Маслоблок

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Анализ современного отечественного рынка моторных масел свидетельствует об устойчивой тенденции расширения доли масел высокого уровня эксплуатационных свойств: выше групп Г1 и Д [2]. Как правило, к факторам, которые оказывают влияние на изменение требований к качеству автомобильных моторных масел, относятся: форсирование двигателя, стремление увеличить сроки смены масел, снизить расход топлива и уменьшить выбросы с выхлопными газами. На зарубежном рынке особенно последний фактор играет решающую роль.

Во всем мире для производства смазочных масел характерно ухудшение сырьевой базы. В этой связи необходимо совершенствование существующей и разработка новой технологии с учетом особенностей перерабатываемого сырья, экономики и экологии. Наиболее актуальным направлением в производстве масел на сегодняшний день является снижение энергоемкости получаемых продуктов. Этого стремятся достичь за счет интенсификации отдельных процессов: получение узких масляных дистиллятов на установке ВТ, применение более эффективных и экономичных растворителей, для установок деасфальтизации и селективной очистки, введение в эксплуатацию нового оборудования (кристаллизаторов смешения, роторно-дисковых контакторов).

Особая роль в схеме получения высококачественных масел в схеме современного маслоблока принадлежит гидрогенизационным процессам: гидрооблагораживанию, гидрокрекингу, каталитической депарафинизации, каталитическай гидроизомеризации. Использование гидрогенизационных процессов в схеме производства масел позволит не только расширить ресурсы масляного сырья, но и вырабатывать масла с более высоким индексом вязкости.

Важное значение для удовлетворения норм на эксплуатационные свойства масел имеют присадки, количество которых составляет от 2% до 17%. В связи с ростом автомобильного парка и недостаточным объемом производства отечественных присадок в начале 90-х годов в моторных маслах для легковых автомобилей стали широко использовать многофункциональный пакет присадок. Снизилась концентрация присадок. В настоящее время на нашем и российском рынке стали активно работать все основные мировые производители присадок. По ряду факторов в Беларуси сложилась ситуация, когда производители масел, желая иметь максимальную прибыль и, не имея возможностей поднять отпускную цену, на первое место ставят минимизацию затрат на их производство, в том числе и на приобретение присадок. Кроме того, слабая испытательная база Беларуси не дает оперативного и точного контроля качества масел в эксплуатации. Последствия, сложившейся кризисной ситуации в Беларуси с качеством моторных масел могут быть весьма плачевны.

Новым направлением обеспечения требований современных моделей автомобилей является замена традиционных масел на нефтяной основе синтетическими, которые могут использоваться в широком диапазоне рабочих характеристик.

Смазочные масла из нефтяного сырья, как свежие, так и отработанные, являются одним из основных источников загрязнения окружающей среды, главным образом из-за низкой биоразлагаемости. В связи с этим возникает интерес к техническому использованию масел из сырья животного и растительного происхождения.[5] Успешно в этом направлении ведутся работы в США и Германии. Соотношение объемов производства различных компонентов товарных моторных масел приведено в таблице 1.[4]

Таблица 1 - Компонентный состав смазочных масел, применяемых в Западной Европе

Компонент	Доля компонента, % мас.
	1990г.	1995г.	2000г.
Базовые нефтяные масла	86,0	83,0	79,2
Регенерированные масла	3,7	3,3	3,3
Масла на синтетической и растительной основе	2,8	5,8	9,2
Присадки	7,5	7,9	8,3

Как видно из таблицы 1, наблюдается тенденция к увеличению доли нетрадиционных компонентов смазочных масел.

Таким образом, чтобы удовлетворять современным требованиям к эксплуатационным и экологическим свойствам смазочных масел, маслоблок нефтеперерабатывающего завода должен иметь в своем составе высокоэффективные процессы производства, очистки и компаундирования масел.



1. Групповой состав и физико-химические свойства масляных погонов, деасфальтизата и базовых масел на их основе

Для производства базовых масел выбрана нефть Хадыженская. Данная нефть характеризуется высоким содержанием масляных фракций, фракции нефти обладают значительным содержанием парафино-нафтеновых углеводородов, высокими показателями вязкости, имеют высокое значение ИВ. Гудроны Хадыженской нефти обладают значительным содержанием масляных компонентов. Недостатком данной нефти является значительное содержание парафиновых углеводородов, что увеличивает температуру застывания базовых масел, исходя из чего, в схеме маслоблока необходимо предусмотреть установки извлечения парафиновых углеводородов. Характеристика нефти представлена в таблице 2.

Таблица 2 - Показатели качества Хадыженской нефти

Показатели	Единицы измерения	Значение показателя
Содержание в нефти: парафина	% мас.	3,21
серы	% мас.	0,23
Газов С1-С5	% мас.	0,50
Фракции до 180С	% мас.	32,00
Фракции 180-350С	% мас.	33,30
Фракции выше 350С, в том числе:	% мас.	34,20
Фракции 350-420	% мас.	13,70
Фракции 420-490	% мас.	7,40
Фракции 490-530	% мас.	4,10
Фракции выше 530	% мас.	9,00
Вязкость нефти при 20С	мм2/с	0,78
Вязкость нефти при 50С	мм2/с	2,09
Плотность гудрона при 20С (фр.>530C)	кг/м3	989,00
Потенциальное содержание базовых масел с ИВ 95,в том числе:	% мас.	16,05
Фракции 350-420С	% мас.	8,83
Фракции 420-490С	% мас.	4,54
Фракции 490-530С	% мас.	1,28
Фракции выше 530С	% мас.	1,40

Ниже представлены физико-химические свойства масляных дистиллятов, а также базовых масел полученных на их основе.[6]

Фракция 360-420°С.

Структурно-групповой состав и физико-химические характеристики данной фракции, а также базового масла, полученного на ее основе, на основании данных [6] представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Характеристика дистиллятной фракции 360-420°С

Наименовние		20	50, мм2/с	100, мм2/с	ИВ	Тзаст. °С	Содержание серы, % масс.	Выход, % масс.
								На фрак-цию	На нефть
Фракция 360-420°С	0,8943	1,497	19,2	4,82	---	23	---	100	13,7
Фракция 360-420°С после депарафиниза-ции	0,9056	1,5066	22,41	5,2	72	- 27	---	87,4	11,97
Парафино-нафтеновые углеводороды	0,8625	1,4740	18,07	4,80	103	- 22	---	52,40	7,18
Парафино-нафтеновые и ароматические углеводороды I гр.	0,8721	1,4818	19,03	4,89	97	-25	---	64,50	8,83
Парафино-наф-теновые и аро-матические угле-водороды I-IIгр.	0,8752	1.4844	19,38	4,92	92	- 26	---	69,50	9,52
Парафино-наф-теновые и аро-матические угле-водороды I-IIIгр	0,8808	1,4882	20,13	4,99	85	-27	---	76,6	10,49
Парафино-наф-теновые и аро-матические угле-водороды I-IVгр	0,9000	1,5020	21,80	5,13	74	- 28	---	86,4	11,84

Как видно из таблицы 3, данная фракция содержит высокоиндексные компоненты, а также обладает высокими характеристиками вязкости и температуры застывания, что позволяет получить базовое масло, подвергая фракцию глубокой селективной очистке и депарафинизации. Полученное базовое масло предположительно будет обладать индексом вязкости порядка 97 единиц и соответствовать требованиям стандарта по показателям вязкости и температуры застывания.

