- повышенный выход алкилата и более высокое его качество;

- меньший расход кислоты;

- более высокая температура процесса (25-40 °С) вместо 7-10 °С.

Однако большая летучесть и высокая токсичность фтороводорода ограничивают его более широкое применение в процессах алкилирования.

Также применяют твердые кислоты - цеолиты. Они более перспективны.

Процесс алкилирования низкотемпературный, оптимальная температура при сернокислотном алкилировании 10 °С. Чем ниже температура, тем больше скорость основных реакций. Но она ограничивается тем, что при низкой температуре повышется вязкость кислоты. Чем выше температура, тем больше скорость побочных реакций. Необходимо организовать интенсивный съем тепла. На современных установках температура поддерживается за счет частичного испарения реакционного потока. При использовании цеолитов оптимальная температура 90-100 °С.

При жидкофазном алкилировании давление не оказывает существенного влияния на процесс. При алкилировании изобутана бутиленами давление поддерживают 0,35-0,42 МПа. Если сырье содержит пропан-пропиленовую фракцию, то давление в реакторе несколько повышают.

Избыток изобутана интенсифицирует целевую и подавляет побочные реакции алкилирования. Чрезмерное повышение этого соотношения увеличивает капитальные и эксплуатационные затраты, поэтому поддерживать его выше 10:1 нерентабельно.

Соотношение катализатор: сырье должно быть в оптимальных пределах, при которых достигается максимальный выход алкилата высокого качества. Оптимальное значение этого отношения составляет около 1,5.

Продуктами являются легкие и тяжелые алкилаты, пропан и бутан-пентаны.

Технологическая схема установки серно-кислотного алкилирования, представлена на рисунке 12, характеризуется сложностью блока разделения алкилата, состоящего из четырех ректификационных колонн: пропановой, изобутановой, бутановой и колонны вторичной перегонки алкилата.

1 ? емкость для исходного сырья; 2 ? насос для подачи сырья; 3 ? реактор-алкилатор; 4 ? привод мешалки; 5 ? промежуточная емкость для хладагента; 6 ? конденсатор хладагента; 7 ? компрессор; 8 ? отстойник серной кислоты; 9 ? насос для циркуляции серной кислоты; 10 ? смеситель; 11 ? отстойник щелочного раствора; 12 ? циркуляционный насос при защелачивании; 13 ? насос для подачи продуктов алкилирования в ректификационную колонну; 14 ? изобутановая ректификационная колонна; 15 ? конденсаторы; 16 ? емкости для орошения; 17 ? насосы для подачи орошения; 18 ? подогреватели-испарители; 19 ? пропановая колонна; 20 ? бутановая колонна; 21 ? колонна вторичной перегонки алкилата; Потоки: I ? бутан-бутиленовая фракция с ГФУ; II ? хладагент; III ? серная кислота; IV ? сбор отработанной серной кислоты; V ? циркулирующий изобутан; VI ? пропан; VII ? н-бутан; VIII ? легкий алкилат; IX ? тяжелый алкилат

Рисунок 12 Принципиальная технологическая схема алкилирования изобутана бутиленом в присутствии серной кислоты

3.12 Установка производства серы

На нефтеперерабатывающих заводах серу получают из технического сероводорода. На отечественных НПЗ сероводород в основном выделяют с помощью 15 %-ного водного раствора моноэтаноламина из соответствующих потоков с установок гидроочистки и гидрокрекинга. Блоки регенерации сероводорода из насыщенных растворов моноэтаноламина монтируют на установках гидроочистки дизельного топлива, керосина или бензина, гидрокрекинга или непосредственно на установках производства серы, куда собирают растворы моноэтаноламина, содержащие сероводород, с большой группы установок. Регенерированный моноэтаноламин возвращается на установки гидроочистки, где вновь используется для извлечения сероводорода.

После извлечения сероводорода его перерабатывают методом Клауса в элементную серу. Процесс Клауса является основным процессом получения серы из сероводорода и основан на окислении сероводорода до серы.

Технологическое оформление процесса зависит при этом от состава кислого газа ? содержания в нем сероводорода и углеводородов. Содержание сероводорода определяет стабильность горения кислого газа: при содержании его выше 45 % (об.) горение стабильное, а если оно ниже, то требуется предпринять соответствующие меры для стабилизации горения (подогрев газа и воздуха и др.). Содержание углеводородов в кислом газе обычно невелико (до 5 % об.) и их наличие значительно увеличивает расход воздуха для горения, объем газов после горения и соответственно размеры оборудования. В зоне высоких температур при горении углеводородов образуется углерод, который снижает качество серы и ухудшает ее цвет. За счет реакций с сероводородом углерод образует CS₂ и COS, которые не подвергаются в дальнейшем конверсии и, попадая в уходящий после процесса Клауса газ, уменьшают выход серы. Большое содержание углекислого газа в кислом газе отрицательно влияет на процесс горения сероводорода.

Принципиальная схема производства серы методом Клауса приведена на рисунке 13.

По этой схеме почти весь кислый газ (95-98 %) подается на первую термическую ступень конверсии, представляющую собой паровой котел газотрубного типа. В зоне горения 1 (топке) этого котла поддерживается давление процесса 0,04-0,05 МПа и температура около 1100 °С, которая снижается до 350 °С после прохождения газами зоны трубного пучка, в котором генерируется водяной пар высокого давления (2,0-2,5 МПа). Затем газ охлаждается в конденсаторе 3 до 185 °С и поступает на вторую ступень. Из низкотемпературных зон термического реактора и охладителя 3 через серозатворы из системы выводится жидкая сера. Максимальный выход серы на первой ступени составляет 60-70 % от общего ее выхода.

