Деятельность нефтеперерабатывающего завода

нефть баланс завод

Нефтеперерабатывающая отрасль является важнейшим звеном нефтяного комплекса России, определяющим эффективность использования углеводородного сырья, обеспечивающего потребность страны в моторных топливах, смазочных маслах и других нефтепродуктах, без которых невозможно функционирование государственной инфраструктуры, и гарантирующим экономическую и стратегическую безопасность государства. Жизнедеятельность экономических регионов практически полностью зависит от нормального обеспечения их моторными топливами и другими нефтепродуктами.

Глубина переработки нефти на предприятиях России составляет около 70%, тогда как в развитых странах Запада она достигает 80−95%, что объясняется низкой долей углубляющих процессов на отечественных заводах, не превышающей 13% от объема переработки нефти (против 55% - на заводах США). Вследствие этого, на российских заводах ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как производство топочного мазута составляет более 30% от объема перерабатываемой нефти. Качество нефтепродуктов далеко не в полной мере отвечает современным требованиям, особенно по экологическим характеристикам.

Таким образом, НПЗ России в первое десятилетие ХХI века должны решить две сложные, взаимосвязанные проблемы:

· существенно углубить переработку нефти за счет развития новых деструктивных процессов переработки вакуумных дистиллятов и нефтяных остатков;

· улучшить экологические и эксплуатационные характеристики моторных топлив за счет широкого освоения процессов, обеспечивающих производство высокооктановых «экологически чистых» компонентов автобензинов, а также облагораживания средних нефтяных дистиллятов, в том числе полученных деструктивными процессами переработки остатков с выработкой глубоко очищенного дизельного топлива.

Решение указанных задач возможно лишь на базе коренной модернизации отечественных НПЗ (реконструкция действующих установок, строительство новых, современных установок по переработки нефти), что требует весьма значительных инвестиций. При этом следует учитывать, что нефтеперерабатывающие заводы имеют самый высокий уровень износа основных производственных фондов — 80% против 60−70% в других отраслях ТЭК.

Источником средств для модернизации нефтеперерабатывающих заводов может явиться экспорт нефтепродуктов (вместо существующего в настоящее время экспорта сырой нефти). Это окажется возможным лишь при широком развитии топлив, отвечающих современным требованиям, на отечественных НПЗ. Для обеспечения такого производства потребуется осуществление ряда мер, к числу которых должны относиться как экономические (стимулирование производства «экологически чистой» продукции, что сделает невыгодным выработку моторных топлив, не отвечающих современным требованиям), так и организационные[1].

1. Характеристика нефти и нефтепродуктов

Нефтяные месторождения на р. Ухте в Коми АССР известны с конца XVII века, но освоение их началось только после Великой Октябрьской социалистической революции. В настоящее время этот район является перспективным нефтегазоносным районом.

Основные месторождения нефти и газа размещаются в Тимано-Печорской провинции. Границами ее являются на западе Тиманский кряж, на востоке и северо-востоке — Северный и Полярный Урал с его продолжением хребтом Пай-Хой, на севере — Печорское море, на юге — погруженная часть Тиманского кряжа и поднятие Полюдова камня (рис. 1). Наличие крупных глубоких впадин Предуральского прогиба, а также не менее крупных внутриплатформенных впадин обусловливает высокие перспективы нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции.

Особый интерес представляют Печорская депрессия и Верхне-Печорская впадина, так как на них расположена большая часть известных нефтяных месторождений этого района.

В геологическом построении Печорской депрессии участвуют отложения палеозоя и мезозоя. Однако благоприятные условия геологического развития Тимано-Печорской провинции для образования углеводородов были в палеозойское время. Это подтверждается открытием залежей нефти и газа только в палеозойских отложениях. В мезозое залежи нефти и газа не установлены.

За все прошедшее время геологоразведочные работы в Тимано-Печорской провинции были проведены только в южной ее части. В северной части проводились в основном геологопоисковые работы и параметрическое бурение, в результате чего открыто только одно нефтяное месторождение (Усинское) и два газовых. В южной части провинции, на западном борту Печорской депрессии известны Западно-Тэбукское и Джъерское нефтяные месторождения, а также газонефтяные Нижнеи Верхне-Омринское. В центральной части депрессии на Мичаюском валу расположены пять нефтяных месторождений — Лемьюское, Мичаюское, Северо-Савиноборское, Восточно-Савиноборское и Пашнинское. В Верхне-Печорской впадине на широте Савиноборских месторождений открыто крупное Вуктыльское газрконденсатное месторождение. Залежи газа и конденсата приурочены здесь к верхне-пермским отложениям. На восточном склоне Тиманского кряжа находится одиннадцать газовых и газоконденсатных мелких месторождений. Кроме того, на этом склоне имеются три нефтяных месторождения — Ярегское, Чибьюское и Верхне-Чутинское.

Следует отметить, что основные нефтяные залежи области приурочены к отложениям верхнего и среднего девона. Небольшие залежи нефти разведаны в силурийских (Западный Тэбук) и в пермских отложениях (Пашнинское и Исаковское месторождения), а также в каменноугольной системе (Усинское месторождение).

Нефти Коми АССР, Характеристика которых приведена в справочник содержат меньше серы, чем основные нефти Волго-Уральской области, такие как туймазинская и ромашкинская. Так, содержание серы в западнотэбукской и джъерской нефтях составляет 0,70%, в войвожской и нижнеомринской — 0,22−0,47% и только в ярегской содержание серы — 1%, в то время как в туймазинской и ромашкинской нефтях — 1,5−1,7%. б

Большинство нефтей Коми АССР — малосмолистые и отличаются высоким выходом светлых продуктов. Исключение составляет нефть Ярегского месторождения, которая является высокосмолистой и содержит незначительное количество бензиновых фракций.

В бензиновых фракциях основных нефтей содержание ароматических углеводородов несколько выше, чем в аналогичных фракциях ромашкинской нефти. Дистилляты, выкипающие до 180 °C, являются благоприятным сырьем для каталитического риформинга, так как содержат значительное количество нафтеновых углеводородов (30−40%). Из отдельных нефтей рассматриваемого района могут быть получены после гидроочистки осветительные керосины, а также дизельные летние топлива и топочные мазуты различных марок. Из западнотэбукской и джъерской нефтей можно получить 20−18% базовых дистиллятных и остаточных масел с индексом вязкости 84−86. Ярегская нефть является благоприятным сырьем для битума.

Согласно технологической классификации, основные нефти Коми АССР по содержанию серы в нефтях и нефтепродуктах относятся ко II классу, по потенциальному содержанию топлив — к типу Т₁ и лишь ярегская — к типу Т₃. В зависимости от потенциального содержания в них базовых дистиллятных и остаточных масел эти нефти относятся к группе М₃ и. по качеству базовых масел — к подгруппе И₂, по содержанию парафина — к видам П₁, П₂, П₃.

