Разработка поточной схемы нефтеперерабатывающего завода. Общая характеристика нефтей Западной Сибири

Согласно данных материального баланса установки замедленного коксования (табл. 15), в процессе образуется 140 746 т/год (140,746 тыс. т/год) углеводородного газа до С₄, что в пересчете на нефть составит:

3 000 тыс. т/год       –    100 % (масс.) на нефть

140,746 тыс. т/год   –    х

х =   = 4,6915 » 4,69 % (масс.) на нефть

Таблица 22

Состав газов, поступающих на ГФУ непредельных газов

с установки замедленного коксования

[6, стр. 296]

Компоненты	% масс. на газ	% масс. на нефть	тыс. т/год
Водород Н2	0,6	0,028	0,844
Метан СН4	23,2	1,088	32,653
Этилен С2Н4	18,3	0,858	25,757
Этан С2Н6	15,3	0,718	21,534
Пропилен С3Н6	17,4	0,816	24,490
Пропан С3Н8	9,2	0,431	12,949
Бутилен С4Н8	7,7	0,361	10,837
Бутан n-С4Н10	2,5	0,117	3,519
Изобутилен i-С4Н8	5,2	0,244	7,319
Изобутан i-С4Н10	0,6	0,028	0,844
Всего:	100,0	4,690	140,746

Таблица 23

Материальный баланс ГФУ предельных газов

Продукты	% масс.	кг/час	т/сутки	т/год
Приход:
Газ первичной перегонки	14,8	3 398	82	26 100
Газ каталитическ. изомеризации	0,6	138	3	1 062
Газ каталитического риформинга	22,6	5 177	124	39 756
Газ гидрокрекинга	57,8	13 248	318	101 744
Газ гидроочистки	4,2	966	23	7419
Итого:	100,0	22 927	550	176 081
Расход:
Сухой газ (Н2 + СН4 + С2Н6)	23,1	5291	127	40 638
Бытовой сжиженный газ (С3Н8+С4Н10)	76,9	17636	423	135 443
Итого:	100,0	22 927	550	176 081

Таблица 24

Материальный баланс ГФУ непредельных газов

Продукты	% масс.	кг/час	т/сутки	т/год
Приход:
Газ замедленного коксования	100	18 326	440	140 746
Итого:	100	18 326	440	140 746
Расход:
Сухой газ (Н2 + СН4 + С2Н6)	57,4	10 519	252	80 788
ППФ, в том числе:	26,6	4 875	117	37 439
Пропилен С3Н6	17,4	3 189	77	24 490
Пропан С3Н8	9,2	1 686	40	12 949
ББФ, в том числе:	16	2 932	70	22 519
Бутилен С4Н8	7,7	1 411	34	10 837
Бутан n-С4Н10	2,5	458	11	3 519
Изобутилен i-С4Н8	5,2	953	23	7 319
Изобутан i-С4Н10	0,6	110	3	844
Итого:	100	18 326	440	140 746

2. 13.   Материальный баланс установки производства водорода (УПВ)

Назначение установки – производство водорода, потребность в котором возрастает из года в год в связи с постоянным углублением процессов переработки нефти, повышением требований к качеству получаемых топлив и смазочных материалов, а также в связи с необходимостью обессеривания энергетического топлива. В качестве сырья для получения водорода методом паровой каталитической конверсии легких углеводородов могут быть использованы природные и заводские (сухие и жирные) газы, а также прямогонные бензины. Этот наиболее распространенный метод производства водорода включает три стадии: подготовку сырья к конверсии, собственно конверсию и удаление из продуктов оксидов углерода.

Применяемая в настоящее время технология регламентирует некоторые требования к качеству сырья, в частности по содержанию в нем соединений серы (в газах до 100мг/м³, в бензинах до 0,3 мг/кг), отравляющих как никелевый катализатор паровой конверсии углеводородов, так и цинкмедный катализатор низкотемпературной конверсии оксида углерода. Присутствие в сырье непредельных углеводородов вызывает образование углеродистых отложений на катализаторе паровой конверсии углеводородов.