Фракция 420-490 °С.

Структурно-групповой состав и физико-химические характеристики данной фракции, а также базового масла, полученного на ее основе, на основании данных представлены в таблице 4. Также в данной таблице представлены характеристики групп индивидуальных углеводородов, выделенных из фракции.

Таблица 4 - Характеристика дистиллятной фракции 420-490 °С

Наименование		20	50, мм2/с	100, мм2/с	ИВ	Тзаст °С	Содержание серы, % масс.	Выход, % масс.
								На фрак-цию	На нефть
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Фракция 420-490°С	0,9154	1,5100	65,42	10,15	---	33	---	100	7,4
Фракция 420-490°С после депарафиниза-ции	0,9230	1,5153	80,41	11,22	45	---	---	92,90	6,87
Парафино-нафтеновые углеводороды	0,8732	1,4795	42,371	8,69	103	- 18	---	47,2	3,49
Парафино-нафтеновые и ароматические углеводороды I гр	0,8848	1,488	45,22	8,92	98	-18	---	61,4	4,54
Парафинонаф-теновые и аро-матические угле-водороды I-IIгр	0,8872	1,4901	46,20	8,95	93	-17	---	65,2	4,82
Парафинонаф-теновые и аро-матические угле-водороды I-IIIгр	0,8985	1,4975	51,03	9,40	81	-16	---	75,3	5,57
Парафинонаф-теновые и аро-матические угле-водороды I-IVгр	0,9090	1,5125	75,73	11,00	58	-16	---	92,3	6,83
ароматические углеводороды I гр.	0,9286	1,5142	65,45	10,09	---	---	---	14,1	1,04
ароматические углеводороды II-III гр.	0,9893	1,5646	37,39	22,58	---	----	---	13,9	1,03
ароматические углеводороды IVгр.	---	---	---	---	---	---	---	17	1,26

Как видно из таблицы 4 данная фракция содержит значительное количество парафиновых углеводородов, что предполагает применение каталитических процессов для понижения температуры застывания базового масла.

Фракция 490-530°С

В справочной литературе [6] отсутствуют характеристики данной фракции, поэтому основные показатели были получены построения ИТК для фракций 450-470°С и >470°С. Структурно-групповой состав и физико-химические характеристики данной фракции, а также базового масла, полученного на ее основе, представлены в таблице 5. В таблице представлена характеристика углеводородов, полученных из фракции адсорбционным методом.

Таблица 5 - Характеристика дистиллятной фракции 490-530 °С

Наименование		20	50, мм2/с	100, мм2/с	ИВ	Тзаст °С	Содержание серы, % мас.	Выход, % масс.
								На фрак-цию	На нефть
Фракция 490-530°С	0,9315	1,5312	157,30	18,25	---	---	0,25	100	4,10
Фракция 490-530°С, после депарафинизации	0,9406	1,5326	196,5	18,92	40	---	---	93,6	3,84
Парафино-нафтеновые углеводороды после депарафинизации	0,8624	1,4997	172,3	22,36	99	-17	---	31,20	1,28
Парафино-нафтеновые и ароматические углеводороды I гр	0,9035	1,5235	196,40	24,60	89	-18	---	45,69	1,87

Фракция >530 °С

Характеристика данной фракции отсутствует в справочной литературе [6], данные по показателям фракции получены методом линейной экстраполяции. Структурно-групповой состав и физико-химические характеристики данной фракции, а также базового масла, полученного на ее основе, представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Характеристика остаточной фракции >530 °С.

Наименование		20	50, мм2/с	100 мм2/с	ИВ	Тзаст, °С	Содержание серы, % мас.	Выход, % масс.
								На фрак-цию	На нефть
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Фракция выше 530°С	0,9891	---	----	----	----	48	0,5	100	9
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Фракция выше 530°С после депарафинизации.	0,9921	---	---	---	---	---	---	94,2	8,48
Парафино-нафтеновые углеводороды после депарафинизации	0,9703	1,456	265,36	36,25	95	-15	---	16,20	1,46
Парафино-нафтеновые и ароматические углеводороды I гр	0,9765	1,5356	291,84	41,25	83	---	---	25,64	2,31

Как видно из таблицы, остаточная фракция обладает значительным содержанием высокоиндексных компонентов, что позволяет использовать ее при производстве базовых масел, после процесса деасфальтизации. Остаток данной фракции являются сырьем для производства компаундированных битумов.



2. Выбор и обоснование поточной схемы производства нефтепродуктов маслоблока и пути практического применения продуктов

Согласно с пунктом 1 на маслоблок поступает мазут Хадыженской нефти. Головной установкой любого маслоблока является установка вакуумной трубчатки, на которой происходит разделение мазута на узкие масляные фракции и гудрон. Возможен вариант переработки мазута с разделением на широкую масляную фракцию и гудрон. Но при данном варианте разделения целесообразным является применение процесса гидрокрекинга, что при использовании данной нефти нежелательно, так как при этом значительно уменьшается выход базовых масел. При селективной очистке масел растворителями необходимо разделение мазута на узкие масляные фракции.

На установке ВТ производим разделение на погоны: легкий вакуумный газойль, фракция 360-420°С, фракция 420-490°С, фракция 490-530°С, фракция>530°С и затемненный продукт. ЛВГ представляет собой более легкокипящую фракцию, которая остается в мазуте из-за нечеткой работы отгонной части атмосферной колонны. Затемненный продукт может выводиться с установки ВТ, чтобы увеличить температуру начала кипения гудрона. Также необходимость извлечения затемненного продукта связана с установкой в вакуумной колонне первого пакета насадки повышенной прочности для отбоя капель гудрона из паров легких компонентов. С установки выводится утяжеленный гудрон, чтобы снизить нагрузку на установку деасфальтизации, которая имеет большой индекс энергопотребления. При этом на установке деасфальтизации повышается селективность экстракции и глубина отбора наиболее тяжелых масляных компонентов, повышается качество асфальта, который предполагается использовать как сырьё для производства окисленных и остаточных битумов.[7]

Фракция 360-420°С направляется на установку селективной очистки избирательными растворителями. В качестве растворителя на данной установке применяется фенол. На данной установке из фракции удаляются средние и тяжелые ароматические углеводороды, смолы. Рафинат, получаемый на установке селективной очистки, отвечает всем требованиям, предъявляемым к базовым маслам, помимо температуры застывания. Для понижения температуры застывания рафинат направляется на установку каталитической изодепарафинизации. Рафинат, после облагораживания на установке каталитической изодепарафинизации имеет незначительное содержание сернистых соединений, а также индекс вязкости в приделах 97 единиц и температуру застывания -25°С. Исходя из этого, рафинат направляется на установку компаундирования масел.

Экстракты селективной очистки обычно используются по следующим направлениям:

- как компонент котельного топлива;

как пластификатор при производстве резинотехнических изделий (в частности в производстве шин) и кожзаменителей;

как пластификатор при получении битумов и битумных мастик;

- как компонент сырья для производства сажи и нефтяного кокса.