Вторая ступень состоит из печи 4 для сжигания оставшейся части кислого газа и превращения оксида серы, содержащегося в газе после первой ступени. Реакции на этой ступени протекают при температуре 240-250 °С в реакторе 5, заполненном катализатором (активированный оксид алюминия). В последнее время стали широко применяться катализаторы на основе диоксида титана (содержание ТiO₂ > 85 %). На выходе из реактора 5 температура достигает 330 °С. Газ затем охлаждается в охладителе до 170 °С с выделением из него сконденсированной серы. Газ из охладителя 6 поступает на третью ступень, вначале в печь 7, где его температура повышается до 220 °С (за счет горения топливного газа III), затем газ проходит реактор 8, в котором температура газа повышается на 20-30 °С (до 250 °С). После этого газ снова охлаждается в охладителе 9, из которого сконденсированная сера отводится через серозатвор, а уходящий газ через сепаратор 10 направляется на дожиг в печь 11. В этой печи при 500-550 °С дожигаются остатки непрореагировавшего сероводорода, после чего хвостовой газ VII выбрасывается через выхлопную трубу. С целью снижения загрязнения атмосферы на многих установках Клауса используют блок очистки хвостового газа по технологии «СКОТ» ? абсорбционным поглощением SО₂ раствором сульфолана и диизопропаноламина.

Степень конверсии сероводорода в процессе Клауса является очень важным параметром, поскольку определяет выход серы и содержание вредных примесей в хвостовом газе.

Наиболее высокая конверсия (до 99,8 %) достигается при температурах 110-120 ^оС. При этом содержание серы в газе на выходе из реактора составляет около 0,05-0,15 г/м³, основная часть этой серы находится в твердом виде.

1, 4, 7 ? печи для сжигания газа; 2 ? термический реактор с узлом генерации водяного пара; 3, 6, 9 ? охладители (конденсаторы); 5, 8 ? реакторы второй и третьей ступени; 10 ? уловитель серы; 11 ? печь дожига; 12 ? блок доочистки газа (процесс «СКОТ»); 13 ? приемная емкость серы; Потоки: I ? кислый газ; II ? воздух; III ? топливный газ; IV ? вода; V ? водяной пар; VI ? сера; VII и VIII ? отходящий и очищенный дымовой газ

Рисунок 13 Принципиальная схема получения серы методом Клауса



3.13 Установка производства водорода

Назначение установки - получение молекулярного водорода для установок процессов переработки нефти. Источником водорода на НПЗ как правило является установка каталитического риформинга. Легко кипящая фракция, поступающая с этой установки, характеризуется высоким соотношением водород/метан; обычно ее подвергают деэтанизации и депропанизации, чтобы повысить концентрацию водорода.

Однако водорода с установки риформинга оказывается недостаточно, чтобы удовлетворить все потребности нефтеперерабатывающего завода. Тогда водород получают на установке конверсии метана с водяным паром, технологическая схема представлена на рисунке 14.

I ? сырье; II ? водяной пар; III ? водород; IV ? двуокись углерода; V ? вода; VI - водный раствор карбоната калия

Рисунок 15 Принципиальная технологическая схема установки для производства водорода



4. Установка гидроочистки

Установки гидроочистки главным своим предназначением имеют улучшение качества топлива за счет удаления серы, смолистых веществ и непредельных соединений.

Гидроочистку бензиновых фракций проводят с целью подготовки сырья для установки каталитического риформинга с целью удаления примесей, являющихся ядами для катализатора. В результате предварительной гидроочистки происходит выделение сероводорода, аммиака и воды. Кроме того, в процессе предварительной гидроочистки гидрируются непредельные углеводороды, что уменьшает отложение кокса и увеличивает срок службы катализаторов [3].

Гидроочистку керосиновых и дизельных фракций проводят с целью снижения содержания серы до норм, установленных стандартом, и для получения товарных топливных дистиллятов с улучшенными характеристиками сгорания и термической стабильности. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив и уменьшается образование осадка при их хранении.

4.1 Установка гидроочистки дизельного топлива

4.1.1 Сырье гидроочистки

К качестве сырья гидроочистки используются следующие фракции: фракция 180-230 °С, фракция 230-350 °С и фракция легкого газойля коксования. Наличие в сырье смолистых веществ приводит к быстрому закоксовыванию катализатора и, как следствие, к снижению его активности, что сокращает длительность службы катализатора. Чем выше содержание сернистых соединений в сырье, тем ниже должна быть объемная скорость его подачи или выше подача водородсодержащего газа (ВСГ). С увеличением молекулярной массы очищаемой фракции уменьшается скорость обессеривания. Повышенное содержание легких фракций в сырье понижает производительность системы. В процессе поступления на установку гидроочистки не должно быть превышение по содержанию влаги до 0,02-0,03 %. Влага оказывает существенное влияние на прочность катализатора, нарушает нормальный режим эксплуатации, повышает интенсивность образования коррозии.

Для всех видов сырья степень обессеривания возрастает с повышением температуры, но до известных пределов. Каждый вид сырья имеет свой максимум температуры, после которого скорость реакции разложения и насыщения непредельных углеводородов увеличивается быстрее, чем скорость реакции гидрирования серных соединений. Избирательность действия катализатора по отношению к сернистым соединениям замедляется, возрастает выход газа, легких продуктов, расход водорода. Увеличивается коксование. Вследствие этого для каждого вида сырья и катализатора существует свой оптимальный интервал температур.

