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

Страницы работы

63 страницы (Word-файл)

Фрагмент текста работы

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 м33 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/годi = Σ тыс. т/год * % на газi / 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. С14

33,03

66000

8593,8

фр. С34 + 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

Похожие материалы

Информация о работе