В данном проекте предполагаем использование экстракта, как компонента котельного топлива.

Выход базового масла из фракции 360-420°С представлен на рисунке 1.

Рисунок 1



Фракция 420-490°С для извлечения тяжелых ароматических углеводородов и смол направляется на установку селективной очистки. Рафинат, получаемый на селективной очистке фенолом, содержит примеси тяжелых ароматических соединений и соединения серы, которые являются нежелательными компонентами базовых масел, ухудшая их эксплуатационные свойства. Поэтому рафинат необходимо подвергать доочистки. Существует несколько методов доочистки масел. В данной схеме предполагается применение гидрогенизационных процессов. Эти процессы отличаются высокой экологичностью, незначительными капитальными и энергозатратами, позволяют улучшить эксплуатационные свойства товарных масел, повысить вязкостно-температурные характеристики базовых масел при незначительном уменьшении выхода целевого продукта.

Различают процессы гидроочистки, гидродоочистки и гидрооблагораживания сырья для производства базовых масел. Такое деление условно, так как все эти процессы характеризуются некоторой однородностью применяемых катализаторов и схожестью технологических режимов. В проекте предполагается использование процесса гидрооблагораживания, позволяющего не только обеспечить высокое обесссеривание, но и повысить ИВ на 4-5 пунктов за счет селективного гидрирования ароматических углеводородов. [8]

Полученный в процессе гидрооблагораживания продукт ещё не является базовым маслом, так как характеризуется высокой температурой застывания. Гидрогенизат необходимо подвергнуть депарафинизации с целью удаления или реформулирования углеводородов, обладающих высокой температурой плавления.

На данном периоде существует два направления извлечения из масел парафиновых углеводородов: депарафинизация с помощью селективных растворителей и применение гидрокаталитических процессов.

Основными недостатками применения селективных растворителей являются огромные энергетические затраты на создание холода в процессе, малая экологичность процесса за счет использования аммиака, недостаточный отбор углеводородов, обладающих высокой температурой плавления, значительный унос масляных компонентов с гачами. Помимо того, на установке производится парафин, спрос на который за счет незначительного производства белково-витаминного концентрата упал, а стоимость на рынке значительно ниже, чем товарного масла. За счет удаления парафиновых углеводородов значительно уменьшается выход масел.

Гидрокаталичические процессы напротив имеют ряд преимуществ: выход целевого продукта не уменьшается при проведении депарафинизации, процесс более экологичен, чем процесс сольвентной депарафинизации, обладает небольшими энергозатратами.

Недостатком проведения гидропроцессов является опасность работы с водородом, обладающим широкими пределами взрываемости.

Предполагается использование процессов каталитической депарафинизации и каталитической изодепарафинизации. В курсовом проекте используется процесс каталитической изодепарафинизации, так как гидрогенизаты характеризуются значительным содержанием парафиновых углеводородов, применение данного процесса позволит снизить температуру застывания[8].

Выход базового масла из фракции 420-490°С представлен на рисунке 2.

Рисунок 2



Фракция 490-530°С проходит все стадии очистки и облагораживания представленные выше и характерные для фракции 420-490°С. Отличием схемы переработки является наличие укрупненной установке селективной очистки, в которой экстракция и регенерация растворителя из рафинатного раствора происходит по двум параллельным линиям, а регенерация из экстракта проводится на одном потоке, что позволяет снизить затраты на оборудование и энергозатраты на регенерацию растворителя. Сырьем данной установке является фракция 490-530°С, а также деасфальтизат установке деасфальтизации.

Выход базового масла из фракции 490-530°С представлен на рисунке 3.

Фракция >530 °С поступает на установку деасфальтизации с целью выделения масляных углеводородов и получения, после последующей очистки, наиболее высоковязких базовых масел.

Существует несколько вариантов проведения деасфальтизации: процесс «ROSE», классическая схема деасфальтизации с применением низкомолекулярных углеводородов (пропан), с применением бензинов (процесс Добен). В схеме маслоблока предусмотрена установка деасфальтизации с применением технологической схемы «ROSE». Данная схема предусматривает использование в процессе испарителей и насосов «ROSE». При проведении данного процесса энергозатраты на процесс деасфальтизации значительно снижаются. Деасфальтизат проходит последовательные стадии очистки на установках сективной очистки и гидрооблагораживания. Для уменьшения температуры застывания базового масла в схеме предусмотрена установка сольвентной депарафинизации, применение каталитической гидроизодепарафинизации не целесообразно, так как содержание парафинов нормального строения в данном сырье невелико, а преобладают алканы разветвленного строения.



Рисунок 3

Выход базового масла из фракции >530°С представлен на рисунке 4

Рисунок 4

Согласно заданию на курсовое проектирование в схеме маслоблока предусмотрена установка получения битумов. Сырьем данной установке являются гудрон (30,3% фракции >530°С) и асфальт деасфальтизации. На данной установке проводится переокисление и смешение данного сырья с производством высококачественных дорожных и строительных битумов. Такой подход позволяет получить битумы более высокого качества, чем при обычном окислении гудрона.[13]

Полученные при производстве масел светлые нефтепродукты используются как сырье для производства товарных топлив в топливно-химическом блоке.

Мощность нефтеперерабатывающего завода по нефти составит 3*100/34,2=8,7 млн.тонн/год. Поточная схема маслоблока представлена в приложении А.



3. Материальный баланс маслоблока

3.1 Материальный баланс установки ВТ

Установка ВТ работает 340 дней в году, с учетом плановых и текущих ремонтов. На установку поступает 3 млн.т/г мазута по данным таблицы 2 определим выходы узких масляных погонов. Согласно практическим данным с установки выводится 3% легкого вакуумного газойля. Результаты расчета приведены в таблице 7.

Таблица 7- Материальный баланс установки ВТ

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Мазут	103,00	34,27	3006140,35	8841,59
ИТОГО	103,00	34,27	3006140,35	8841,59
РАСХОД:
Фракция 360-420	41,18	13,70	1201754,39	3534,57
Фракция 420-490	22,24	7,40	649122,81	1909,18
Фракция 490-530	12,07	4,02	352192,98	1035,86
Фракция выше 550	26,59	8,85	776180,38	2282,88
Затемненный продукт	0,51	0,17	14912,28	43,86
ЛВГ	0,21	0,07	6140,35	18,06
Потери	0,20	0,07	5831,17	17,17
ИТОГО	103,00	34,27	3006140,35	8841,59

3.2 Материальный баланс установки селективной очистки 1

На установке селективной очистки закладывается значение ИВ и основных показателей качества базовых масел. Поэтому необходимо очистить сырье до необходимой глубины, не более и не менее. Необходимая глубина очистки зависит от того, какие требования предъявляются к получаемым товарным маслам. При расчете материального баланса установки селективной очистки было принято, что из сырья извлекаются смолы, средние и тяжелые ароматические углеводороды, то есть в состав рафината входят только парафиновые, парафино-нафтеновые и легкие ароматические углеводороды.

