Выбор поточной схемы завода. Материальный баланс установки ЭЛОУ – АВТ – 3. Материальный баланс установки депарафинизации фракции 230 – 350 С

Страницы работы

34 страницы (Word-файл)

Фрагмент текста работы

Введение

Одна из основных задач нефтеперерабатывающей промышленности – при минимальных затратах (капитальных, эксплуатационных и др.) получить максимальный выход продуктов. Успешное решение данной проблемы во многом зависит от выбора поточной схемы завода.

Выбору поточной схемы завода посвящен первый раздел данной работы. С каждым годом нефти поступающие на завод становятся все более тяжелыми и сернистыми, что связано с истощением запасов малосернистых и малосмолистых нефтей.

Для увеличения глубины переработки нефти в схему завода была включена установка каталитического крекинга.

Для увеличения доли отбора высокооктанового компонента автобензина в схему были включены установки сернокислотного алкилирования и каталитической изомеризации. Также следует отметить, что хотя на установке алкилирования используется серная кислота, что сопряжено с экологическими проблемами, но получающийся высококачественный компонент автобензина позволил включить данный объект в схему завода. 

Производство компонента зимнего дизельного топлива обеспечивается на установке карбамидной депарафинизации фр. 230-350оС.

1.  Технологическая часть

В данном разделе представлены материальные балансы и краткое описание технологических установок.

Таблица 1

Материальный баланс установки ЭЛОУ – АВТ – 3

Статьи баланса

%мас на нефть

тыс т/год

т/час

Приход

1.  Сырая нефть

Расход

1. Фракция НК– 620С

2. Фракция 62 – 850С

3. Фракция 85 –1200С

4. Фракция 120 – 2300С

5.Фракция 230 – 3500С

6.Фракция 350 – 5000С

7. Остаток >5000C

8. Потери + вода

Итого

100

3,4

1,8

3,8

14,9

19,6

23,6

32,2

0,7

100

3000

102

54

114

447

588

708

966

21

100

367,7

12,5

6,2

14

54,8

72,4

86,8

118,4

2,6

367,7

Данная установка предназначена для переработки Усть-Балыкской нефти (смесь) добываемой на Сургутском своде Западно-Сибирской низменности. Характеристика сырья установки - r204 = 0,8704, М = 284.

На установке получают фракцию нк-62оС  (сырье установки изомеризации), 62-85оС, 85-120оС (сырье каталитического риформинга), 120-230оС (керосиновая фракция топливо по своим свойствам эта фракция может быть использована как реактивное топливо РТ), 230 – 350оС (после депарафинизации может быть использована как компонент зимнего дизельного топлива), фракция 350 – 500оС (сырье каталитического крекинга), остаток > 500оС (сырье установки непрерывного коксования).

Таблица 2

Материальный баланс установки депарафинизации фракции 230 – 3500С

Статьи баланса

%мас на сырье

%мас на нефть

т/год

Приход

1.Фракция 230 – 3500С

Расход

1.  Депарафинизат

2.  Парафин

3.  Променжуточная фракция

4.  Потери

Итого

100

80

9,6

9,7

0,7

100

19,6

15,68

1,88

1,9

0,14

19,6

588000

470400

56448

57036

4116

588000

На установке получают депарафинизат (компонент зимнего ДТ), жидкий парафин (сырье НХС), промежуточная фракция (используется как компонент летнего ДТ).

Таблица 3

Материальный баланс установки гидрообессеривания

Статьи баланса

%мас на сырье

%мас на нефть

т/год

Приход

1.  Вакуумный газойль (фракция 350 – 5000С)

2.  ВСГ (в расчете на 100% водород)

Итого

Расход

1.  Углеводордный газ (С1 – С4)

2.  Бензин

3.  Компонент дизельного топлива

4.  Тяжелый газойль (сырье каталитического крекинга)

5.  Остаток > 5400С

6.  Сероводород

7.  Потери

Итого

100

1,0

101,0

2,7

15,8

10,6

40,0

30,0

1,2

0,7

101

23,6

0,24

23,84

0,64

3,73

2,50

9,44

7,08

0,29

0,17

13,84

708000

7080

715080

19307

111864

75048

283200

212400

8581

5006

715080

На установке подвергают гидроочистке прямогонный вакуумный газойль (сырье установки кат. крекинга) кроме, того на установке получают углеводородный газ, бензин (компонент сырья установки риформинга), компонент дизельного топлива, тяжелый газойль (сырье кат. крекинга), остаток >540оС. 