4.1.2 Основные параметры процесса

Температура. Реакции гидрирования сернистых, азот- и кислородсодержащих органических соединений протекают при определенных температурах. Выбор температуры в пределах утвержденной технологической карты зависит от состава и качества сырья, а также от заданного качества получаемой продукции. Гидроочистка дизельного топлива проводится в интервале 370-400 °С. При повышении температуры возрастает степень гидрирования сернистых и непредельных соединений, увеличивается дегидрогенизация нафтенов. Однако при повышении температуры сверх 400 °С интенсивность необходимых реакций гидроочистки заметно снижается, уменьшается выход целевого продукта, усиливаются реакции гидрокрекинга и резко возрастает отложение кокса на катализаторе, что приводит к сокращению срока его действия. Понижение температуры менее 370 °С ведет к затуханию процесса и в конечном итоге к выпуску некондиционной продукции.

Давление. Повышение давления в системе способствует увеличению глубины гидроочистки за счет роста парциального давления водорода, что ведет к замедлению дегидрирования нафтенов, увеличению доли гидрирования олефинов и гидрогенизации ароматических углеводородов. Кроме того, уменьшается закоксовывание катализатора и увеличивается продолжительность его работы. повышение давления сверх 4 МПа не оказывает заметного влияния на процесс. Понижение давления заметно снижает расход водородсодержащего газа, но одновременно уменьшает степень гидрирования сернистых, непредельных и ароматических соединений, присутствующих в сырье. На промышленных установках гидроочистки давление в системе поддерживают в пределах 3-4 МПа. При любом изменении давления следует поддерживать содержание водорода в водородсодержащем газе на максимально возможном уровне.

Объемная скорость подачи сырья определяется отношением объема сырья, подаваемого в реактор за один час, к объему катализатора. Обычно она составляет 4-6 ч^-1. С увеличением объемной скорости уменьшается время пребывания сырья в реакционной зоне (время контакта сырья с катализатором). При этом повышается производительность системы и уменьшается степень обессеривания. При снижении объемной скорости увеличивается время контакта сырья с катализатором и, как следствие, растет глубина очистка топлива. Однако при этом уменьшается производительность, растет коксообразование, снижается длительность работы катализатора.

Кратность циркуляции водородсодержащего газа. При теоретически рассчитанных количествах водорода реакции гидрирования в процессе гидроочистки могут протекать практически полностью, однако их скорость будет очень мала. Поэтому процесс гидроочистки ведут при избыточном количестве водорода. оптимальным считают расход 300-400 м³ водородсодержащего газа с концентрацией водорода не менее 65 % (об.) на 1 м³ сырья. При уменьшении кратности циркуляции снижается степень гидрообессеривания из-за недостатка водорода. увеличение подачи ВСГ сверх оптимальной при незначительном повышении степени очистки приводит к снижению производительности и перегрузке системы.

4.1.3 Катализаторы гидроочистки

Промышленные катализаторы гидроочистки должны удовлетворять
следующим требованиям:

- обладать высокой активностью при гидрогенолизе серо- и азотсодержащих органических соединений без расщепления углеводородов;

- обеспечить высокий выход целевого продукта и, следовательно, обладать высокой селективностью;

- длительно работать при минимальном расходе водорода;

- при обработке тяжелого остаточного сырья быть стойкими к отравлению соединениями металлов, содержащимися в сырье;

- иметь низкую насыпную плотность и высокую механическую прочность как на раздавливание, так и на истирание.

Состав катализаторов оказывает существенное влияние на
избирательность реакций, поэтому соответствующим подбором
катализаторов удается осуществлять управление процессом гидроочистки
моторных топлив в довольно широких пределах.

Гидроочистку дизельных фракций проводят на алюмо-кобальт-молибденовом или алюмо-никель-молибденовом катализаторах, которые нашли широкое распространение в промышленности. Эти катализаторы характеризуются высокой эффективностью в отношении гидрирования сернистых и других соединений. Алюмо-кобальт-молибденовый катализатор состоит из активных компонентов ? оксид кобальта CoO и триоксида молибдена MoO₃, нанесенных на оксид алюминия Al₂O₃. Активными компонентами алюмо-никель-молибденового катализатора являются оксид никеля NiO и триоксид молибдена; носитель ? активный оксид алюминия. Катализаторы применяют в виде гранул неправильной цилиндрической формы размером 4-4,5 мм. Гранулы-таблетки имеют прочность, достаточную для эксплуатации их в реакторах насыпанными в большом слое.

Катализаторы устойчивы в окислительных и восстановительных средах при температурах не выше 600 °С, однако длительное пребывание в тех же условиях, но в атмосфере водяного пара приводит к снижению активности и прочности катализатора. Изменения в свойствах катализатора в присутствии водяного пара происходит вследствие старения и уменьшения активной поверхности оксида алюминия. Свежие катализаторы выпускают и применяют в оксидной форме, но наибольшая их активность проявляется в самом начале процесса гидроочистки, после того как оксиды частично восстановлены и осернены за счет действия водорода и очищаемого сернистого топлива. С целью повышения активности свежего катализатора его подвергают сульфидированию. Для этого применяют сероводород или сероуглерод, подаваемые в небольшом количестве в поток ВСГ. Используют и другие способы осернения катализатора: добавку небольшого количества свободной серы,применение не очищенного от сероводорода циркулирующего ВСГ.