На установку селективной очистки 1 поступает фракция 360-420°С, исходя из данных таблицы 3 рафинат составит 77,1 % от фракции. Результаты расчета представлены в таблице 8.

Таблица 8- Материальный баланс установки селективной очистки 1

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Фракция 360-420	100,00	13,70	1201754,39	3534,57
ИТОГО	100,00	13,70	1201754,39	3534,57
РАСХОД:
Рафинат1	77,10	10,56	926552,63	2725,15
Экстракт1	22,70	3,11	272798,25	802,35
Потери	0,20	0,03	2403,51	7,07
ИТОГО:	100,00	13,70	1201754,39	3534,57

3.3 Материальный баланс установки селективной очистки 2

На установку селективной очистки 2 поступает фракция 420-490°С, исходя из данных таблицы 4 рафинат составит 68,5 % от фракции. Результаты расчета представлены в таблице 9.

Таблица 9 - Материальный баланс установки селективной очистки 2

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Фракция 420-490	100,00	7,40	649122,81	1909,18
ИТОГО	100,00	7,40	649122,81	1909,18
РАСХОД:
Рафинат 2	68,50	5,07	44649,12	1307,79
Экстракт2	31,30	2,32	203175,44	597,57
Потери	0,20	0,01	1298,25	3,82
ИТОГО:	100,00	7,40	649122,81	1909,18

3.4 Материальный баланс установки деасфальтизации

Выход деасфальтизата определяется по эмпирической формуле:[13]

Хд=94-4Кг+0,1(Кг-10)2 (1)

где Хд- выход деасфальтизата мас.

Кг- коксуемость гудрона, % мас.

Исходя из данных [6] коксуемость гудрона составит 13,55%.

Хд=94-4·13,55+0,1(13,55-10)2=42,06 %, мас.

Сырьем установки является фракция >530°С. Результаты расчета представлены в таблице 10.

Таблица 10 - Материальный баланс установки деасфальтизации

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Фракция >530	100,00	6,26	548759,53	1614,00
ИТОГО	100,00	6,26	548759,53	1614,00
РАСХОД:
Деасфальтизат	42,06	2,63	230701,75	678,53
Асфальт	57,74	3,61	316666,67	931,37
Потери	0,20	0,02	1391,67	4,09
ИТОГО:	100,00	6,26	548759,53	1614,00

3.5 Материальный баланс установки селективной очистки 3

Сырьем установки селективной очистки являются фракция 490-530°С и деасфальтизат. Установка является укрупненной с общей регенерацией растворителя из экстрактного раствора. Выход рафината и экстракта принимается в соответствии с данными таблиц 5,6. Результаты расчета переведены в таблице 11.

Таблица 11 - Материальный баланс установки селективной очистки 3

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Фракция 490-530	60,39	4,02	352192,98	1035,86
Фрак.>530, Деасфальтизат	39,61	2,63	23070175	678,53
ИТОГО	100,00	6,65	582894,74	1714,40
РАСХОД:
Экстракт 3(490-530)	28,87	1,92	168303,46	495,25
Рафинат 3(490-530)	31,46	2,09	183457,32	539,58
Экстракт 4(>530)	18,81	1,25	104918,42	321,52
Рафинат 4(>530)	20,76	1,38	121052,63	356,04
Потери	0,10	0,01	582,89	1,71
ИТОГО	100,00	6,65	582894,74	1714,40

В таблицах 12, 13 представлены материальные балансы работы установки селективной очистки 3 на отдельных видах сырья (фракции 490-530 °С и деасфальтизате фракции >530 °С).

Таблица 12 - Материальный баланс установки селективной очистки при работе на фракции 490-530 °С

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Фракция 490-530	100,00	4,02	352192,98	1035,86
ИТОГО	100,00	4,02	352192,98	1035,86
РАСХОД:
Экстракт 3(490-530)	47,81	1,92	168383,46	495,25
Рафинат 3(490-530)	52,09	2,09	183457,32	539,58
Потери	0,10	0,00	352,19	1,04
ИТОГО	100,00	4,02	352192,98	1035,86



Таблица 13 - Материальный баланс установки селективной очистки при работе на деасфальтизате фракции >530 °С

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Фрак.>530, Деас-т	100,00	2,63	230701,75	678,53
ИТОГО	100,00	2,63	230701,75	678,53
РАСХОД:
Экстракт 4(>530)	47,49	1,25	109418,42	321,82
Рафинат 4(>530)	52,41	1,38	121052,63	356,04
Потери	0,10	0,00	230,70	0,68
ИТОГО	100,00	2,63	230701,75	678,53

3.6 Материальный баланс битумной установки

Сырьем установки являются асфальт и гудрон с установки ВТ. По данным [13] для производства битумов необходимо 10-15% воздуха с содержанием кислорода 20% об. При окислении помимо битума образуются и побочные продукты - газы окисления и отгон (черный соляр). Газы окисления содержат в своём составе некоторое количество углеводородов и их необходимо утилизировать. Дожиг газов окисления осуществляется непосредственно на установке, отгон используется в качестве топлива в технологических печах установки.

Результаты расчета представлены в таблице 14.

Таблица 14 - Материальный баланс битумной установки

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Гудрон	42,59	2,68	235182,66	691,72
Асфальт	57,41	3,61	316666,67	931,37
Воздух	11,43	0,72	63121,48	185,65
ИТОГО	111,43	7,01	614970,81	1808,74
РАСХОД:
Битумы	97,27	6,12	536842,11	1576,42
УВГ	1,33	0,08	7017,54	20,62
Отгон	2,13	0,13	11403,51	33,54
Газы окисления	10,50	0,67	59707,65	175,60
Потери	0,20	0,01	877,19	2,56
ИТОГО	111,43	7,01	614970,81	1808,74

3.7 Материальный баланс установки гидрооблагораживания

Расчет материального баланса производится по рекомендациям [8,11,13].

Определение количества, серы удаляемой из фракций.

Из фракции 420-490С сера не выделяется, исходя из данных таблицы 4.

Рассчитаем количество остаточной серы во фракции 490-530С

S2ост=S2(1-0,9)(1-0,8)=0,25*0,1*0,2=0,005 % мас. (2)

Количество остаточной серы во фракции >530С

S3ост=S3(1-0,9)(1-0,8)=0,5*0,1*0,2=0,01 % мас.

где Sn-количество серы в соответствующей фракции,

0,9;0,8-глубина обессеривания на первой и второй ступени.[8]

Рассчитаем количество серы удаленно из фракций:

Из фракции 490-530С

S2=S2- S2ост=0.25-0,005=0,245 % мас. (3)

из фракции >530С



S3=S3- S3ост=0,5-0,01=0,49 % мас.

Выход газа, % мас. на фракцию определяется по формуле [8]

В2 =Д ЅМ0,3 (4)

выход газа из фракции 490-530С

В2 газа=S2 * 0,3=0,245*0,3=0,0735 % мас.

выход газа из фракции >530С

В3газа=S3 * 0,3=0,49*0,3=0,147 % мас.

Выход отгона приблизительно принимаем количеству образовавшейся серы, выход отгона для фракции 420-490 приблизительно примем равным 0,1 % мас. исходя из практических данных.