В промышленности получают технический водород с содержанием водорода 95-98 % (об.). Производство технического водорода меньшей концентрации приводит к его повышенному расходу на установке гидрокрекинга, а большей концентрации – требует значительных затрат и экономически не рентабельно [7, стр. 62].

Процесс паровой конверсии углеводородов протекает в вертикальных трубчатых реакторах, заполненных катализатором и размещенных в радиантной секции печи в один, два или несколько рядов, закрепленных только внизу или вверху и обогреваемых с двух сторон. Типичный катализатор процесса – никель, нанесенный на оксид алюминия, то есть kat = Ni/Al₂O₃. Топливом для печи служит очищенный от сернистых соединений технологический или природный газ.  Образующийся в результате протекания процесса диоксид углерода СО₂ вместе с парами воды выволится в атмосферу. Водородсодержащий газ проходит через реактор метанирования, где непревращенный оксид и неудаленный диоксид углерода гидрируются с образованием метана, после чего от него отделяется сконденсировавшийся в сепараторе водяной пар.

Условия процесса конверсии углеводородов:

Ø  Температура t = 800-900 ^оС;

Ø  Давление Р = 2,2-2,4 МПа;

Ø  Катализатор kat = Ni/Al₂O₃;

Ø  Расход сырья 1,03-1,05 м³ на 1 м³ получаемого ВСГ;

Ø  Расход водяного пара 0,60-0,66 м³ на 1 м³ сухого газа.

Спецификой работы установки, требующей строжайшего соблюдения правил безопасности и правил эксплуатации аппаратов, работающих под давлением, является применение взрывоопасных и токсичных веществ. Установка паровой каталитической конверсии углеводородов для производства водорода часто является составной частьюустановки гидрокрекинга; ее строительство обходится примерно в 25-30 % стоимости установки гидрокрекинга [7, стр. 63].

При составлении материального баланса необходимо учитывать, что часть потребностей завода в техническом водороде удовлетворяется за счет ВСГ, образующегося на установке каталитического риформинга, в количестве 19 377 т/год, в том числе 4 343 т/год 100 %-ого водорода. Расходуется водород на следующих установках:

Ø  Изомеризации (566 т/год ВСГ, в т. ч. 156 т/год 100 %-ого Н₂);

Ø  Гидроочистки (3 709 т/год 100 %-ого Н₂);

Ø  Гидрокрекинга (27 436 т/год 100 %-ого Н₂).

Таким образом, для покрытия нужд завода в водороде необходимо произвести

(156 + 3 709 + 27 436) – 4 343 = 26 958 т/год чистого Н₂,

ВСГ содержит 95 % объемных чистого водорода. Пересчитаем состав ВСГ, вырабатываемого на установке производства водорода на массовые проценты, используя следующую формулу:

w_i = × 100 %, где w_i – массовая доля i-ого компонента смеси, % масс.;

j_i – объемная доля i-ого компонента смеси, % об.;

М_i – молекулярная масса i-ого компонента смеси, г/моль.

Результаты пересчета для удобства сведем в таблицу:

Компонент	ji, % об.	Мi, г/моль	ji  × Мi	wi, % масс.
Водород Н2	95	2	190	68,0
Метан СН4	4,6	16	73,6	26,3
Оксид углерода СО	0,1	28	2,8	1,0
Диоксид углерода СО2	0,3	44	13,2	4,7
å	100,0	–	279,6	100,0

или, учитывая, что ВСГ с УПВ содержит 95 % чистого водорода:

= 39 644,12 » 39 644 т/год ВСГ.

УПВ работает 340 дней в году, следовательно, ее суточная и часовая производительность составит:

= 116,6 » 117 т/сут или = 4 858,33 » 4 858 кг/ч.