4.1.4 Механизм процесса гидроочистки

В процессе гидроочистки дизельных фракций протекают следующие реакции:

- гидрирование серосодержащих соединений до сероводорода и соответствующего углеводорода;

- гидрирование азотсодержащих соединений с образованием насыщенного углеводорода и аммиака;

- гидрирование кислородсодержащих соединений до образования соответствующих углеводородов и воды.

В процессе гидроочистки происходит гидрирование ненасыщенных и
ароматических углеводородов. Параллельно протекают нежелательные
реакции гидрокрекинга с образованием низкомолекулярных углеводородов, а
также реакции уплотнения с образованием кокса, отлагающегося на
поверхности катализатора.

В зависимости от строения сернистого соединения: меркаптаны,
сульфиды ациклического и циклического строений, дисульфиды и простые
тиофены превращаются в парафины или ароматические углеводороды (УВ) с
выделением сероводорода.

Реакции разложения основных сернистых соединений можно
представить в следующем виде:

- меркаптаны гидрируются до сероводорода и соответствующего УВ;

- cульфиды и дисульфиды гидрируются через образование меркаптанов;

- циклические сульфиды, например тиофан и тиофен, гидрируются с образованием соответствующих алифатических УВ.

Реакции гидрогенизации сернистых соединений характеризуются
разрывом связи C-S и насыщением водородом свободных валентных и
олефиновых связей. Наряду с сернистыми соединениями при гидроочистке
гидрируется значительное количество олефиновых углеводородов, смол,
азотистых и кислородсодержащих соединений и разрушаются
металлоорганические соединения.

Из всех сернистых соединений легче всего гидрируются алифатические
(меркаптаны, сульфиды и другие), труднее всего тиофены. Так при одних и
тех же условиях гидроочистки степень гидрирования алифатических
соединений достигает 95 %, в то время как степень гидрирования тиофенов
составляет 40-50 %.

Устойчивость сернистых соединений увеличивается в следующем
порядке: меркаптаны ?дисульфиды ?сульфиды ?тиофены.

Поскольку процесс гидрообессеривания экзотермический, то есть
протекает с выделением небольшого количества тепла, то эффективность
очистки зависит от температуры, парциального давления водорода,
активности катализатора и других факторов. Повышение парциального
давления водорода значительно увеличивает скорость гидрирования
сернистых соединений.

Одновременно с удалением серы в процессе гидроочистки происходит
разложение азотосодержащих соединений с образованием аммиака.

Аналогично на катализаторе гидроочистки гидрируются
кислородсодержащие соединения.

Также в технологическом процессе гидроочистки протекают
многочисленные реакции с участием углеводородов. К таким реакциям
относятся: изомеризация парафиновых и нафтеновых углеводородов,
насыщение непредельных, гидрокрекинг и другие.

Изомеризация парафиновых и нафтеновых углеводородов происходит
при любых условиях обессеривания, интенсивность гидрокрекинга
усиливается с повышением температуры и давления. При более высоких
температурах и низких давлениях происходит частичное дегидрирование
нафтеновых и дегидроциклизация парафиновых углеводородов. В некоторых
случаях гидрогенизационного обессеривания эти реакции могут служить
источником водорода для реакций собственного обессеривания, то есть
обеспечивают протекание процесса автогидроочистки. Из сопутствующих
обессериванию реакций углеводородов особый интерес представляет
насыщение олефиновых и ароматических углеводородов.

4.1.5 Технологическая схема гидроочистки дизельного топлива

Сырье ? прямогонные фракции, выкипающие при 180-230 °С и 230-350 °С, с блока АВТ и легкий газойль коксования ? поступает на прием насоса Н-301 и подается в тройник смешения с циркулирующим ВСГ, поступающим от центробежного компрессора ЦК-301. Газо-сырьевая смесь проходит теплообменники Т-301 и Т-303, где нагревается потоком газо-продуктовой смеси из реактора, и поступает в трубчатую печь П-301. Нагретая до 380-400 °С газо-сырьевая смесь поступает в реактор Р-301, в котором на алюмо-кобальт-молибденовом катализаторе происходит гидрирование сернистых и азотистых соединений. Газо-продуктовая смесь из реактора Р-301 проходит через трубное пространство теплообменников Т-301 и Т-303,где отдает тепло потоку газо-сырьевой смеси, и охлаждается в воздушном холодильнике Х-302. Охлажденная до 35-40 °С газо-продуктовая смесь поступает в сепаратор С-301, где разделяются нестабильный гидрогенизат и циркулирующий ВСГ.

Нестабильный гидрогенизат через теплообменник Т-304 перетекает в отпарную колонну К-301, а ВСГ с верха сепаратора С-301 поступает в абсорбер К-302 для очистки от сероводорода раствором моноэтаноламина (МЭА). Очищенный ВСГ из через приемный сепаратор С-303 поступает на прием компрессора ЦК-301 и далее на смешение с сырьем. Для поддержания заданной концентрации водорода предусмотрена подача в С-303 ВСГ с секции риформинга. Насыщенный раствор МЭА с низа абсорбера К-302 направляют на блок регенерации МЭА.