Выход отгона из фракции 490-530С

В2отг=S2=0,245 % мас.

Выход отгона из фракции >530С

В3отг=S3=0,49

Выход гидрооблагороженного продукта рассчитаем по формуле: [8]



Вгоп=100-S- В газа- Вотг (5)

Для фракции 420-490С

В1гоп=100-0,1=99,9 % мас.

Для фракции 490-530С

В2гоп=100-0,245-0,0735-0,245=99,4365 % мас.

Для фракции >530С

В3гоп=100-0,49-0,147-0,49=98,873 % мас.

Определяем расход водорода, пошедшего на процесс гидрооблагораживания.

Определим расход водорода на гидрогенолиз сернистых соединений по формуле

Н=S*m, (6)

где m-коэффициент зависящей от характера сернистых соединений.

Предполагаем, исходя из [13], что во фракции 490-530 содержется 30% сульфидов (m=0,125), 5% дисульфидов (m=0,0938), 49% тиофенов (m=0,25), и 16% бензотиофенов (m=0,187).

Тогда для фракции 490-530 получаем:



Н21=S2*0,3*0,125+S2*0,05*0,0938+S2*0,49*0,25+S2*0,16*0,187=0,245*0,3*0,125+0,245*0,05*0,0938+0,245*0,49*0,25+0,245*0,16*0,87=0,0341 %мас.

Предполагаем, что в рафинате из деасфальтизата фракции >530С гидрируется 23% сульфатов,

4 % дисульфатов, 59 % тиофенов, 14 % бензотиофенов.

Тогда для фракции > 530С получим:

Н31=S3*0,23*0,125+S3*0,04*0,0938+S3*0,59*0,25+S3*0,14*0,187=0,49*0,23*0,125+0,49*0,04*0,0938+0,49*0,59*0,25+0,49*0,14*0,187=0,101 %мас.

Так как. фракции представлены рафинатами селективной очистки, то содержание непредельных углеводородов ничтожно мало и расходом водорода на их гидрирование можно пренебречь.

Рассчитаем расход водорода на гидрирование тяжелых и средних ароматических углеводородов по формуле: [12]

Н2=6Ar/M, (7)

где М-молярная масса сырья, г/моль.

Предполагаем, что гидрированию до метано-нафтеновых углеводородов во фракции 420-490С подвергаются 4,2 % тяжелых и средних ароматических углеводородов, во фракции 490-530С-13,49 %, во фракции >530С-14,42 %.

молярная масса фракции 420-490С- 421 г/моль

молярная масса фракции 490-530С - 493 г/моль

молярная масса фракции >530С - 538 г/моль

Расход водорода на гидрирование тяжелых и средних ароматических углеводородов для фракции 420-490С

Н12=6*4,2/421=0,0598 % мас.

расход водорода на гидрирование тяжелых и средних ароматических углеводородов для фракции 490-530С

Н22=6*13,49/493=0,164 % мас.

расход водорода на гидрирование тяжелых и средних ароматических углеводородов для фракции >530С

Н32=6*14,42/537 = 0,161 % мас.

Потери водорода с отдувом не учитываются, т.к. в любой линии водорода предусматривается концентрирование водорода в ВСГ до величены 60 %.

Определим общее потребление водорода:

Для фракции 420-490С

Н1=0,0598 % мас

Для фракции 490-530С

Н2=0,0341+0,164=0,1981 % мас.

Для фракции > 530С



Н3=0,101+0,161=0,261 % мас

Выход сероводорода определим по формуле:

(8)

для фракции 490-530 С

=0,26%мас

для фракции >530 С

%мас.

Рассчитаем количество водорода, поглощаемое сероводородом [8]

Нnн2s=Bн2s-ДSn

для фракции 490-530: Н2н2s= 0,26-0,245=0,015 % мас.

для фракции >530: Н3н2s =0,52-0,49=0,03 % мас.

Количество водорода, вошедшего в состав отгона за счет гидрирования продуктов гидрогенолиза сернистых соединений, составит:[11]

Нnгид= Нn1- Нnн2s

Для фракции 490-530С



Н2гид= Н21-0,015=0,0341-0,015=0,0191 % мас.

Для фракции> 530С

Н3гид= Н31-0,03=0,101-0,03=0,071 % мас.

Уточненный выход отгона составит:

Для фракции 420-490С

В1*отг=0,1 % мас.

Для фракции 490-530С

В2*отг=В2отг+0,0191= 0,245+0,0191=0,2631 %мас.

Для фракции >530С

В3*отг= В3отг+0,071=0,49+0,071=0,561 % мас.

Количество водорода, вошедшее в масла за счет гидрирования ароматических углеводородов равно количеству водорода, израсходованного на гидрирование. Тогда уточненный выход гидрооблагороженного продукта составит:

Для фракции 420-490С

В1*гоп= В1гоп+Н12=99,9+0,0598=99,9598 % мас.

Для фракции 490-530С

В2*гоп=В2гоп+Н22=99,4365+0,164=99,6 % мас.



Для фракции >530С

В3*гоп=В3гоп+Н32=98,873+0,161=99,034 % мас.

Результаты расчета представлены в таблице 15.

Таблица 15 - Материальный баланс установки гидрооблагораживания

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Рафинат 2	59,35	5,07	44649,56	1307,79
Рафинат 3	24,74	2,09	183457,32	539,58
Рафинат 4	16,33	1,38	121052,63	356,04
водород(100%)	0,13	0,01	952,37	2,80
ИТОГО	100,55	8,55	750111,45	2206,22
РАСХОД:
Гидрооблагороженный продукт 2	59,26	5,04	442105,26	1300,31
Гидрооблагороженный продукт 3	24,58	2,09	183333,33	539,22
Гидрооблагороженный продукт 4	16,10	1,37	120175,44	353,46
Сероводород	0,15	0,01	936,31	2,75
Газы	0,04	0,00	314,72	0,93
Отгон	0,22	0,02	1754,39	5,16
Потери	0,20	0,02	1492,00	4,39
ИТОГО	100,55	8,55	750111,45	2206,22

3.8 Материальный баланс установки каталитической изодепарафинизации

В соответствии с данными литературы [9] в процессе каталитической изодепарафинизации образуются продукты в следующих количествах:

- газа - 0-5 % мас. на сырье

- бензиновой фракции - 5-10 % мас. на сырье

- фракции дизельного топлива - 5-10 % мас. на сырье

- масляной фракции - 80-85 % мас. на сырье

Принимаем что, из фракции 360-420°С получается:

Газы-3,2% мас.

Бензин-10,5% мас.

ДТ-6,3% мас.

Депарафинизированное масло - 80% мас.

Принимаем что, из фракции 420-490°С получается:

Газы-3% мас. Бензин-10% мас.

ДТ-7% мас.

Депарафинизированное масло - 80,25% мас.

из фракции 490-530°С получается:

Газы-2,2% мас.

Бензин-8,7% мас.

ДТ-7,3% мас.

Депарафинизированное масло - 82,457% мас.

Расход водорода при этом составляет 0,3-0,4 % мас. на сырье. Для большей простоты расчетов бензиновая и дизельная фракции учитываются вместе, как отгон нк-360°С. Результаты расчета приведены в таблице 16.