По технологической индексации нефть обозначают по классу (содержание серы), типу (содержание фракций до 350⁰С), группе (потенциальная массовая доля базовых масел), подгруппе (индекс вязкости базовых масел) и виду (содержание парафина). Таким образом, западнотэбукская нефть имеет следующий шифр технологической характеристики: 2.1.3.2.2.

Физико-химическая характеристика нефти западнотэбукской нефти

Плотность (₄²⁰) 0,8490

Молекулярная масса, г/моль 267

Вязкость, сСт при 20 °C 13,76

при 50 °C 5,72

Температура застывания (с обработкой),°С -14

Содержание (% масс.): парафина 3,75

cеры 0,70

азота 0,17

смол

— сернокислотных 28

— силикагелевых 13,7

асфальтенов 1,54

Коксуемость, % 3,71

Выход фракций (% масс.) до 200 °C 26,0

до 350 °C 50,0

Таблица 1. Состав газов (до С₄), растворенных в нефти.

Разгонка (ИТК) западнотэбукской нефти в аппарате АРН-2 представлена на рисунке 1. и в таблице 2.

Таблица 2. Разгонка (ИТК) западнотэбукской нефти в аппарате АРН-2

Рис. 1. Разгонка (ИТК) западнотэбукской нефти

2/ Характеристика нефтепродуктов

Таблица 3. Характеристики автомобильных бензинов (ГОСТ 2084-77)

Бензиновые фракции могут быть использованы как компонент товарного бензина, подвергаться вторичной разгонке для получения узких фракций и дальше идти на установку каталитического риформинга или являться сырьем пиролиза. Современные автомобильные и авиационные бензины должны удовлетворять ряду требований, обеспечивающих экономичную и надежную работу двигателей, и требованиям эксплуатации:

· иметь хорошую испаряемость, позволяющую получить однородную топливовоздушную смесь оптимального состава при любых температурах;

· иметь групповой углеводородный состав, обеспечивающий устойчивый, антидетонационный процесс сгорания на всех режимах работы двигателя;

· не изменять своего состава и свойств при длительном хранении и не оказывать вредного влияния на детали топливной системы, резервуары, резинотехнические изделия и др.

Таблица 4. Характеристика фракций, выкипающих до 200 ⁰С

Таблица 5. Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 ⁰С

Таблица 6. Характеристика фракций, служащих сырьем каталитического риформинга

4. Характеристика керосиновых дистиллятов

Таблица 7. Характеристика реактивных топлив (ГОСТ 10 227−86)

Керосиновые фракции могут быть использоваться как топливо для реактивных и тракторных карбюраторных двигателей, для освещения. Реактивные топлива должны обладать следующими основными свойствами:

· хорошей испаряемостью для обеспечения полноты сгорания;

· высокой полнотой и теплотой сгорания, предопределяющие дальность полета самолета;

· хорошими прокачиваемостью и низкотемпературными свойствами для обеспечения подачи топлива в камеру сгорания;

· низкой склонностью к образованию отложений, характеризуемой высокой термической и термоокислительной стабильностью;

· хорошей совместимостью с материалами: низкие противокоррозионные свойства по отношению к металлам и отсутствие воздействия на резиновые технические изделия;

· хорошими противоизносными свойствами, обуславливающие небольшое изнашивание деталей топливной аппаратуры;

· антистатическими свойствами, препятствующими накоплению зарядов статического электричества, что обеспечивает пожаробезопасность при заправке летательных аппаратов.

Таблица 8. Характеристика керосиновых дистиллятов

5. Характеристика дизельных топлив

Дизельные фракции могут быть использованы как топливо для дизельных двигателей. Основные эксплуатационные показатели дизельных топлив являются:

· цетановое число, определяющее высокие мощности и экономические показатели работы двигателя;

· фракционный состав, определяющий полноту сгорания, дымность и токсичность отработанных дымовых газов;

· вязкость и плотность, обеспечивающие нормальную подачу топлива, распыление в камере сгорания и работоспособность системы фильтрования;

· низкотемпературные свойства, определяющие функционирование системы питания при отрицательных температурах окружающей среды и условия хранения топлива;

· степень чистоты, характеризующая надежность работы фильтров грубой очистки и цилиндропоршневой группы двигателя;

· температура вспышки, определяющая условия безопасности применения топлива в дизелях;

· наличие сернистых соединений, непредельных углеводородов и металлов, характеризующие нагарообразование коррозию и износ.

Таблица 9. Характеристики дизельного топлива (ГОСТ 505−52)

Таблица 10. Характеристика дизельных топлив

6. Выбор светлых атмосферных дистиллятов

Приведенные свойства фракций показывают, что из фракций, получаемых атмосферной перегонкой могут быть получены следующие продукты:

фр. 120−240 — топлива ТС-1, РТ;

фр. 150−280 — топливо Т-8В;

фр. 150−240 — топливо РТ;

фр. 150−320 (350) — топлива дизельные марок Л, З, А;

фр. 200−350 — топлива дизельные марок Л, З;

фр. 240−320 (350) — топлива дизельные марок Л, З.

Приемлемый вариант переработки с выработкой авиакеросина — отгонка от нефти фракций НК-150, 150−240 и 240−350. Но так как требуется получить максимальный выход именно моторных топлив, целесообразно отказаться от получения авиакеросина с тем, чтобы расширить фонд бензина и дизельного топлива. Т.о. фракции, отбираемые от нефти в атмосферной колонне — НК-180 и 180−350.

Характеристика мазутов, остатков, сырья для деструктивных процессов

Мазут — остаток атмосферной перегонки — выкипающий выше 350 °C, может использоваться как котельное топливо или сырье установок вакуумной перегонки и термического крекинга.

Вакуумные дистилляты (вакуумные газойли) выкипают в пределах 350−500°С и используются как сырье каталитического крекинга и гидрокрекинга; на нефтеперерабатывающих заводах масляного профиля получают несколько (два-три) вакуумных дистиллятов, используемые для выработки базовых масел.

Гудрон — остаток вакуумной перегонки, выкипает при температуре выше 500 °C, используется как сырье установок термического и каталитического крекинга, коксования, производства битума и масел.

Таблица 11. Характеристика сырья для деструктивных процессов

Таблица 12. Характеристика вакуумного газойля (сырья для каталитического крекинга)

Поскольку, темой данного курсового проекта является разработка варианта комплексной переработки западнотэбукской нефти с максимальным выходом моторных топлив, то мазут данной нефти необходимо подвергнуть вакуумной перегонке на установке ВТ и получить вакуумный дистиллят и гудрон. А уже их направлять на процессы деструктивной переработки (каталитический крекинг, коксование, гидрокрекинг и др.). Проанализировав вышесказанное, можно придти к выводу, что фракцию 350−500°С нефти необходимо отправить на каталитический крекинг. В процессе получаются высокооктановый компонент бензина, легкий газойль, который можно использовать как компонент дизельного топлива или как сырье установки гидрокрекинга, что позволит практически весь легкий газойль превратить в бензин. Также на этой установке получают тяжелый газойль, который можно использовать как котельное топливо или как сырье установок гидрокрекинга или коксования. Гудрон, полученный из западнотэбукской нефти на установке АВТ, для получения дополнительных количеств бензина можно отправить в качестве сырья установки замедленного коксования, висбрекинга или каталитического крекинга (после деасфальтизации).

