Разработка поточной схемы нефтеперерабатывающего завода. Характеристика Самотлорской нефти. Физико-химическая характеристика Самотлорской нефти

Материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива

[6, стр.246]

Продукты	% масс.	т/год	кг/ч
Входит
фр. 180-350°С	86,31	2022000	255303,0
керисино-газойлевая фр. с уст. висбрекинга	2,22	52002	6565,9
компонент ДТ с уст. гидроочистки ШФВГ	6,32	147950	18680,5
легкий газойль с уст. замедленного коксования	5,15	120680	15237,4
ВСГ	0,4	9371	1183,1
Итого	100,4	2352002	296970,0
Выходит
гидроочищенное ДТ	96,0	2248926	283955,4
Н2S	0,65	15227	1922,6
у/в газ	0,75	17570	2218,4
бензиновая фракция	2,0	46853	5915,7
потери	1,0	23426	2957,9
Итого	100,4	2352002	296970,0

Содержание серы не более 0,2 % масс. Побочные продукты: низкооктановый бензин (отгон), УВ газ, сероводород и ВСГ. Кратность циркуляции ВСГ 30-400 м³/м³ сырья.

2.8.  Материальный баланс установки карбамидной депарафинизации дизельной фракции

Назначение - получение низкозастывающего дизельного топлива и жидких парафинов с использованием способности н-парафинов образовывать комплекс с карбамидом (мочевиной).

Сырьем установки служит гидроочищенная дизельная фракция 180 - 350°С. Процесс состоит из следующих стадий: 1) образование комплекса карбамида с н-парафинами; 2) отделение комплекса от депарафинированного продукта; 3) промывка и деструкция комплекса.

Существуют различные варианты технологических схем установок карбамидной депарафинизации, которые отличаются агрегатным состоянием карбамида, подаваемого на комплексообразование, условиями образования комплекса, количеством и природой вводимых в зону реакции растворителей и активаторов, способом отделения комплекса от жидкой фазы, методами промывки комплекса и регенерации карбамида и т. п. Наибольшее распространение в промышленной практике имеют следующие методы депарафинизации: 1) спиртоводным раствором карбамида с отделением твердой фазы отстоем; 2) кристаллическим карбамидом с отделением твердой фазы на центрифугах; 3) водным раствором карбамида с грануляцией комплекса в растворе хлористого метилена и отделением твердой фазы на барабанных фильтрах.

Технологический режим установки карбамидной депарафинизации:

·  температура, °С:

комплексообразование в реакторе                           25 - 50;

разложения комплекса в подогревателе                  70 - 75;

·  время контакта дизельного топлива с карбамидом в реакторах            30-50 мин;

·  массовое соотношение раствор : сырье = 4,2 : 1;

·  содержание в растворе, % (масс.):

карбамида                 38-43;

изопропилового спирта      57-62.

Согласно справочных данных [8, стр. 145] в результате данного процесса можно удалить 10,0 % масс. парафина в расчете на сырье - гидроочищенную дизельную фракцию. При этом мы получим ДТ зимнее, но не сможем получить ДТ арктическое. Для получения зимних сортов ДТ используем примерно   1/2  часть потока гидроочищенной дизельной фракции 180-350°С, а именно 1 000 000 т/год. Поскольку установка работает 340 дней в году [5, стр. 9], то имеем следующие расходные показатели по сырью:

Fсут = 1000000*10³  = 2941176,5 кг/сут

                 340

Fчас = 1000000*10³  = 122549 кг/ч

                 340*24

Таблица 15

Материальный баланс установки карбамидной депарафинизации дизельной фракции

Продукты	% масс.	т/год	кг/ч
Входит
гидроочищенное ДТ	100	1000000	122549
Итого	100	1000000	122549
Выходит
зимнее ДТ	90	900000	110294,1
жидкий парафин	10	100000	12254,9
Итого	100	1000000	122549

2.9.    Материальный баланс газофракционирующей установки

Газофракционирующая   установка  (ГФУ)   предназначена  для  получения индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. По типу перерабатываемого сырья они подразделяются на ГФУ предельных и непредельных газов.

Сырье поступает на установку в газообразном и жидком (головка стабилизации) виде. На ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки, каталитического риформинга, висбрекинга и гидроочистки ДТ, на ГФУ непредельных газов - с установок каталитического крекинга и  коксования.

Для составления материального баланса ГФУ необходимо знать суммарный состав газов, поступающих на установку газофракционирования. Для этого составляются сводные таблицы для газов, поступающих на ГФУ предельных и непредельных газов.

При составлении таблицы 16  используются данные о составе УВ газов (до С₄) (табл. 3) и сведения из таблиц материальных балансов установок АВТ, каталитического риформинга (КР), висбрекинга (В/Б) и гидроочистки ДТ (Г/О ДТ).

