика дистиллятных базовых масел и групп углеводородов, полученных адсорбционным методом

Исходная фракция и смесь углеводородов

Выход, %

М

 сст

 сст

ИВ

Температура застывания, °С

Содержание серы, %

на фракцию

на нефть

Фракция 350 – 450 0С

100,0

15,0

0,8910

1,4892

331

16,63

4,43

-

22

-

Фракция 350 – 450 0С после депарафинизации

80,00

12,0

0,9040

1,5013

-

23,44

5,40

77,2

-27

-

Нафтено-парафиновые углеводороды

46,5

7,0

0,8545

1,4733

-

16,64

4,47

117,0

-19

-

Нафтено-парафиновые и I группа ароматических углеводородов

57,7

8,7

0,8682

1,4803

-

16,98

4,68

108,6

-23

-

Нафтено-парафиновые, I и II группа ароматических углеводородов

69,5

10,5

0,8831

1,4933

-

19,35

4,93

93,0

-28

-

Часть 2Ксюша.docx

— 301.07 Кб (Просмотреть документ, Скачать файл)

ФТТ расчёт законченный Ксюша.xls

— 280.00 Кб (Просмотреть документ, Скачать файл)

Расчет Рита готово.docx

— 292.57 Кб (Просмотреть документ, Скачать файл)

Информация о работе Расчет установки первичной переработки нефти