7. Обоснование выбора поточной схемы завода

Производство нефтепродуктов и нефтехимического сырья из нефти организованно на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ). Современные нефтеперерабатывающие заводы должны отвечать следующим требованиям:

· обладать высокой пропускной способностью и минимальным числом единичных технологических установок с использованием комбинированных систем;

· осуществлять комплексную переработку нефти с минимальной долей отходов; обеспечить высокое качество получаемых продуктов при максимальной рентабельности;

· использовать безотходную технологию с учетом экологических требований.

Переработка нефти на НПЗ осуществляется с помощью различных технологических процессов, которые условно могут быть разделены на следующие группы:

· первичная перегонка нефти;

· термические процессы;

· термокаталитические процессы;

· процессы переработки нефтяных газов;

· процессы производства масел и парафинов;

· процессы производства битумов, пластичных смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода;

· процессы производства ароматических углеводородов.

В зависимости от ассортимента получаемой продукции, сочетания технологических производств, характера схемы переработки нефтеперерабатывающие заводы делят на

· топливные;

· топливно-масляные;

· заводы с нефтехимическими производствами.

При выборе поточной схемы завода, определяющей его структуру, т. е. входящие в его состав технологические установки, учитывают целый ряд факторов. Основные из них следующие:

· потребность в тех или иных нефтепродуктах в крупных районах их потребления; в настоящее время районы сооружения отечественных НПЗ соответствуют районам максимального потребления нефтепродуктов, что сокращает расходы на их транспортирование

· оптимального соотношение производимых нефтепродуктов — бензина, реактивного, дизельного, котельного топлива;

· потребность нефтехимической промышленности в отдельных видах сырья или полупродуктов;

· наличие или отсутствие других доступных энергетических ресурсов, позволяющих обеспечить минимальное использование нефти в качестве котельного топлива;

· качество перерабатываемой нефти, обусловливающее долю гидрогенизационных процессов, возможность производства битумов и т. д.;

· гибкость отдельных процессов, позволяющая при необходимости изменять ассортимент получаемых продуктов.

Как уже отмечалось, физико-химические свойства нефтей и составляющих их фракций оказывают влияние на выбор ассортимента и технологию получения нефтепродуктов. При определении направления переработки нефти стремятся по возможности максимально полезно использовать индивидуальные природные особенности их химического состава.

Так, на рисунке 1.2. представлен топливный вариант глубокой переработки западнотэбукской нефти.

Сырая нефть поступает на установку ЭлОУ-АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка с установкой электрообессоливания и обезвоживания нефти), где происходит её разделение на следующие фракции: НК-85, 85−120, 120−180, 180−350, 350−500 и остаток — гудрон. Газы после первичной переработки направляются на ГФУ предельных газов для разделения на индивидуальные углеводороды; фракция до 85 ⁰С — на установку изомеризации Penex, на которой получается изомеризат с ИОЧ около 90 пунктов. Фракции 85−120 и 120−180 направляются на установку риформинга бензина по технологии Octanizing, которая характеризуется повышенным выходом, октановым числом риформата и повышенным выходом водорода. Раздельное направление фракций на установки риформинга необходимо для более эффективного управления процессом риформинга. Кроме того, имеются сведения, что при таком подходе снижается содержание бензола в риформате без уменьшения ИОЧ. Дизельная фракция 180−350°С подается на гидроочистку для снижения содержания серы. Температура застывания этой фракции составляет -18°С, т. е. для получения летнего ДТ депарафинизация не требуется. Для получения зимнего ДТ необходима депарафинизация фракции. Для этого выберем установку депарафинизации Parex, как наиболее распространенную и эффективную. Фракция вакуумного газойля (350−500°С) направляется на установку каталитического крекинга FCC с предварительной гидроочисткой сырья для увеличения выхода бензина. Остаток >500°С поступает на установку каталитического крекинга RCC с деасфальтизацией и гидроочисткой сырья. Бензин с этих установок используют как компонент высокооктанового автобензина, легкий газойль каталитического крекинга используются как сырье гидрокрекинга по технологии Shevron, что позволяет получить дополнительное количества бензина. Этот бензин поступает на установку вторичной перегонки бензина. Тяжелый газойль каталитического крекинга и асфальт с блока деасфальтизации установки RCC поступают на установку замедленного коксования. Выбор именно это этой схемы переработки гудрона обусловлен его высокой коксуемостью (23,8%), из-за чего его невозможно подвергнуть гидрокрекингу или каталитическому крекингу без предварительной деасфальтизации. Кроме того, приоритетным является получение максимального количества моторных топлив, что исключает применение висбрекинга (низкий выход и качество светлых дистиллятов).

Газы с каталитического крекинга и коксования идут на ГФУ непредельных газов для разделения на фракции С₃, С₄, С₁-С₂ + сероводород. Пропан-пропиленовая фракция поступает на установку алкилирования изобутана с образованием высокооктановой бензиновой фракции. Выделяющийся пропан является товарным продуктом. Бутан-бутиленовая фракция поступает на установку фтористоводородного алкилирования по технологии Phillips Petroleum, где получается высокооктановый компонент автобензина. Выбор установки обусловлен отсутствием в продуктах тяжелого алкилата, повышенным октановым числом и выходом алкилата. Выделяющийся н-бутан является товарным продуктом.

На установку ГФУ предельных газов поступают газы различных процессов — АВТ, гидроочистки, риформинга, изомеризации, гидрокрекинга, где они разделяются на сухой газ, пропан, бутан и изобутан. Сухой газ после очистки от сероводорода используют как бытовой газ или топливо для заводских печей. Пропан и бутан являются товарными продуктами и используются как газовое топливо для ДВС, изобутан подается на установку фтористоводородного алкилирования.

Поскольку в схеме завода присутствует две установки и два блока гидроочистки (на установках каталитического крекинга), образуется значительное количество отгона гидроочисток. Отгоны гидроочисток разделяются на бензиновую, дизельную и вакуумную фракции, которые перерабатываются по схеме переработки соответствующих прямогонных фракций.

Присутствие гидрокрекинга и четырех гидроочисток, при наличии установок риформинга, не вызывает необходимость в отдельной установке по производству водорода. Далее это будет подтверждено расчетом.