Таблица 16 - Материальный баланс установки каталитической изодепарафинизации

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Рафинат 1	59,70	10,56	926552,63	2725,15
Гидрооблагороженный. Продукт 2	28,49	5,04	442095,14	1300,28
Гидрооблагороженный. Продукт 3	11,81	2,09	183356,00	539,28
Водород (100 %)	0,40	0,07	6208,02	18,26
ИТОГО:	100,40	17,76	1558211,79	4582,97
РАСХОД:
Депарафинизированный продукт 1	47,76	8,45	741242,23	2180,12
Депарафинизированный продукт 2	22,81	4,04	353970,67	1041,09
Депарафинизированный продукт 3	9,69	1,71	150352,16	442,21
Газы в том числе	3,10	0,55	48167,36	141,67
Газы 1	1,97	0,35	30576,24	89,93
Газы 2	0,87	0,15	13557,29	39,87
Газы 3	0,26	0,05	4033,84	11,86
Отгон в том числе	16,84	2,98	261374,99	768,75
Отгон 1	10,09	1,79	156587,39	460,55
Отгон 2	4,86	0,86	75450,61	221,91
Отгон 3	1,89	0,33	29336,98	86,29
Потери	0,20	0,04	3104,01	9,13
ИТОГО:	100,40	17,76	1558211,79	4582,97

В таблицах 17-19 представлены материальные балансы работы установки каталитической изодепарафинизации при работе на отдельных сырьевых фракциях.

Таблица 17 - Материальный баланс установки каталитической изодепарафинизации при переработки рафината установки селективной очистки 1

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Рафинат 1	100,00	10,56	926552,63	2725,15
Водород	0,40	0,04	3706,21	10,90
ИТОГО	100,40	10,60	930258,84	2736,06
РАСХОД:
Депарафинизиро-ванный продукт 1	80,00	8,45	741242,11	2180,12
Газы	3,30	0,35	30576,24	89,93
Отгон	16,90	1,79	156587,39	460,55
Потери	0,20	0,02	1853,11	5,45
ИТОГО	100,40	10,60	930258,84	2736,06



Таблица 18 - Материальный баланс установки каталитической изодепарафинизации при переработки гидрооблагороженного продукта 2

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Гидрооблагоро-женный продукт 2	100,00	5,04	442095,14	1300,28
водород	0,40	0,02	1768,38	5,20
ИТОГО	100,40	5,06	443863,52	1305,48
РАСХОД:
Депарафинизиро-ванный продукт 2	80,07	4,04	353970,99	1041,09
Газы	3,07	0,15	13557,29	39,87
Отгон	17,07	0,86	75450,61	221,91
Потери	0,20	0,01	884,19	2,60
ИТОГО	100,40	5,06	443863,52	1305,48

Таблица 19 - Материальный баланс установки каталитической изодепарафинизации при переработки гидрооблагороженного продукта 3

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Гидрооблагорожен-ный продукт 3	100,00	2,09	183356,01	539,28
Водород	0,40	0,01	733,42	2,16
ИТОГО	100,40	2,10	184089,43	541,44
РАСХОД:
Депарафинизированный продукт 3	82,00	1,71	150352,04	442,21
Газы	2,20	0,05	4033,84	11,86
Отгон	16,00	0,33	29336,98	86,29
Потери	0,20	0,00	366,57	1,08
ИТОГО	100,40	2,10	184089,43	541,44

3.9 Материальный баланс установки депарафинизации

По данным [6] в фракции >530 °С содержится 5,8% парафиновых углеводородов. Количество образовавшегося петролатума мало, поэтому экономически не целесообразно строить установку обезмасливания, а образовавшийся продукт, использовать как компонент котельного топлива. Результаты расчета материального баланса установки представлены в таблице 20.

Таблица 20 - Материальный баланс установки депарафинизации

Статья	%мас.на сырье	% мас. на нефть	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Рафинат 4	100	1,38	121052,6316	356,03715
ИТОГО	100	1,38	121052,6316	356,03715
РАСХОД:
Депарафинизированное масло	92,97	1,282986	112542,6316	331,00774
Петралатум в том:	6,83	0,094254	8267,894737	24,317337
Масло	1,03	0,014214	1246,842105	3,6671827
Церезин	5,8	0,08004	7021,052632	20,650155
Потери	0,2	0,00276	242,1052632	0,7120743
ИТОГО	100	1,38	121052,6316	356,03715

3.10 Материальный баланс маслоблока

Материальный баланс маслоблока составлен на основании данных таблиц 7-20 и представлен в таблице 24.

Таблица 24- Материальный баланс маслоблока

Статья	% мас на нефть	% мас. на мазут	т/год	т/сутки
ПРИХОД:
Мазут	34,2700	100,2047	8789884,0669	25852,6002
Водород (100 %)	0,0816	0,2387	20936,8049	61,5788
Воздух	0,7196	2,1041	184566,2973	542,8421
ИТОГО:	35,0712	102,5474	8995387,1692	26457,0211
РАСХОД:
Базовое масло 1	8,4502	24,7081	2167374,5768	6374,6311
Базовое масло 2	4,0353	11,7990	1035001,6013	3044,1224
Базовое масло 3	1,7140	5,0117	439625,8336	1293,0172
Базовое масло 4	1,2830	3,7514	329072,0222	967,8589
Битум	6,1237	17,9057	1570671,8861	4619,6232
Отгон битум.установки	0,1341	0,3921	34394,2749	101,1596
Отгон гидрооблагор.	0,0184	0,0537	4712,6640	13,8608
Отгон изодепарафин.	2,9797	8,7125	764254,3462	2247,8069
УВГ битум. установки	0,0837	0,2448	21476,2374	63,1654
УВГ гидрооблагораж.	0,0036	0,0105	920,2368	2,7066
УВГ изодепарафиниз.	0,5491	1,6056	14084,0238	41,4236
Газы окисления	0,6610	1,9329	169549,2424	498,6742
Экстракты	0,0127	0,0372	3260,6569	9,5902
Сероводород	0,0700	0,2047	17954,2423	52,8066
ЛВГ	0,0943	0,2756	24175,1308	71,1033
Петролатум	0,1962	0,5738	50333,2566	148,0390
Потери	8,5930	25,1259	2204022,1350	6482,4180
ИТОГО:	35,0712	102,5474	8995387,1692	26457,0211



4. Выбор и обоснование технологической схемы установки селективной очистки

Для очистки и разделения нефтяного сырья широко используют процессы, основанные на растворимости компонентов сырья в различных растворителях. Растворение вещества, А в веществе Б, возможно лишь в том случае, когда межмолекулярные силы притяжения, осуществляющие связь между частицами чистых веществ А и Б преодолеваются силами, которые появляются при растворении этих веществ. Таким образом, для растворения одного вещества в другом необходимо достаточно сильное притяжение между молекулами растворяемого вещества и растворителя.[16,17,18]

Растворимость компонентов нефтяного сырья в растворителях зависит от природы растворителя. При оценке влияния этого фактора на растворимость компонентов сырья следует учитывать два свойства, связанных с их природой: растворяющую способность и избирательность. Под растворяющей способностью растворителя понимают его способность наиболее полно растворять компоненты сырья, подлежащие извлечению. Избирательность растворителя характеризует его способность чётко отделять одни компоненты сырья от других.