Нестабильный гидрогенизат из сепаратора С-301 через трубное пространство теплообменника Т-304, где нагревается за счет тепла стабильного дизельного топлива, подают на 14-ю или 20-ю тарелку стабилизационной колонны К-301. Паровая и газовая фазы с верха К-301 проходят воздушный конденсатор-холодильник ХК-301. Конденсат стекает в сепаратор С-302, где газ отделяется от жидкости, а бензин от воды. Часть бензина из сепаратора С-302 насосом Н-304 подают на орошение К-301, а избыток смешивают с бензиновой фракцией с гидроочистки керосина и дают на отдувку от сероводорода в колонну К-308.

Углеводородные газы с верха сепаратора С-302 поступают на очистку от сероводорода в абсорбер К-303. Очистка осуществляется 15 %-ным раствором МЭА. Насыщенный раствор МЭА с низа К-303 направляют затем на регенерацию. Очищенный углеводородный газ с верха абсорбера К-303 выводят с установки, а частично подают в колонну К-308 для отдувки сероводорода из бензина. Очищенную бензиновую фракцию с низа К-308 откачивают на секцию риформинга.

Гидроочищенное стабильное дизельное топливо с низа колонны К-301 проходит межтрубное пространство теплообменника Т-304, где отдает тепло нестабильному гидрогенизату, затем охлаждается в воздушном холодильнике Х-303 до 50 °С и выводится в парк.

Принципиальная технологическая схема установки гидроочистки дизельного топлива представлена на рисунке 16.

Н-301, Н-304, Н-309 ? насосы; П-301 ? печь; Р-301 ? реактор; К-301 ? отпарная колонна; К-302 ? абсорбер очистки водородсодержащего газа; К-303 ? абсорбер очистки углеводородных газов; К-308 ? колонна отдувки сероводорода из бензина-отгона; ЦК-301 ? центробежный компрессор; Т-301, Т-303, Т-304 ? теплообменники; Х-301, ХК-301 ? аппараты воздушного охлаждения; Х-302, Х-303 ? водяные доохладители; С-301, С-302, С-303 ? сепараторы

Рисунок 16 Принципиальная технологическая схема гидроочистки дизельного топлива

4.1.6 Характеристика продуктов

Целевым продуктом процесса гидроочистки является стабильное дизельное топливо. Выход стабильного дизельного топлива в среднем составляет 97 % (масс.). дизельное топливо по ГОСТ 4749?73 должно содержать не более 0,2 % серы. Побочными продуктами процесса являются отгон (бензин), углеводородный газ (второй ступени сепарации и стабилизации), сероводород и отдуваемый водородсодержащий газ.

Состав углеводородного газа второй ступени сепарации зависит как от характеристики сырья и состава свежего водородсодержащего газа, так и рабочего давления в сепараторе. Состав углеводородного газа стабилизации в основном также зависит от состава свежего водородсодержащего газа. Выход газа колеблется в пределах 0,97-2,3 % (масс.) на сырье.

Сероводород получается в результате очистки циркуляционного водородсодержащего и углеводородных газов от сероводорода. Содержание углеводородов в сероводороде, уходящем с установки, не превышает 2 % (об.). Выход сероводорода зависит от содержания серы в сырье, глубины очистки сырья и газов и колеблется в пределах 0,5-2,5 % (масс.) на сырье. Количество и состав отдуваемого водородсодержащего газа зависит от режима процесса и концентрации водорода в свежем водородсодержащем газе. В качестве «отдува» в топливную сеть сбрасывается очищенный циркуляционный газ.



5. Материальный баланс

Головной установкой предприятия установлена установка гидроочистки дизельного топлива 1500 тыс. тонн в год. Материальный баланс НПЗ и сводный материальный баланс приведены в таблице 2 и 3.