Для выделения сероводорода из газов различных процессов может быть использовано поглощение растворами этаноламинов. В связи с тем, что переработке подвергается нефть с содержанием серы 0,7%, необходимо строительство отдельной установки для утилизации сероводорода, работающей по процессу Клауса.

Использование такой схемы вызвано необходимостью получения максимального выхода моторных топлив. Используя оптимальный подбор мощностей отдельных установок возможно достижение благоприятных соотношений выходов автобензина и дизельного топлива при обеспечении высокого качества последних.

8. Описание и расчет материальных балансов установок и завода в целом

Установка ЭЛОУ-АВТ

Назначение процесса: разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования как товарных нефтепродуктов.

В основе процесса лежит перегонка — физическое разделение нефти на составные части, именуемые фракциями.

Сырая нефть поступает в электодегидраторы установки ЭЛОУ, где проводится обезвоживание и обессоливание с применением деэмульгатора. Затем обессоленная и обезвоженная нефть подается на перегонку в атмосферную колонну. Отметим, что для перегонки средних нефтей, к которым относится западнотэбукской нефть, (высокий выход фракций до 350 °C, повышенное содержание растворенных газов и бензиновых фракций) целесообразно применять установки АТ двухкратного испарения. Предпочтительной является схема с предварительной ректификационной колонной частичного отбензинивания нефти и последующей перегонкой остатка в сложной атмосферной колонне. В первой атмосферной колонне происходит отбензинивание нефти с целью уменьшения нагрузки технологических печей по парам. Уходящие сверху этой колонны углеводородный газ частично конденсируют (фракция 28−85) и охлаждают. Во второй атмосферной колонне происходит разделение отбензиненной нефти на бензиновые фракции НК-180°С, дизельную фракцию 180−350°С и остаток, разделяющийся в вакуумной колонне на вакуумный газойль 350−500°С и гудрон >500°С. В третьей атмосферной колонне (вторичной перегонки бензина) происходит разделение фракции НК-180 на фракции НК-85, 85−120 и 120−180. Также в сырье этой колонны подаются бензин-отгоны установок гидроочистки.

На современных НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти, определяют мощность завода в целом и от работы этих установок зависит качество и выход компонентов топлив, а также сырья для вторичных процессов. Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн. т/год, наиболее распространены установки единичной мощности 6−8 млн. т/год.

Учитывая то обстоятельство, что по заданию мощность завода по переработке западнотэбукской нефти составляет 15 млн. т/год, для нормальной работы необходимо построить две установки первичной перегонки мощностью 8 млн. т/год каждая.

Направление потоков:

у/в газ — на ГФУ предельных газов, фракция НК-85 — на установку изомеризации, фракция 85−120 — на установку каталитического риформинга, фракция 120−180 — на установку каталитического риформинга, фракция 180−350 — на установку гидроочистки дизельного топлива, фракция 350−500 — на установку каталитического крекинга FCC

остаток >500 — на установку каталитического крекинга RCC,

В таблицах 1.12. — 1.15 представлены материальные балансы блоков этих установок и сводный материальный баланс процесса из расчета, что число рабочих дней в году 340. Выход отдельных фракций в % масс. взят на основании разгонки ИТК западнотэбукской нефти.

Таблица 12. Материальный баланс блока ЭлОУ установки ЭлОУ-АВТ

Таблица 13. Материальный баланс блоков АТ и ВТ установки ЭлОУ-АВТ

Таблица 14. Материальный баланс колонны вторичной перегонки установки ЭлОУ-АВТ

Таблица 15. Сводный материальный баланс установки ЭлОУ-АВТ

Установка каталитического крекинга гудрона

В процессе каталитического крекинга гудрон превращается в бензин, газ, кокс и газойлевые фракции. Целевым продуктом является бензин с октановым числом (в чистом виде) 90−92 по исследовательскому методу. Также образуется значительное количество газа, богатого бутан-бутиленовой фракцией (сырье для производства высокооктанового компонента бензина — алкилата). Значительная часть остальных продуктов крекинга, называемых побочными, используются для получения дополнительных количеств бензина, или для приготовления других товарных продуктов.

При проведении процесса используют микросферический цеолитсодержащий катализатор с редкоземельными элементами (лантан, празеодим, самарий), который обладает высокой активностью. В массе катализатор представляет собой сыпучий материал, легко транспортируемый потоками воздуха или паров.

Преимущество каталитического крекинга перед термическим заключается, прежде всего, в возможности непосредственного получения больших выходов автомобильного бензина с высоким октановым числом, а также в возможности рационального использования значительной части побочных продуктов. К другим преимуществам каталитического крекинга по сравнению с термическим относятся: невысокое давление в реакционной зоне, умеренные количества возвращаемого в реактор рециркулирующего газойля на единицу переработанного сырья. Наибольшее распространение получил в промышленности крекинг с лифт-реактором, который способствует значительному углублению процесса переработки нефти. Мощность установок каталитического крекинга составляет 500−3000 тыс. т/год по сырью.

Для снижения коксуемости и содержания серы гудрон подвергается предварительной гидроочистке и предварительной деасфальтизации. Каталитический крекинг гудрона целесообразно проводить на установке RCC с двухступенчатой регенерацией по технологии UOP. Выбор обусловлен тем, что подобная установка дает максимальный выход высокооктанового бензина и бутиленовой фракции — сырья для установки алкилирования при переработке сырья с повышенной коксуемостью (1−2%).

Назначение процесса: получение дополнительных количеств светлых нефтепродуктов — высокооктанового бензина и дизельного топлива — разложением гудрона в присутствии катализатора.

Сырье: гудрон >500°C

Условия: температура 510−540°С,

давление, близкое к атмосферному,

кaтализатор цеолитный микросферический с редкоземельными элементами (d=0,1-l, 5 мм).

время контакта 1 с.

Направление потоков:

у/в газ — на ГФУ непредельных газов, бензин — на станцию компаундирования бензина, легкий газойль — на установку гидрокрекинга, тяжелый газойль — на установку замедленного коксования, бензин-отгон — на вторичную перегонку бензинов, отгонный ЛГ — на станцию смешения дизельных топлив, отгонный ТГ — на установку каталитического крекинга вакуумного газойля.

Строится установка, включающая в себя блок деасфальтизации гудрона (4200 тыс. т/год по гудрону), блок гидроочистки деасфальтизата (1000 тыс. т/год) и блок каталитического крекинга мощностью 800 тыс. т/год. Материальные балансы блоков установки представлены в таблицах 1.16−1.19, число дней работы в году 320. Выходы продуктов взяты в литературе [15,16] и пересчитаны на массовые проценты.