При этом используются следующие формулы пересчета:

Σ % масс. на нефть = Σ тыс. т/год * 100 % на нефть / 6 000 тыс. т/год тыс. т/год_i = Σ тыс. т/год * % на газ_i / 100 % на газ

Таблица 16

Состав газов, поступающих на ГФУ предельных газов

Установка		Водород Н2	Метан СН4	Этан С2Н6	Пропан С3Н8	н-Бутан н-С4Н10	i-Бутан i-С4Н10	i-С4Н8	Всего
АВТ	% масс. на газ	-	-	0,6	21,8	60,6	17	-	100
	т/год	-	-	396	14388	39996	11220	-	66000
КР	% масс. на газ	6	13	21	32	16	12	-	100
	т/год	6975	15112	24411	37198	18599	13949	-	116244
ГО ДТ	% масс. на газ	-	34	24,5	-	21	-	20,5	100
	т/год	-	5974	4305	-	3690	-	3602	17570
Итого:
т/год		6975	21085	29112	51586	62285	25169	3602	199814

Данные для составления таблицы 17 берем из справочной литературы [8, стр. 88; 6, стр.275]. На установку ГФУ поступает углеводородный газ до С₄ в количестве 84359 т/год с установки замедленного коксования и 222825 т/год газа и головки стабилизации с установки каталитического крекинга, что в пересчете на нефть составит:

6000000 т/год  -  100 % (масс.) на нефть

307184 т/год  -  х

х =   307184 * 100    = 5,12 % (масс.) на нефть

6000000

Таблица 17

Состав газов, поступающих на ГФУ непредельных газов

Установка		Н2	СН4	С2Н4	С2Н6	С3Н6	С3Н8	С4Н8	н-С4Н10	i-С4Н10	i-С4Н8	Всего
с висбре-кинга	% масс. на газ	0,2	16	2,5	17	9	21,5	9,8	14,5	5	4,5	100
	т/год	22	1788	279	1900	1006	2403	1095	1621	559	503	11178
с Г-43-107	% масс. на газ	0,1	3,4	4,5	2,8	23,8	10,7	15,9	5,8	25,2	7,8	100
	т/год	247	8396	11113	6915	58774	26423	39265	14323	62231	19262	246948
с УЗК	% масс. на газ	0,6	23,2	18,3	15,3	17,4	9,2	7,7	2,5	0,6	5,2	100
	т/год	506	19571	15438	12907	14678	7761	6496	2109	506	4387	84359
Итого:
т/год		775	29756	26830	21722	74458	36588	46856	18053	63296	24152	342484

Таблица 18

Материальный баланс ГФУ предельных газов

Продукты	% масс.	т/год	кг/ч
Входит
фр. С1-С4	33,03	66000	8593,8
фр. С3-С4 + у/в газ с уст. каталитического риформинга	58,18	116244	15136,0
у/в газ с уст. гидроочистки ДТ	8,79	17570	2287,7
Итого	100,0	199814	26017,4
Выходит
сухой газ	28,61	57172	7444,3
бытовой сжиженный газ	71,39	142642	18573,2
Итого	100,0	199814	26017,4

Таблица 19

Материальный баланс ГФУ непредельных газов

Продукты	% масс.	т/год	кг/ч
Входит
газ и головка стабилизации с уст. каталитического крекинга	24,63	246948	32154,6
у/в газ с уст. замедленного коксования	70,1	84359	10984,2
с висбрекинга	3,26	11178	1455,5
Итого	100,0	342484	44594,3
Выходит
сухой газ	23,09	79083	10297,2
ППФ	32,42	111046	14459,1
ББФ	44,49	152356	19838,0
Итого	100,0	342484	44594,3

2.10.  Материальный баланс установки гидроочистки ШФВГ

Назначением процесса гидроочистки является удаление из нефтепродуктов сернистых соединений посредством каталитического воздействия на них. В результате происходит разложение сернистых соединений с образованием сероводорода Н₂S и насыщение непредельных углеводородов (образовавшихся в процессе и содержащихся в исходном нефтепродукте). Гидроочистка обычно сопровождается и некоторым разложением сырья, о чем свидетельствует присутствие в продуктах процесса легких фракций, не содержащихся в сырье, и углеводородных газов [6, стр. 262]. В промышленности   для   установок   гидроочистки   дистиллятов   применяют алюмокобальтмолибденовый  А1-Со-Мо  и  алюмоникельмолибденовый  А1-Ni-Мо катализаторы [8, стр. 79].

Данная установка входит в состав комплексной установки Г-43-107: каталитического крекинга ШФВГ с его предварительной гидроочисткой.

Особенностью установки гидроочистки широкой фракции вакуумного