Таблица 25

Материальный баланс установки производства водорода

Продукты	% масс.	кг/час	т/сутки	т/год
Приход:
Сухой газ	100,0	4 858	117	39 644
Итого:		4 858	117	39 644
Расход:
Водород Н2	68,0	3 303	80	26 958
Метан СН4	26,3	1 278	31	10 426
Оксид углерода СО	1,0	49	1	396
Диоксид углерода СО2	4,7	228	5	1 863
Итого:	100,0	4 858	117	39 644

Следует учесть, что суммарное количество сухого газа, выделяемого на газофракционирующих установках предельных и непредельных газов, составляет (табл. 23 и 24):

40 638 + 80 788 = 121 426 т/год

Из них на установке производства водорода расходуется 39 644 т/год (табл. 25). Таким образом в топливную сеть завода поступает сухого газа:

121 426 – 39 644 = 81 782 т/год

2. 14.   Сводный материальный баланс завода

Сводный материальный баланс завода ведется в расчете на 365 дней в году. При этом исходными данными служат расходные статьи материальных балансов отдельных установок проектируемого нефтеперерабатывающего завода, выраженные в т/год.

Таблица 26

Сводный материальный баланс НПЗ

Продукты	% масс. на нефть	кг/час	т/сутки	т/год
Взято:
обезвоженная и обессоленная нефть	100,0	342 466	8 219	3 000 000
Получено:		342 466	8 219	3 000 000
Автомобильный бензин,	25,6	87 712	2 105	768 353
в том числе:
изомеризат (и-С5)с о.ч. = 89 (92)	2,3	7 901	190	69 211
фр. 62-85 с о.ч. = 60 (65 по и.м.)	2,2	7 465	179	65 393
бензин КР с о.ч. = 80-85 (88-95)	9,2	31 387	753	274 948
бензин (отгон) ГО с о.ч. = 50-55	0,6	2 117	51	18 547
бензин ГК с о.ч. = 76 (77)	5,9	20 097	482	176 051
бензин коксования с о.ч. = 65 (78)	5,5	18 745	450	164 203
Дизельное топливо летнее,	40,8	139 714	3 353	1 223 893
в том числе:
г/о дизельная фракция	14,9	51 104	1 226	447 669
дизельная фракция с ГК	25,9	88 610	2 127	776 224
Дизельное топливо зимнее,	13,5	46 233	1 110	405 000
в том числе:
с карбамидной депарафинизации	13,5	46 233	1 110	405 000
Жидкие парафины	1,5	5 137	123	45 000
Кокс нефтяной (электродный)	5,0	17 183	412	150 520
Сжиженные газы,
в том числе:
ППФ	1,2	4 274	103	37 439
ББФ	0,8	2 571	62	22 519
Бытовой сжиженный газ	4,5	15 462	371	135 443
Топливный газ (сухой)	2,7	9 336	224	81 782
Печное топливо	3,0	10 310	247	90 312
Сероводород как сырье установки производства серы м-дом Клауса	1,1	3 848	92	33 712
Потери	0,2	688	17	6 027
Итого:	100,0	342 466	8 219	3 000 000

3. Анализ результатов расчетов

3. 1.  Расчет октанового числа бензина

Среднее октановое число получаемого бензина определяется по правилу аддитивности на основании данных таблицы «Октановое число компонентов автомобильного бензина» [5, стр. 16]. В основе расчета лежит следующая формула:

ОЧ  = , где ОЧ  – октановое число бензина;

ОЧ _i – октановое число компонента бензина;

Х_i – массовая доля компонента бензина, равная отношению количества i-ого компонента (т/год) к общему количеству товарного автообильного бензина (т/год).

Для удобства представления последовательности и результатов расчета октанового числа бензина составим таблицу.

Таблица 27

Расчет октанового числа автомобильного бензина

Компонент	Кол-во, т/год	Масс. доля, Хi	Октановое число, ОЧ i		ОЧ × Хi	ОЧ × Хi
			по м. м.	по и. м.
Изомеризат	69 211	0,090	89	92	8,0	8,3
Фр. 62-85	65 393	0,085	60	65	5,1	5,5
Бензин КР	274 948	0,358	85	95	30,4	34,0
Бензин (отгон) ГО	18 547	0,024	50	55	1,2	1,3
Бензин ГК	176 051	0,229	76	77	17,4	17,6
Бензин коксования	164 203	0,214	65	78	13,9	16,7
С у м м а:	768 353	1,000	–	–	76,1	83,5

Вывод: в результате компаундирования компонентов, имеющих различную