Таблица 16. Материальный баланс блока деасфальтизации

Таблица 17. Материальный баланс блока гидроочистки

Таблица 18. Материальный баланс блока каталитического крекинга

Таблица 19. Сводный материальный баланс установки

Установка каталитического крекинга вакуумного газойля

Каталитический крекинг вакуумного газойля целесообразно проводить на установке FCC компании UOP. Поскольку вакуумный газойль имеет малую коксуемость, строится установка FCC с регенератором полного сжигания, предназначенная специально для крекинга вакуумного газойля низкой коксуемости. Выбор обусловлен тем, что подобная установка дает максимальный выход высокооктанового бензина и бутиленовой фракции — сырья для установки алкилирования. Для продления срока жизни катализатора газойль предварительно гидроочищается на блоке гидроочистки установки каталитического крекинга.

При составлении материального баланса учитывается, что, помимо прямогонного газойля в сырье установки добавляют фракцию >350°C отгона с блока гидроочистки гудрона и тяжелый газойль коксования. Строятся две установки, производительность одной установки по сырью составит 2200 тыс. т/год по сырью по негидроочищенному газойлю (блок гидроочистки) и 2000 тыс. т/год по гидроочищенному (блок каталитического крекинга). Материальные балансы представлены в таблицах 1.20−1.22.

Направление потоков:

у/в газ — на ГФУ непредельных газов, бензин — на станцию компаундирования бензина, легкий газойль — на установку гидрокрекинга, тяжелый газойль — на установку замедленного коксования, отгонный бензин — на вторичную перегонку, отгонный легкий газойль — на станцию смешения дизельных топлив.

Таблица 20. Материальный баланс блока гидроочистки

Таблица 21. Материальный баланс установки каталитического крекинга

Таблица 22. Сводный материальный баланс установки

Установка гидрокрекинга

Гидрокрекинг — один из важных процессов, тесно связанный с углублением переработки нефти. Промышленная реализация гидрокрекинга в России началась в 50-х годах. В некоторых странах, не имеющих своих месторождений газа гидрокрекинг, используется для получения сжиженных газов, и одновременно получаются изооктаны-компоненты авиационного топлива. Процесс очень универсален как по сырью, так и по целевым продуктам. Гидрокрекингом можно перерабатывать любые виды сырья — от дистиллятных фракций до мазутов и гудронов. В последнем случае требуется специальная подготовка сырья (деасфальтизация, деметаллизация).

Для гидрокрекинга характерны реакции каталитического крекинга в сочетании с реакциями гидрирования. Продукты процесса гидрокрекинга получаются очень высокого качества: керосин, дизельное топливо, бензин могут использоваться непосредственно с установки. Кроме того, после ГК можно получать базовые масла высокого качества, сырье для каталитического крекинга и бензиновые фракции для последующего пиролиза и получения этилена. На установке можно применять аморфные и цеолитные катализаторы, но цеолитные предпочтительно, так как на цеолитах получают продукты более разнообразные и более высокого качества.

Как правило, гидрокрекинг и каталитический крекинг с псевдоожиженным слоем катализатора работают в тандеме. Установки каталитического крекинга вырабатывают ароматизированные продукты, которые являются почти идеальным сырьем для установок гидрокрекинга. Использование цеолитных катализаторов делает гидрокрекинг весьма эффективным для превращения циклических углеводородов в нефтяных фракциях в продукцию высокого качества.

Назначение: получение светлых нефтепродуктов — бензина, керосина, дизельного топлива, а также сжиженных газов С₃-С₄ при переработке под давлением водорода нефтяного сырья, имеющего молекулярную массу белее высокую, чем получаемые целевые продукты.

Сырье: легкие газойли каталитического крекинга и замедленного коксования (180−350°С),

Условия: температура 370−420°С,

давление 10−15 МПа,

кратность циркуляции ВСГ 1000 м³/м³,

катализатор Al — Co — Mo микросферический d = 0,2−1,5 мм.

Единичная мощность однопоточного реакторного блока находится в пределах 300−1000 тыс. т/год по перерабатываемому исходному сырью.

Направление потоков:

у/в газ — на ГФУ предельных газов, легкий бензин — на установку изомеризации, бензины — на установку вторичной перегонки бензинов, На проектируемом заводе имеется установка гидрокрекинга легкого газойля по технологии Izocracking (Shevron) мощностью 900 тыс. т/год. Число дней работы в году 330. Расчет выхода отдельных компонентов в % масс. на сырье проводится при использовании литературы и представлен в таблице 23.

Таблица 23. Материальный баланс установки гидрокрекинга легкого газойля.

Установка гидроочистки бензина

Каталитическая гидроочистка — один из самых распространенных и многочисленных процессов на современном НПЗ. В США мощность установок гидроочистки нефтяных фракций составляет приблизительно 10 млн. бар/день. Гидроочистке подвергаются все прямогонные фракции перед риформингом, большинство керосиновых, дизельных и вакуумных фракций, масляные дистилляты. В США широко распространены процессы гидроочистки нефтяных остатков. Практически каждая большая нефтяная компания имеет свои патенты на процессы гидроочистки или гидрообессеривания.

Процесс гидроочистки заключается в обработке фракции водородом под давлением. При этом протекают реакции расщепления сернистых, азотистых и других гетероатомных соединений, причем изменения углеродного скелета углеводородных молекул не происходит. Также гидрируются непредельные соединения. В связи с постоянным ужесточением требований к дизельным топливам в области содержания серы гидроочистка приобретает все большее значение.

Назначение: получение бензина — сырья каталитического риформинга из бензина замедленного коксования с низким содержанием серы.

Сырье: бензин замедленного коксования (фр. 85−180°С)

Условия: температура 370−480°С,

давление водорода 2,0 МПа,

кратность циркуляции ВСГ 200 м³/м³,

катализатор Al — Co — Mo микросферический d = 0,2−1,5 мм.

Направление потоков:

у/в газ — на ГФУ предельных газов, гидроочищенный бензин — на установки каталитического риформинга.

На проектируемом заводе имеется установка гидроочистки бензина мощностью 300 тыс. т/год. Число дней работы в году 330. Расчет выхода отдельных компонентов в % масс. на сырье проводится при использовании литературы и представлен в таблице 24.

Таблица 24. Материальный баланс установки гидроочистки бензина

Установка гидроочистки дизельного топлива

Установка гидроочистки дизельного топлива принципиально не отличается от гидроочистки бензина. Различны лишь условия гидроочистки, более тяжелые фракции перерабатываются в более жестких условиях.

Назначение: гидроочищенного дизельного топлива при переработке прямогонной дизельной фракции водородом под давлением с целью получения летнего дизельного топлива с низким содержанием серы.

Сырье: прямогонная дизельная фракция (180−350°С),

Условия: температура 350−420°С,

давление водорода 2,0 МПа,

кратность циркуляции ВСГ 240 м³/м³,

катализатор Al — Co — Mo микросферический d = 0,2−1,5 мм.