При помощи селективных растворителей из нефтяного сырья могут быть извлечены такие нежелательные компоненты, как непредельные углеводороды, серо- и азотсодержащие соединения, полициклические ароматические углеводороды, а также смолистые вещества. Особое значение процесс селективной очистки имеет для производства нефтяных масел, так как в результате существенно улучшаются два важнейших эксплуатационных свойства масел: стабильность против окисления и вязкостно-температурные свойства. Помимо этого, очищенный продукт (рафинат) имеет по сравнению с сырьём меньшие плотность, вязкость, кислотность и особенно коксуемость и более высокую температуру застывания; в нём меньше серосодержащих соединений и он менее интенсивно окрашен.

К растворителям селективной очистки масел предъявляются следующие требования:

- растворитель должен избирательно растворять низкоиндексные компоненты и не растворять высокоиндексные;

- иметь низкую температуру кипения с целью лёгкой регенерации;

- иметь низкую вязкость для хорошего массообмена;

- иметь плотность, отличающуюся от плотности сырья, для быстрого и чёткого разделения фаз;

- быть химически и термически стабильным, т.е. не изменять своих свойств при эксплуатации и хранении;

- химически не взаимодействовать с компонентами очищаемого сырья;

- плохо растворяться в воде и растворять воду, не образовывать с ней азеотропных смесей;

- не вызывать коррозии аппаратуры, быть нетоксичными, неядовитыми, взрыво- и пожаробезопасными, дешёвыми и недефицитными.

Наиболее распространенными растворителями в процессе селективной очистки являются фенол, фурфурол, N-метилпирролидон.[17].

Фенол является высокотоксичным растворителем, достаточно энергоёмок, обладает средней селективностью при высокой растворяющей способности и не обеспечивает высокого отбора рафината от потенциала при выработке качественных основ моторных масел. Фурфурол обладает сравнительно малой растворяющей способностью, термически нестабилен и склонен к интенсивному окислению. Всё большее распространение, особенно за рубежом, получил N-метилпирролидон.[18] Характеристики селективных растворителей представлены в таблице 24.



Таблица 24 - Характеристики селективных растворителей.

Показатели	Фенол	Фурфурол	N-метил-пирролидон
1	2	3	4
Плотность при 20 °С, кг/м3	1071,00	1160,00	1030,00
Дипольный момент, Д	1,70	3,60	4,10
Температура, °С	Кипения	182,00	162,00	202,00
	Плавления	41,10	-38,70	-24,20
1	2	3	4
Вязкость при 50°С, мПа·с	4,00	1,09	1,01
ПДК в воздухе рабочей зоны, мг/м3	0,30	10,00	100,00
Класс опасности	2	3	4
Растворяющая способность	Высокая	Низкая	Средняя
Образование азеотропной смеси с водой	Да	Да	Нет
Селективность	Низкая	Высокая	Средняя
Стабильность	высокая	низкая	Средняя

Каждый из этих растворителей имеет свои достоинства с технической и экономической точек зрения, N-метилпирролидон выделяется по таким показателям, как растворяющая способность, расход растворителя и техническое обслуживание установки. В зависимости от стоящих перед нефтеперерабатывающим заводом задач можно при использовании N-метилпирролидона либо увеличить производительность установки, либо сократить расход топлива на единицу объёма перерабатываемого сырья. Базовые масла, полученные путём селективной очистки N-метилпирролидоном, светлее базовых масел, полученных с применением двух других растворителей.

N-метилпирролидон избирательно экстрагирует ароматические соединения и серу из вакуумных дистиллятов и деасфальтизатов, полученных из нафтено-парафинового, парафинового и смешанного основания с температурой кипения выше 288С.

Рафинаты имеют высокий индекс вязкости, светлый цвет, отличную восприимчивость к присадкам и хорошую термоокислительную стабильность. Они являются хорошими базовыми маслами для получения высококачественных автомобильных и индустриальных масел. Ароматические экстракты обладают такими же физико-химическими свойствами как экстракты, полученные при фенольной и фурфурольной очистке [19].

N-метилпирролидон представляет интерес как селективный растворитель для очистки высоковязкого сырья и такого сырья, для очистки которого требуется большой расход растворителя.

Благодаря высокой растворяющей способности N-метилпирролидона расход растворителя ниже, чем в других процессах очистки масел селективными растворителями. Уменьшение количества циркулирующего растворителя приводит к снижению расхода энергоресурсов [19]. При использовании N-метилпирролидона можно ожидать следующего:

- снижение расхода растворителя по сравнению с фенолом на 30 - 50%;

- снижение расхода энергии по сравнению с процессом фенольной очистки на 20 - 40 %;

- снижение расхода растворителя по сравнению с фурфурольной очисткой на 25 - 40 %;

- снижение расхода энергии по сравнению с фурфуролом может составить 20 - 40 %.

Однако N-метилпирролидон имеет не только преимущества, но и некоторые недостатки, главным из которых является сравнительно высокая стоимость и ограниченная доступность в некоторых странах мира. Кроме того, вследствие высокой температуры кипения N-метилпирролидона его можно применять только для очистки масляных дистиллятов и газойлей с температурой начала кипения выше 278-280С. По термостобильности N-метилпирролидон заметно уступает фенолу, что снижает допустимые температуры нагрева до 300С, что требует создания вакуума на последних ступенях регенерации. При очистке средневязких дистиллятов часть легкокипящих фракций отгоняется с растворителем из рафинатного и экстракного растворов и обмасливает (до 10% мас.) циркулирующий N-метилпирролидон, что снижает производительность экстракторов.

В циркулирующем растворителе в результате окисления кислородом постепенно увеличивается содержание одного из продуктов окисления N-метилпирролидона, имеющего щелочную реакцию. Для уменьшения окисления рекомендуется сырье подвергать деаэрации в вакууме и проводить процесс под подушкой инертного газа.

С ростом температуры кислотное число N-метилпирролидона возрастает до 0,6 мг КОН/г, следствии разрушения амминов и гидролиза в присутствии воды. Это приводит к усилению коррозии оборудования и трубопроводов.

Помимо этого, перевод установки на использование N-метилпирролидона влечет за собой значительные капитальные затраты, так как действие данного растворителя максимально проявляется при внедрении роторно-дискового контактора.

Основным недостатком применения при очистки фенола является его высокая токсичность и энергоемкость. Предотвращение выбросов при нормальной работе установки и создание замкнутого водного контура позволяет избежать опасности загрязнений. Высокая энергоемкость фенола сглаживается его небольшой стоимостью, что в совокупности не оказывает влияния на экономические показатели процесса.

Недостаток исходных данных, а также незначительное использование N-метилпирролидона в промышленности, делает использование фенола при курсовом проектировании наиболее оптимальным.

Технологическая схема установки представляет классический вариант схемы селективной очистки с незначительными изменениями.[17,15]. Принципиальная технологическая схема представлена в приложении Б данного курсового проекта.