Таблица 4

Материальный баланс установки непрерывного коксования

Статьи баланса

%мас на сырье

%мас на нефть

т/год

Приход

1.  Остаток > 5000С

Расход

1.  Углеводородный газ

2.  Бензин

3.  Легкий газойль (на кат. крекинг)

4.  Тяжелый газойль

5.  Кокс в том числе товарный

6. Потери

Итого

100

15,0

20,0

19,2

24,6

20,5

11,5

0,7

100

32,2

4,83

6,44

6,18

7,92

6,60

3,70

0,23

32,20

966000

144900

193200

185472

237636

198030

111090

6762

966000

На установке получают дополнительные количества легких дистиллятных фракций.

Таблица 5

Материальный баланс установки каталитического крекинга

Статьи баланса

%мас на сырье

%мас на нефть

т/год

Приход

1.  Гидрогенизат (фр. 350 – 5400С)

2.  ЛГ коксования

Итого

Расход

1.  Углеводородный газ

2.  Бензин

3.  ЛГКК (фр. 200 – 2900С)

4.  ТГКК (фр.> 2900С)

5.  Кокс +потери

Итого

60,43

39,57

100

16

48,0

12,9

19,5

3,6

100

9,44

6,18

15,62

2,5

7,5

2,01

3,05

0,56

15,62

283200

185472

468672

74987,5

224962,6

60458,7

91391

168720,2

468672

Таблица 6

Материальный баланс установки каталитического риформинга

Статьи баланса

%мас на сырье

%мас на нефть

т/год

Приход

1.  Бензиновая фракция 85 – 1200С

2.  Бензин коксования

3.  Бензин с гидрообессеривания

Итого

Расход

1.  Стабильный катализат

2.  ВСГ

3.  Головка стабилизации

4.  Сухой газ

5.  Сероводород

6.  Потери

Итого

27,20

46,10

26,69

100

81,7

6,3

3,6

5,7

1,0

1,7

100

3,8

6,44

3,73

13,97

11,41

0,88

0,50

0,80

0,14

0,24

13,97

114000

193200

111864

419064

342375,3

26401,1

15086,3

23886,3

4190,6

7124,1

419064

На установке из низкокачественных бензиновых фракций, с предварительной гидроочисткой сырья, получают высокооктановый компонент автобензина.

Таблица 7

Материальный баланс установки изомеризации

Статьи баланса

%мас на сырье

%мас на нефть

т/год

Приход

1.  Фракция н.к. – 620С

2.  ВСГ

Итого

Расход

1.  Компонент автобензина

2.  Сжиженный газ

3.  Сухой газ

4.  Потери

Итого

100

0,8

100,8

82,4

16,5

1,2

0,7

100,8

3,4

0,03

3,43

2,80

0,57

0,04

0,02

3,43

102000

816

102816

84048

16965

1234

720

102816

На установке получают высокооктановый компонент автобензина (в основном иопентан и изооктаны).

Таблица 8

Материальный баланс установки сернокислотного алкилирования

Статьи баланса

%мас на сырье

%мас на нефть

т/год

Приход

1.  ББФ

Расход

1.  Легкий алкилат

2.  Тяжелый алкилат

3.  Отработанная ББФ

4.  Потери

Итого

100

60

6,5

32,8

0,7

100

2,15

1,29

0,14

0,70

0,02

2,15

64429,4

38657,7

4187,9

21132,8

451

64429,4

Данная установка позволяет вырабатывать компонент автобензина с высоким октановым числом (95 – 98), что позволяет использовать ее в качестве высокооктанового компонента товарного бензина, которая не содержит ароматических углеводородов, как бензин кат. риформинга.

Таблица 9

Материальный баланс установки производства водорода

Статьи баланса

%мас на газ

%мас на нефть

т/год

Приход

1.  Сухой газ, в том числе

Н2

С1

С2

Расход

1.  ВСГ, в том числе

Н2

СН4

2.  Потери

Итого

100

7,41

34,57

58,02

100

95

4,6

0,4

100

0,8

0,8

0,76

0,04

≈0

0,8

23886,6

1770

8257,6

13859

23886,6

22692,3

1098,8

95,5

Установка кат. риформинга не  может обеспечить данный завод водородом, поэтому для обеспечения установки гидрообессеривания и изомеризации ВСГ, необходимо в схему включить установку по производству водорода.