Направление потоков:

у/в газ — на ГФУ предельных газов, бензин-отгон — на вторичную перегонку бензина, гидроочищенное дизельное топливо — в товарный парк (летнее) или на установку депарафинизации (для получения зимнего ДТ) На проектируемом заводе имеется две установки гидроочистки дизельного топлива мощностью 2200 тыс. т/год каждая. Число дней работы в году 330. Расчет выхода отдельных компонентов в % масс. на сырье проводится при использовании литературы и представлен в таблице 1.

Таблица 25. Материальный баланс установки гидроочистки дизельного топлива

Установки каталитического риформинга

Назначение процесса: получение высокооктанового компонента автомобильного бензина и технического водорода в результате превращения бензиновой фракции.

Сырье: прямогонная бензиновая фракция с установки вторичной перегонки бензина. (85−120 и 120−180), гидроочищенный бензин замедленного коксования.

Условия: температура 495−540°С;

давление 0,35 МПа;

кратность циркуляции ВСГ 800−900 м³/м³ сырья;

объемная скорость подачи 1,8−1,9 ч^-1;

катализатор платинорениевый (фирма «Шеврон»).

На отечественных установках, большинство из которых составляют установки риформинга со стационарным слоем катализатора, применяются монометаллические катализаторы КР-101, КР-102, полиметаллические КР-104, КР-106 и др. В качестве кислотного промотора для катализатора АП-56 применяют фтор, а для прочих катализаторов — хлор. Можно отметить, что схема этой установки практически не отличается от установки риформинга компании «Шеврон» и на ней выдерживаются те же условия.

Проектируемые установки риформинга работают по технологии IFP’s Octanizing Process с непрерывной регенерацией катализатора, так как это более экономично при снижении рабочего давления с одновременным повышением глубины превращения сырья.

Бензиновая фракция разделяется на фр. 85−120°С и 120−180°С, каждая из которых направляется на риформинг отдельно. Это позволит подобрать оптимальный режим для каждой фракции, что приведет к увеличению выхода и октанового числа катализата.

Строятся установка риформинга фракции 85−120°С мощностью 850 тыс. т/год по и две установки риформинга фракции 120−180°С мощностью по 750 тыс. т/год по стабильному катализату. Установка работают 330 дней в году

Направление потоков:

риформат — на станцию компаундирования бензина, у/в газ — на ГФУ предельных газов водородсодержащий газ — на установки и блоки гидроочистки, гидрокрекинга, изомеризации Выход продуктов в% масс. на сырье взят из литературы.

Материальные балансы установок каталитического риформинга представлены в таблицах 1.26.

Таблица 26. Материальный баланс установок каталитического риформинга бензина

Установка изомеризации

Назначение процесса: повышение октанового числа пентан-гексановых фракций бензинов.

Сырье: фракция НК-85 с вторичной перегонки бензинов, установки замедленного коксования, установки гидрокрекинга легкого газойля.

Условия: температура 120−205°С;

давление 2,1−7,0 МПа;

объемная скорость 2 час^-1;

катализатор платиновый, промотированный хлором (компании UOP).

Выбор пал на установку, работающую по технологии «Пенекс», т.к. эта технология, при простоте аппаратурной реализации позволяет получать высокооктановый компонент автобензина с ИОЧ до 90 пунктов. Процесс проводится в газовой фазе при давлении водорода на неподвижном слое катализатора. Высокая селективность катализатора сводит побочные реакции до минимума, выход продуктов достигает 99%, соответственно низок расход водорода. Отсутствие побочных реакций обеспечивает малую величину коксообразование, допускает поддержание низкого мольного отношения водород: сырье без отрицательного влияния на продолжительность работы катализатора.

Материальный баланс двух установок изомеризации проектной мощностью 300 тыс. т/год каждая и числом рабочих дней в году 340 составлялся на основании данных литературы и представлен в таблице 27.

Таблица 27. Материальный баланс установки изомеризации

Установка депарафинизации.

Наиболее совершенным способом выделения жидких н-парафинов является адсорбционный — с помощью цеолитов. Самым распространенным процессом депарафинизации на молекулярных ситах — процесс Parex.

Процесс предназначен для получения жидких н-парафинов из прямогонной гидроочищенной керосино-газойлевой фракции путем разделения ее в результате адсорбции с последующей десорбцией на два продукта: нормальные жидкие парафины (С₁₀-С₂₀ — сырье для производства синтетических моющих веществ — линейных алкилбензолов, алкилбензолсульфонатов, алкилбензолсульфоновой кислоты) с чистотой основного вещества 99,1−99,5% и депарафинированную фракцию — компонент дизельного топлива с температурой застывания минус 60−70°С. Выделение жидких парафинов производится на молекулярных ситах фирмы Union Carbide кальциевой основы с размерами входных окон 5 Е. Технологическую схему установки можно разделить на три блока:

— подготовка свежего DCU (газа-носителя)

— собственно «Парекс» с системами стабилизации н-парафинов и денормализата

— олеумная очистка нормальных парафинов

Блок подготовки свежего ВСГ предназначен для очистки последнего от сероводорода, окиси и двуокиси углерода и углеводородов С₂ и выше. Эти соединения губительным образом действуют на активность молекулярных сит, понижают их емкость и вместе с присутствующим на установке десорбентом-аммиаком способствуют образованию различных твердых солей, которые быстро забивают аппаратуру.

Блок «Парекс», состоящий из трех адсорберов с системами циркуляции ВСГ, десорбента-аммиака и аппаратами для стабилизации жидких парафинов и денормализата, имеет главное назначение — производство непрерывной адсорбции н-парафинов с последующей десорбцией.

Блок олеумной очистки предназначен для удаления из десорбата различных непредельных, ароматических и смолистых соединений с последующими операциями: нейтрализацией кислого парафина щелочью, промывкой водой от солей и сепарацией от воды с помощью центрифуг.

Назначение процесса: получение дизельного топлива с требуемыми низкотемпературными свойствами путем удаления из сырья наиболее высокоплавких (в основном парафиновых) углеводородов.

Сырье: дизельная фракция (180−350°С) с установки гидроочистки.

Условия: температура 380 °C;

давление 1,0−1,2 МПа;

соотношение разбавитель-сырье 300−350 нм³/нм³;

время адсорбции 5 мин

десорбции 10 мин

расход десорбента 400 нм³/нм³.

Направление потоков:

компонент дизельного топлива — в товарный парк парафин — в товарный парк.

Гидроочищенная фракция имеет температуру застывания -18°С, денормализат -57°С. По ГОСТ 305–82 зимнее ДТ должно иметь температуру застывания не выше -35 для умеренной климатической зоны и не выше -45 для холодной климатической зоны. Условно считаем, что температура застывания — аддитивная величина (для уточнения температуры застывания смесевого топлива необходимы специальные исследования). Тогда для получения зимнего топлива для умеренной климатической зоны необходимо следующее соотношение топлив — гидрогенизат: денормализат=1,30:1, а для получения топлива для холодной климатической зоны — 0,45:1. Т.к. место применения топлив не уточняется, считаем, что требуется получить дизельное топливо для холодной климатической зоны. Для этого требуется депарафинизация 69,2% гидроочищенной дизельной фракции, что составляет 2770 тыс. т/год.