5. Описание особенностей технологической схемы с указанием процессов, протекающих в основных аппаратах

Дистиллятное сырье (фракция 360-420 °С) насосом Н-1 подается через теплообменники Т-1,Т-2 на верхнюю тарелки абсорбера К-1. Подача сырья регулируется в зависимости от уровня в нижней части абсорбера.

Под нижнюю тарелку вводятся пары азеотропной смеси. Нисходящий поток сырья абсорбирует фенол из смеси. Пары воды на выходе из К-1 поступают в конденсатор холодильник АВО-1, конденсат используют для производства водяного пара.

Сырье забирается насосом Н-2 и проходит через холодильники Т-3, Т-4, делится на два равных потока и направляется в среднюю часть экстракционных колонн К-2, К-2а с температурой 75°С. Экстракционная колонна укомплектовывается 20 ситчатыми тарелками. В верх колонн К-2, К-2а из приемника Е-2 подается фенол, в нижнюю часть колонн из приемника Е-3 подается фенольная вода, соответствующая составу азеотропной смеси. Для равномерного распределения потоков по сечению колонн все жидкости в них вводятся через горизонтальные трубчатые распределители. Температура верха колонн регулируется температурой подаваемого фенола. Температуру низа регулируют расходом экстрактного раствора - рецеркулята, отбираемого насосом Н-3. В колоннах образуется два слоя: экстрактный и рафинатный. Рафинатный раствор по выходе из колонн собирается в промежуточный приемник Е-1. Экстрактный раствор выводится в блок регенерации растворителя.

Из приемника Е-1 рафинатный раствор насосом Н-5 подается через теплообменники Т-6, Т-7, где нагревается отходящим потоком рафината, в змеевик трубчатой печи П-1. С температурой 270°С рафинатный раствор поступает в испарительную рафинатную колонну К-3. Здесь отделяется основное количество фенола в виде паров. Для предотвращения уноса рафината с парами фенола колонна снабжена 10-ю тарелками с жалюзийными колпачками, орошаемыми фенолом. Пары фенола выходят сверху колонны, конденсируясь в теплообменниках Т-8, Т-9, отдавая тепло экстракному раствору, и собираются в емкости Е-2.

Рафинат с небольшим содержанием фенола поступает в рафинатную отпарную колонну К-4, где остатки фенола отгоняются острым водяным паром. Пары воды и фенола сверху колонны поступают в емкость Е-3. Рафинат насосом Н-4, проходя теплообменники Т-7, Т-6 выводится с установки. Экстрактный раствор насосом Н-6 прокачивается через теплообменники Т-8, Т-9 поступает с температурой 160°С в сушильную колонну К-5. Колонна К-5 разделена полуглухой тарелкой на две части, верхняя из которых снабжена 12-ю тарелками. В колонне К-5 экстрактный раствор обезвоживается, сверху колонны отводится азеотропный раствор и поступает в емкость Е-3, с низа колонны выводится экстракт в смеси с фенолом.

Экстрактный раствор собирающейся на полуглухой тарелке колонны К-5 поступает в ребойлер Т-10, нагреваемый парами фенола выходящего из колонны К-6. Образовавшиеся в ребойлер пары поступают в кубовую часть колонны К-5, а экстрактный раствор поступает в змеевик печи П-2.

Обезвоженный экстрактный раствор насосом Н-7 поступает в печь П-2, где нагревается до 270 °С. В колонне К-6 испаряется основное количество фенола, пары которого выходя с верха колонны отдают тепло в теплообменнике Т-10, и направляются в емкость сухого фенола Е-2. Пары фенола также подаются на верхнюю тарелку колонны К-6 в качестве орошения. Конструктивно колонна К-6 оформлена также как колонна К-5. Кубовая часть колонны разделена на два отсека глухой перегородкой. Первый отсек используется как буферная зона для откачки полуотпаренного экстракта через печь, из второй части экстракт практически полностью освобожденный от фенола поступает в стриппинг-колонну на дальнейшею отпарку. Благодаря этому увеличилось зеркало испарения, и снизилась температура сырья после второй ступени нагрева.

Экстрактный раствор с небольшим содержанием фенола поступает в колонну К-7,где он продувается водяным паром, для полного удаления фенола. Пары фенола и воды, выходящие с верха колонны К-7 через аппарат воздушного охлаждения АВО-2 поступает в емкость Е-3 и затем в отпарную колонну К-5.

Экстракт из колонны К-7, отдавая тепло в теплообменниках Т-1, Т-2 выводится с установки.[17,20,21]



6. Расчет основных аппаратов

Расчет основных аппаратов проводится в соответствии с методикой расчета и рекомендациями представленными в [23,24,25,26].

6.1 Расчет экстракционной колонны

Так как экстракционная колонна испытывает нагрузку по парам, разбиваем поток сырья на два равных и ставим две экстракционных колонны. Далее проводим расчет колонны.

Составим материальный баланс экстракционной колонны по данным [23,24]. Материальный баланс представлен в таблице 25.

Таблица 25 - Материальный баланс экстракционной колонны

Продукты	%мас. на сырье	состав растворв	т/год	т/сутки	кг/ч
Взято
Фракция 360-420	100,00		600877,19	1767,29	73636,91
Фенол	200,00		1201754,38	3534,57	147273,82
Фенольная вода:	9,00	100,00	54078,95	159,06	6627,32
фенол	0,81	9,00	4867,11	14,32	596,46
вода	8,19	91,00	49211,84	144,74	6030,86
Итого	309,00		1856710,52	5460,91	227538,05
Получено
Рафинатный раствор:	96,38	100,00	579095,39	1703,22	70967,57
рафинат	77,10	80,00	463276,31	1362,58	56774,06
фенол	19,28	20,00	115819,08	340,64	14193,51
Экстрактный раствор:	212,63	100,00	1277615,13	3757,69	156570,48
экстракт	22,90	10,77	137600,88	404,71	16862,85
фенол	181,54	85,38	1090802,41	3208,24	133676,77
вода	8,19	3,85	49211,84	144,74	6030,86
Итого	309,00		1856710,52	5460,91	227538,05



Расчет теплового баланса экстракционной колонны.

Принимаем следующий температурный режим экстракционной колонны, согласно данным[15,19,23]

температура верха - 88 С

температура низа -68 С

температура ввода сырья - 75 С

температура подачи фенола - 94 С(по данным [19] выше температуры вывода рафинатного раствора на 4-8 С° )

температура подачи фенольной воды - 40 С

температура подачи рециркулята - 30 С

Составим уравнение теплового баланса экстракционной колонны.

Qсырья+Qфенола+Qфенол. вода+Qрецирк(30).=Qрафин. раст.+Qэкстракт. раст.+Qрецирк.(68) (9)

Количество теплоты, вводимое с сырьем:

Qсырья=GсырьяНж75=73636,91•134,04=9870291,42 кДж/ч

Исходя из данных [27] примем Нж75= 134,04 кДж/кг, при Т=348 К

(10)

Количество теплоты, вводимое с фенолом:

Qфенола=GфенолаНж94 =147273,82•199,53=29385545,3кДж/ч