Таблица 2

Материальный баланс НПЗ

Процессы и продукты	% на сырье установки	% на нефть	Тыс. тонн в год
1 Обессоливание нефти
Поступило:
Нефть сырая	101,000	101,000	5 296,976
Получено:
Нефть обессоленная	100,000	100,000	5 244,531
Вода и соли	1,000	1,000	52,445
Всего:	101,000	101,000	5 296,976
2 АВТ
Поступило:
Нефть обессоленная	100,000	100,000	5 244,531
Получено:
Газ и головка стабилизации	2,500	2,500	131,113
Фракция н.к.-62 °С	0,810	0,810	42,481
Фракция 62-85 °С	1,290	1,290	67,654
Фракция 85-105 °С	3,000	3,000	157,336
Фракция 105-140 °С	5,600	5,600	293,694
Фракция 140-180 °С	6,400	6,400	335,650
Фракция 180-230 °С	8,900	8,900	466,763
Фракция 230-350 °С	21,100	21,100	1 106,596
Фракция 350-500 °С	16,900	16,900	886,326
Гудрон	32,800	32,800	1 720,206
Потери	0,700	0,700	36,712
Всего	100,000	100,000	5 244,531
3 Каталитический риформинг и экстракция ароматических УВ
Поступило:
Фракция 62-85 °С	74,000	1,290	67,654
Фракция 85-105 °С	26,000	1,500	78,668
Всего:	100,000	2,790	146,322
Получено:
Бензол	11,700	0,326	17,120
Толуол	11,900	0,332	17,412
Сольвент	3,200	0,089	4,682
Рафинат	56,000	1,562	81,941
ВСГ	5,000	0,140	7,316
(в том числе водород)	1,100	0,031	0,031
Процессы и продукты	% на сырье установки	% на нефть	Тыс. тонн в год
Головка стабилизации	4,900	0,137	7,170
Газ	6,000	0,167	8,779
Потери	1,300	0,036	1,902
Всего:	100,000	2,790	146,322
4 Каталитический риформинг
Поступило:
Фракция 85-105 °С	9,000	1,500	78,668
Фракия 105-140 °С	50,000	5,600	293,694
Фракция 140-180 °С	35,000	4,480	234,955
Бензины-отгоны гидроочистки	6,000	0,672	35,217
Всего:	100,000	12,252	642,534
Получено:
Катализат	83,000	10,169	533,303
ВСГ	5,000	0,613	32,127
(в том числе водород)	1,100	0,135	7,068
Головка стабилизации	5,000	0,613	32,127
Газ	6,000	0,735	38,552
Потери	1,000	0,123	6,425
Всего:	100,000	12,252	642,534
5 Гидроочистка керосина
Поступило:
Фракция 140-180 °С	45,000	1,920	100,695
Фракция 180-230 °С	55,000	7,120	373,411
ВСГ	1,200	0,155	8,147
(в том числе водород)	0,300	0,039	2,037
Всего:	101,20	9,195	482,253
Получено:
Гидроочищенный керосин	97,200	8,832	463,191
Бензин-отгон	1,500	0,136	7,148
Сероводород	0,100	0,009	0,477
Газ	2,000	0,182	9,531
Потери	0,400	0,036	1,906
Всего:	101,200	9,195	482,253
6 Гидроочистка дизельных фракций (летнее)
Поступило:
Фракция 180-230 °С	10,000	1,780	93,353
Фракция 230-350 °С	72,000	21,100	1 106,596
Легкий газойль коксования	17,900	5,198	272,635
ВСГ	1,800	0,523	27,416
(в том числе водород)	0,400	0,116	6,092
Всего:	101,700	28,601	1 500,000
Процессы и продукты	% на сырье установки	% на нефть	Тыс. тонн в год
Получено:
Гидроочищенное дизельное топливо	97,100	27,308	1432,153
Бензин-отгон	1,100	0,309	16,224
Сероводород	0,800	0,225	11,799
Газ	2,300	0,647	33,923
Потери	0,400	0,112	5,900
Всего:	101,700	28,601	1500,000
7 Адсорбционная депарафинизация дизельного топлива (зимнее)
Поступило:
Гидроочищенное дизельное топливо	100,000	10,923	572,861
Водород	1,000	0,109	5,729
Всего:	101,000	11,032	578,590
Получено:
Дизельное топливо зимнее	80,300	8,771	460,008
Промежуточная фракция	9,100	0,994	52,130
Парафин жидкий	11,200	1,223	64,160
Потери	0,400	0,044	2,291
Всего:	101,000	11,032	578,590
8 Газофракционирование предельных газов
Поступило:
Газ и головка АВТ	60,000	2,500	131,113
Головка каталитическогориформинга	40,000	0,749	39,297
Всего:	100,000	3,249	170,410
Получено:
Пропан	22,700	0,738	38,683
Изобутан	16,100	0,523	27,436
н-бутан	33,000	1,072	56,235
Изопентан	7,500	0,244	12,781
н-пентан	11,000	0,357	18,745
Газовый бензин	1,800	0,058	3,067
Газ	6,500	0,211	11,077
Потери	1,400	0,045	2,386
Всего:	100,000	3,249	170,410
9 Изомеризация
Поступило:
Фракция н.к.-62 °С	91,000	0,810	42,481
Пентан с ГФУ	9,000	0,357	18,745
ВСГ	1,100	0,044	2,291
Процессы и продукты	% на сырье установки	% на нефть	Тыс. тонн в год
(в том числе водород)	0,200	0,008	0,417
Всего:	101,100	1,211	63,517
Получено:
Изопентан	69,800	0,836	43,852
Изогексан	26,300	0,315	16,523
Газ	4,000	0,048	2,513
Потери	1,000	0,012	0,628
Всего:	101,100	1,211	63,517
10 Производство битумов
Поступило:
Гудрон	75,000	11,480	602,072
Фракция 350-500 °С	25,000	1,690	88,633
ПАВ	4,000	0,270	14,181
Всего:	104,000	13,440	704,886
Получено:
Битумы дорожные	74,000	9,563	501,553
Битумы строительные	26,900	3,476	182,321
Отгон	1,000	0,129	6,778
Газы окисления	1,100	0,142	7,456
Потери	1,000	0,129	6,778
Всего:	104,000	13,440	704,886
11 Кат.крекинг с блоком предварительной гидроочистки сырья
Блок гидроочистки
Поступило:
Фракция 350-500 °С	50,000	15,210	797,693
Деасфальтизат с деасфальтизации гудрона	50,000	1,968	103,212
Водород с водородной установки	1,500	0,456	23,931
Всего:	101,500	17,634	924,836
Получено:
Гидроочищенный вакуум-дистиллят	95,000	16,505	865,610
Бензин-отгон	1,300	0,226	11,845
Сероводород	2,300	0,400	20,957
Газ	1,900	0,330	17,312
Потери	1,000	0,174	9,112
Всего:	101,500	17,634	924,836
Блок каталитического крекинга
Поступило:
Гидроочищенный вакуум-дистиллят	100,000	16,505	865,610
Процессы и продукты	% на сырье установки	% на нефть	Тыс. тонн в год
Всего:		16,505	865,610
Получено:
Газ и головка стаблизации	16,000	2,641	138,498
Бензин	50,000	8,253	432,805
Легкий газойль (фракция 180-280 °С)	9,000	1,485	77,905
Тяжелый газойль (фракция 280-420°С) - сырье для производства технического углерода	11,000	1,816	95,217
Фракция выше 420 °С	10,400	1,717	90,023
Кокс выжигаемый и потери	3,600	0,594	31,162
Всего:	100,000	16,505	865,610
12 Деасфальтизация гудрона
Поступило
Гудрон	100,000	4,920	258,031
Всего:	100,000	4,920	258,031
Получено:
Асфальт на замедленное коксование	58,000	2,854	149,658
Деасфальтизат на каталитический крекинг	40,000	1,968	103,212
Потери	2,000	0,098	5,161
Всего:	100,000	4,920	258,031
13 Коксование
Поступило:
Гудрон	40,000	2,854	149,658
Асфальт с установки деасфальтизации	60,000	16,400	860,103
Всего:	100,000	19,254	1009,761
Получено:
Газ и головка стабилизации	8,600	1,656	86,839
Бензин	12,400	2,387	125,210
Легкий газойль	27,000	5,198	272,635
Тяжелый газойль	25,000	4,813	252,440
Кокс	24,000	4,621	242,343
Потери	3,000	0,578	30,293
Всего:	100,000	19,254	1 009,761
14 Газофракционирование непредельных газов
Поступило:
Газ и головка каталитического крекинга	65,000	2,641	138,498
Газ и головка коксования	35,000	1,656	86,839
Всего:	100,000	4,297	225,337
Процессы и продукты	% на сырье установки	% на нефть	Тыс. тонн в год
Получено:
Пропан-пропиленовая фракция	28,000	1,203	63,094
Бутан-бутиленовая фракция	29,000	1,246	65,348
Газовый бензин (С5 и выше)	6,500	0,279	14,647
Газ	33,500	1,439	75,488
Потери	3,000	0,129	6,760
Всего:	100,000	4,297	225,337
15 Алкилирование
Поступило:
Бутан-бутиленовая фракция	100,000	1,246	65,348
(в том числе изобутан)	40,000	0,498	26,139
Всего:	100,000	1,246	65,348
Получено:
Легкий алкилат	70,000	0,872	45,743
Тяжелый алкилат	8,000	0,100	5,228
Пропан	3,000	0,037	1,960
Бутан-пентаны	16,000	0,199	10,456
Потери	3,000	0,037	1,960
Всего:	100,000	1,246	65,348
16 Производство серы
Поступило:
Сероводород	100,000	0,634	33,233
Всего:	100,000	0,634	33,233
Получено:
Сера элементарная	97,000	0,615	32,236
Потери	3,000	0,019	0,997
Всего:	100,000	0,634	33,233
17 Производство водорода
Поступило:
Сухой газ	15,000	0,464	24,336
Хим.очищенная вода (на реакцию)	85,000	2,629	137,904
Всего:	100,000	3,094	162,240
Получено:
Водород технический, 96 %	18,200	0,563	29,528
(в том числе водород 100 %)	17,9	0,554	29,041
Двуокись углерода	77,600	2,401	125,899
Потери	4,200	0,130	6,814
Всего:	100,000	3,094	162,240