Кроме того, имеется возможность производства арктического дизельного топлива, путем компаундирования депарафинированного топлива с фракцией 150−180 прямогонного бензина, а также до 5% гидроочищенной дизельной фракции (для расширения базы дизельного топлива).

Учитывая это, требуется построить цех по выделению н-парафинов. Обычная производительность одной установки — 120 тыс. т/год по парафину. Т.о. требуется 6 установок или цех, имеющий 18 адсорберов (типичная установка имеет три адсорбера). Материальный баланс составлен на основании литературы и приведен в таблице 1.28.

Таблица 28. Материальный баланс установки депарафинизации дизельной фракции

Установка замедленного коксования.

Коксование представляет собой разновидность термического крекинга.

Назначение процесса: производство кокса и дополнительного количества дистиллятных продуктов (бензина и газойлей) из тяжелых углеводородных остатков.

Сырье: асфальт блока деасфальтизации гудрона, тяжелые газойли каталитического крекинга.

Условия: температура 350−380°С,

давление 0,1 — 0,15 МПа,

время контакта 24−36 часов.

Существует несколько модификаций процесса:

· периодическое коксование в кубах,

· замедленное коксование в необогреваемых камерах,

· коксование в псевдоожиженном слое порошкообразного кокса.

В России функционируют только два типа установок: замедленное и периодическое коксование. Установки непрерывного коксования в псевдоожиженном слое не нашли применения на российских нефтеперерабатывающих заводах, хотя первыми разработчиками их были советские специалисты. В настоящее время только фирма Эксон активно эксплуатирует эти установки. Самыми распространенными установками коксования считаются установки замедленного коксования. Мощность российских установок замедленного коксования составляет 300−1500 тыс. т/год по сырью. На российских установках замедленного коксования пока не удалось наладить производство игольчатого кокса — важнейшего продукта для металлургической промышленности, что объясняется как трудностями с получением специального сырья (малосернистого газойля каталитического крекинга), так и невысоким качеством оборудования установок, не позволяющим получать крекинг-остатки термокрекинга с низким содержанием легких фракций.

Развитие этого процесса сдерживается возможностями получения на российских заводах кокса высокого качества и отсутствием технологий переработки бензинов и газойлей коксования в высококачественные продукты — бензин и дизельное топливо.

Направление потоков:

газ — на ГФУ непредельных газов, фр. НК-85 — на установку изомеризации, фр. 85−180 — на установку гидроочистки бензина, легкий газойль — на установку гидрокрекинга, тяжелый газойль — на установку каталитического крекинга вакуумного газойля, кокс — в товарный парк.

Требуется две установки замедленного коксования мощностью 1600 тыс. т/год каждая.

В таблице 29. представлен материальный баланс установки замедленного коксования, число рабочих дней в году 320.

Таблица 29. Материальный баланс установки замедленного коксования

Газофракционирующие установки

Назначение процесса: получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов.

Газофракционирующие установки подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и непредельных газов. Установки состоят из следующих блоков:

· выделение углеводородов С₃ и выше из газообразного сырья конденсационно-компрессионным или абсорбционным методом;

· деэтанизация сырья;

· ректификация жидких углеводородов;

· очистка сырья и готовой продукции.

Сырье: углеводородные газы нефтеперерабатывающего завода: газы растворенные в нефти и выделяющиеся при первичной перегонке на установке АВТ и газы, получающиеся в процессах деструктивной переработке нефти.

В зависимости от состава различают предельные и непредельные газы. Предельные газы состоят из углеводородов метанового ряда; получаются на установках АВТ, каталитического риформинга, гидрокрекинга и изомеризации. Непредельные газы содержат углеводороды метанового и этиленового ряда, а также некоторое количество диенов; вырабатываются они на установках каталитического крекинга. Предельные и непредельные газы, как правило, перерабатываются раздельно. Каждая установка имеет блок аминовой очистки газа от сероводорода. В таблице 1.30 приведен примерный состав газов различных процессов:

Таблица 30. Состав газов различных процессов

На ГФУ предельных газов выделяются узкие углеводородные фракции:

· сухой газ, состоящий в основном из метана и этана, который используется в качестве топлива из-за сложности разделения;

· пропановая — используется как бытовой сжиженный газ и хладагент для производственных установок;

· изобутановая — является сырьем установок алкилирования;

· бутановая — служит газовым топливом для ДВС;

· сероводородная — сероводород 98% чистоты, направляемый на установку производства серы.

На ГФУ непредельных газов выделяются следующие фракции:

· сухой газ, состоящий в основном из метана, этана и этилена, который используется в качестве топлива из-за сложности разделения;

· пропан-пропиленовая — используется как сырье процесса алкилирования и как товарный продукт;

· бутан-бутиленовая — применяется в качестве сырья процесса алкилирования;

· сероводородная — сероводород 98% чистоты, направляемый на установку производства серы.

ГФУ предельных газов имеет мощность 650 тыс. т./год, две ГФУ непредельных газов — 750 тыс. т./год каждая.

В таблицах 31. и 32. представлены материальные балансы работы предельной и непредельной газофракционирующих установок.

Таблица 31. Материальный баланс ГФУ предельных газов

Таблица 32. Материальный баланс ГФУ непредельных газов

Назначение процесса: производство высокооктанового компонента бензинов каталитическим алкилированием изобутана бутиленами и пропиленом в присутствии фтористоводородной кислоты. В промышленности процесс осуществляют в реакторах трубчатого типа.

Сырье: пропан-пропиленовая, бутан-бутиленовая фракции с ГФУ непредельных газов и изобутан с ГФУ предельных газов

Условия процесса: температура 20−40 ⁰С,

давление 0,3−1,2 МПа.

катализатор — фтористоводородная кислота

Продуктами процесса являются алкилат, пропан, н-бутан. Сжиженные газы — н-бутан, пропан — используются как сырье для нефтехимии, бытовой газ, компонент бензинов.

В России эксплуатируются установки сернокислотного алкилирования мощностью 90−100 тыс. т/год по сырью. Разработаны и строятся современные установки мощностью 200−220 тыс. т/год по сырью.

В настоящее время за рубежом распространен процесс фтористоводородного алкилирования — производство высококачественного алкилата взаимодействием пропилена, бутиленов и амиленов с изобутаном. Реакция алкилирования протекает без побочных реакций даже при некотором повышении температуры. В мире эксплуатируются установки фтористоводородного алкилирования мощностью 600−21 000 тыс. бар/день по алкилату.

В таблице 1.33. приведен материальный баланс двух установок алкилирования по технологии Phillips Petroleum мощностью 400 тыс. т/год по алкилату каждая, число рабочих дней в году 310. Расчет выхода в% масс. на сырье продуктов реакции производится в соответствии с методикой, предложенной в литературе.