Таблица 10

Материальный баланс абсорбционно-газофракционирующей установки

Статьи баланса

%мас на газ

%мас на нефть

т/год

Приход

1.  Газ коксования, в том числе

Н2

СН4

С2Н4

С2Н6

∑С3

∑С4

2.  Газ с каталитического крекинга

Н2, С1 – С2

∑С3

∑С4, в том числе

н-С4Н10

i-С4Н10

н-С4Н8

i-C4H8

∑C5

3.  Предельный газ, в том числе

С1

С2

С3

С4

Итого

Расход

1.  Сухой газ (С1, С2, Н2)

2.  ППФ

3.  ББФ

4.  ∑С5

5.  Потери

Итого

60,56

33,23

14,17

13,16

31,35

4,26

7,52

13,79

2,76

6,27

3,6

1,12

5,78

8,09

1,9

1,64

3,67

0,88

100

40,00

25,30

27,82

5,78

1,00

100

4,83

2,65

1,13

1,05

2,5

0,34

0,6

1,1

0,22

0,5

0,29

0,09

0,46

0,64

0,15

0,13

0,29

0,07

7,97

3,19

2,02

2,20

0,46

0,1

7,97

144900

79508

33904

31488

74987,5

10190

17987

32985

6602

14998

8707

2678

13825,5

19307

4534

3914

8759

2100

239194,5

95677,8

60516,2

66544

13825,5

2631

239194,5

Для разделения образующегося в процессе переработки газов необходимо включить в схему абсорбционно-газофракционирующую установку. На установке получают: сухой газ (технологическое топливо), пропан-пропиленовую фракцию (может быть использована как сырье установки полимеризации для производства дополнительных количеств бензина, или как сырье НХС), ББФ (сырье алкилирования),

Таблица 11

Сводный материальный баланс

Статьи баланса

%мас на нефть

т/год

Приход

1.  Сырая нефть

Расход

1.  62 – 850С

2.  120 – 2300С

3.  Депарафинизированная фракция 230 – 3500С

4.  Парафин

5.  Промежуточная фракция (компонент летнего ДТ)

6.  Компонент ДТ с гидрообессеривания

7.  ТГ коксования

8.  Кокс,

в том числе товарный

9. Бензин кат. Крекинга

10. ЛГКК (200 – 2900С)

11. ТГКК (>2900С)

12. Бензин каталитического риформинга

13. Изомеризат

14. Сухой газ

15. С3 – С4

16. ППФ

17. Отработанная ББФ

18. Легкий алкилат

19. Тяжелый алкилат

20. Водород

21. Сероводород

22. Остаток >5400С

23. Потери

Итого

100

1,8

14,9

15,68

1,88

1,90

2,5

7,92

6,6

3,7

7,5

2,01

3,05

11,41

2,8

4,03

1,07

2,02

0,7

1,29

0,14

0,56

0,43

7,08

2,73

100

3000000

54000

447000

470400

56488

57036

75048

237636

198030

111090

224962,6

60458,7

91391

342375,3

84048

120798,4

32051,3

60516,2

21192,8

38657,7

4187,9

16806,6

12771,6

212400

64777,8

3000000

2.РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

2.1. Технологический расчет колонны К-1.

Колонна К-1 предназначена для отбензинивания нефти и получения смеси жирного газа и легкой бензиновой фракции НК-85 (НК-62). На большинстве установок АТ и АВТ она используется для выделения жирного газа и фракции НК-120, иногда НК-140. Это вызвано тем, что параметры колонны не обеспечивают должной четкости ректификации.

Энтальпия сырья, поступающего в колонну, невелика (нефть в теплообменниках нагревается до 200-260 ºС), поэтому в колонне не создается достаточного для ректификации теплового потока. Для ввода дополнительного тепла и создания первого орошения вниз отгонной части подается горячая струя.

Жидкостное орошение вверху колонны создается подачей холодного орошения.

Загрузку колонны по сырью определяем из расчета 340 рабочих дней

Похожие материалы

Информация о работе