Таблица 3

Сводный материальный баланс НПЗ

Компоненты	Топливный вариант с глубокой переработкой	Тыс.тонн в год
Поступило:
Нефть обессоленная <...

Подобные документы

• Расчет нефтехимического блока переработки нефти и установки гидроочистки

  Характеристика нефти, фракций и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива. Расчет теплообменников разогрева сырья, реакторного блока, сепараторов.
  
  курсовая работа [178,7 K], добавлен 07.11.2013
  

• Проект установки гидроочистки дизельного топлива

  Знакомство с функциями реактора гидроочистки дизельного топлива Р-1. Гидроочистка как процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре. Характеристика проекта установки гидроочистки дизельного топлива.
  
  дипломная работа [2,0 M], добавлен 12.01.2014
  

• Установка гидроочистки дизельного топлива

  Технологический расчет реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива. Научно-технические основы процесса гидроочистки. Концентрация водорода в циркулирующем газе. Реакции сернистых, кислородных и азотистых соединений. Автоматизация процесса.
  
  курсовая работа [46,0 K], добавлен 06.11.2015
  

• Гидроочистка дизельного топлива

  Основы гидроочистки топлив. Использование водорода в процессах гидроочистки. Требования к качеству сырья и целевым продуктам. Параметры гидроочистки, характеристика продуктов. Описание установки гидроочистки Л-24-6. Технологическая схема установки Г-24/1.
  
  курсовая работа [305,2 K], добавлен 19.06.2010
  

• Топливно-химический блок нефтеперерабатывающего завода мощностью 8 млн. тонн нефти в год. Установка гидроочистки ДТ

  Физико-химические свойства нефти и ее фракций, возможные варианты их применения. Проектирование топливно-химического блока нефтеперерабатывающего завода и расчет установки гидроочистки дизельного топлива для получения экологически чистого продукта.
  
  курсовая работа [176,5 K], добавлен 07.11.2013
  

• Технология очистки дизельного топлива

  Изучение экстракционной технологии производства экологически чистого дизельного топлива. Описание технологической схемы получения очищенного топлива. Расчет реактора гидроочистки дизельной фракции, стабилизационной колонны и дополнительного оборудования.
  