Таблица 33. Материальный баланс установки алкилирования

Установка производства элементарной серы

Процесс Клауса широко используется для производства элементарной серы из кислых газов (сероводородсодержащих). При процессе Клауса одновременно протекают реакции в термической и каталитической ступени установки.

В термической ступени (в топках технологических котлов), а также в топках-подогревателях происходит неполное сгорание сероводорода с образованием элементарной серы, где часть серы сгорает до сернистого ангидрида (SO₂). Процесс горения ведется с недостатком кислорода при 900 — 1350єС по реакции:

2H₂S + О₂ > 2Н₂О + S₂ + 615 000кДж/(кг моль) Н₂S

Учитывая, что данная реакция рассчитана на 100%-ное содержание сероводорода и 100%-ное содержание кислорода и то, что содержание кислорода в воздухе ориентировочно равно примерно 21%, количество воздуха, подаваемого в топки, должно быть пересчитано с учётом фактической концентрации сероводорода и фактического содержания чистого кислорода в воздухе.

Часть сероводорода примерно 25−30% сгорает по реакции:

H₂S + 1,5О₂ > Н₂О + SO₂ + 520 000 кДж/(кг моль) H₂S

Углеводороды, присутствующие в кислом газе, сгорают по реакции (считая на метан):

СН₄ + 2О₂ > СО₂ + 2Н₂О + 880 000 кДж/(кг моль) СН₄

Сероводород, несгораемый в топках в термической ступени, совместно с сернистым газом поступает в конвертор, где в основном на импортных катализаторах Клауса CR-3S и AM (на основе оксида алюминия) осуществляется реакция между сероводородом и SO₂ с образованием шестии восьмиатомной серы:

2H₂S + SO₂ > ³/₆ S₆ + 2Н₂О + 44 260 кДж/(кг моль) H₂S

2H₂S + SО₂ > ³/₈ S₈ + 2Н₂О + 52 000 кДж/(кг моль) H₂S

Как известно, для достижения термодинамического равновесия реакции Клауса на каталитической ступени ее проводят при низких температурах. Обычно в первом реакторе поддерживают температуру около 220−250°С для гидролиза COS и CS₂. Второй и третий реакторы работают при температуре, несколько превышающей точку росы паров серы, но сера может конденсироваться в порах катализатора и при такой температуре (капиллярная конденсация). Эта конденсация серы приводит к уменьшению степени превращения H₂S и SO₂, так как блокируется некоторая площадь поверхности катализатора, а сама жидкая сера проявляет малую каталитическую активность. В результате реакции температура в конверторах возрастает.

Механизм процесса горения сероводорода является сложным. Н. М. Эммануэль показал, что горение серы идет через стадию образования моноокиси серы по следующей схеме:

Н₂S + О₂ >Н₂О + SO + Q

SO > ¹/₂S0₂ + ¹/₄ S₂ + Q

H₂S + ³/₂SO₂ > H₂O + ³/₄ S₂ + Q (лимитирующая стадия процесса)

Материальный баланс УПЭС приведен в таблице 34. Строится установка мощностью 65 тыс. т/год по сере. Время работы установки — 340 дней.

Таблица 34. Материальный баланс установки производства элементарной серы

Баланс водорода

На нефтеперерабатывающих заводах, где имеются установки каталитического риформинга и гидроочистки светлых нефтепродуктов, потребность в водороде обычно удовлетворяется его количеством, получаемым на установке риформинга. На установках каталитического риформинга вырабатывается 98,14 тыс. т водорода в год. Потребность в водороде составляет 28,22+7,90+23,88+16,52+0,45+8,90=85,87 тыс. т/год. Отсюда видно, что строительство отдельной водородной установки не требуется.

Водный материальный баланс завода

Материальный баланс завода представлен в таблице 35.

Таблица 35. Сводный материальный баланс

Сумма светлых 82,72%

Глубина переработки 91,45%

Расчёт октанового числа бензина смещения.

Расчёт проводился на основании данных приведённых в таблице 36.

Таблица 36. К определению октанового числа бензина смешения

Октановое число бензина смешения по исследовательскому методу составляет 93,0 пунктов, по моторному — 85,0 пунктов.

1. Каминский Э. Ф., Хавкин В. А. «Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты». — М.: Издательство «Техника», 2001 — 384 с.

2. Сборник «Нефти СССР», т. 1 — М.: Химия, 1974 г.

3. ГОСТ 2084;77.

4. Технологическая индексация ОСТ 38.11.97 — 80

5. ТУ 39 — 1623 — 93

6. «Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ассортимент применения» Справочник под ред. В. М. Школьникова — М.: Издательский центр «Техинформ», 1999. — 596 с.

7. Смидович Е. В. «Технология нефти» ч. 2 — М.: Химия, 1968 — 376 с.

8. «Справочник нефтепереработчика». Под ред. Ластовкина Г. А., Радченко Е. Д. — Л.: Химия, 1986 — 648 с.

9. Капустин В. М., Кукес С. Г., Бертолусини Р. Г. «Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР» — М.: Химия, 1995 — 304 с.

10. Осинина О. Г. «Технологический расчёт вакуумной колонны установки АВТ». — М.: МИНГ, 1986 — 36 с.

11. Сарданашвили А. Г., Львова И. А. «Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа». — М.: Химия, 1973 — 212 с.

12. Кузнецов А. А., Кагерманов С. М., Судаков Е. Н. «Расчёты процессов и аппаратов нефтеперерабатывающей промышленности». — Л.: Химия, 1974 — 344 с.

13. Рудин М. Г., Драбкин Е. А. «Краткий справочник нефтепереработчика». — Л.: Химия, 1980 — 328 с.

14. «Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа». Под ред. Бондаренко Б. И. — М.: Химия, 1987 — 128 с.

15. Промышленный катализ в лекциях № 5/2006/ Под ред. А. С. Носкова. — М.: Калвис, 2006. — 128 с.

16. Черножуков Н. И. Технологи переработки нефти, часть 3. Очистка и разделение нефтяного сырья, производство товарных нефтепродуктов. — М.: Химия, 1978 — 423 с.

17. Грунвальд В. Р. Технология газовой серы. — М.: Химия, 1992, 272 с.

18. Аджиев А. Ю., Ясьян Ю. П., Борушко-Горняк Ю.Н., Монахов Н. В. Современные технологии очистки сероводородсодержащих углеводородных газов. Учебное пособие. — Краснодар, 2002, 54 с.

19. Осинина О. Г. Определение физико-технических и тепловых характеристик нефтепродуктов, углеводородов и некоторых газов. М.: МИНГ, 1980.

20. Баннов П. Г. Процессы переработки нефти, том II. — М.:ЦНИИТЭнефтехим, 2001.

21. ГОСТ 305–82.

22. ГОСТ 10 227–86.