  курсовая работа [1,3 M], добавлен 24.01.2012
  

• Проект реконструкции установки гидроочистки дизельного топлива с увеличением производительности до 2450000 тонн в год по сырью

  Реконструкция установки гидроочистки дизельных топлив ЛЧ-24/2000 с увеличением производительности до 2450000 тонн в год по сырью. Расчет материального и энергетического балансов, технологический и механический расчет реакционного аппарата, оборудования.
  
  дипломная работа [674,0 K], добавлен 15.02.2017
  

• Материальный баланс нефтеперерабатывающего завода

  Составление материального баланса установок вторичной перегонки бензина, получения битумов и гидроочистки дизельного топлива. Расчет количества гудрона для замедленного коксования топлива. Определение общего количества бутан-бутиленовой фракции.
  
  контрольная работа [237,7 K], добавлен 16.01.2012
  

• Схема глубокой переработки нефти и установка гидроочистки

  Характеристика нефти и ее основных фракций. Выбор поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет реакторного блока, сепараторов, блока стабилизации, теплообменников подогрева сырья. Материальный баланс установок. Охрана окружающей среды на установке.
  
  курсовая работа [446,7 K], добавлен 07.11.2013
  

• Автоматизация процесса гидроочистки дизельного топлива

  Общая характеристика и описание схемы процесса гидроочистки ДТ. Выбор параметров контроля, регулирования, сигнализации, противоаварийной защиты и алгоритмов управления. Регуляторы и средства отображения информации. Контроль и регистрация давления.
  
  курсовая работа [71,2 K], добавлен 01.06.2015
  

• Оценка уровня качества дизельного топлива

  Назначение, область применения и классификация дизельного топлива. Основные этапы промышленного производства ДТ. Выбор номенклатуры показателей качества дизельного топлива. Зависимость вязкости топлива от температуры, степень чистоты, температура вспышки.
  
  курсовая работа [760,9 K], добавлен 12.10.2011
  

• Проект установки гидрооочистки/депарафинизации. Расчет реактора депарафинизации

  Установка гидроочистки/депарафинизации дизельного топлива. Реакторное оборудование для нефтепереработки. Тепловой расчет реактора. Определение количества катализатора. Расчет номинальной толщины стенки обечайки, штуцеров, опоры. Выбор крышки и днища.
  
  курсовая работа [587,5 K], добавлен 09.04.2014
  

• Производство бензина

  Схема переработки нефти. Сущность атмосферно-вакуумной перегонки. Особенности каталитического крекинга. Установка каталитического риформинга с периодической регенерацией катализатора компании Shell. Определение качества бензина и дизельного топлива.
  
  презентация [6,1 M], добавлен 22.06.2012
  

• Этапы проектирования химического реактора

  Принципы и критерии проектирования химических реакторов. Сущность промышленного процесса каталитической гидродепарафинизации. Основные реакции гидрирования углеводородов, принципы гидроочистки. Расчет реакторов гидропарафинизации дизельного топлива.
  
  курсовая работа [123,9 K], добавлен 02.08.2015
  

• Разработка поточной схемы НПЗ переработки чеховской нефти производительностью 5 млн т/год с получением максимального количества реактивного топлива. Описание установки гидрокрекинга

  Требования к товарным нефтепродуктам. Материальные балансы установок, описание технологической установки гидрокрекинга. Обоснование выбора схемы завода, расчёт октанового числа бензина смешения. Специфика нефтепродуктов, расчёт глубины переработки нефти.
  
  курсовая работа [1,5 M], добавлен 17.10.2021
  

• Переработка нефти на атмосферно-вакуумных трубчатых установках

  Характеристика перерабатываемой нефти, построение кривых разгонки. Выбор ассортимента получаемых продуктов. Материальный баланс установки. Расчет температуры вывода бокового погона в зоне вывода дизельного топлива, конденсатора воздушного охлаждения.
  
  курсовая работа [837,2 K], добавлен 31.01.2016
  

• Варианты переработки нефти

  Общая характеристика нефти, определение потенциального содержания нефтепродуктов. Выбор и обоснование одного из вариантов переработки нефти, расчет материальных балансов технологических установок и товарного баланса нефтеперерабатывающего завода.
  
  курсовая работа [125,9 K], добавлен 12.05.2011
  

• Способы и технологии подачи топлив в цилиндры в газодизельных двигателях

  Тенденции развития мирового двигателестроения. Поиск патентной документации. Применение одновременно газового и дизельного топлива в ДВС с воспламенением от сжатия. Конструкция комбинированной форсунки. Регулирование подачи газового и дизельного топлива.
  
  отчет по практике [1,1 M], добавлен 12.02.2014
  

• Расчет вакуумной колонны для переработки мазута по масляному варианту производительностью 5 млн. тонн в год

  Основы процесса ректификации. Физико-химические свойства нефти и составляющих ее фракций. Выбор варианта переработки нефти. Расчет материального баланса и температурного режима установки. Определение теплового баланса вакуумной колонны и теплообменника.
  
  курсовая работа [127,6 K], добавлен 09.03.2012
  

• Установка атмосферно-вакуумных трубчатых установок для переработки ашировской нефти

  Характеристика перерабатываемой смеси. Построение кривых разгонки нефти. Выбор и обоснование технологической схемы установки. Технологический расчет основной атмосферной колонны. Расчет доли отгона сырья на входе и конденсатора воздушного охлаждения.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 18.09.2013
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам