Сырьём битумной установки является гудрон (>570°С) с установки АВТ. На битумную установку отправляем 7,335% масс. на нефть гудрона. На установке получаем битум марки БНД-60/90 [6] Результаты расчёта материального баланса битумной установки представлены в таблице 11.3.

Таблица 11.3 - Материальный баланс битумной установки

Продукты	% на сырьё	т/год	т/час
Пришло:
гудрон	100,000	436579,200	53,502
Получено:
битум	97,000	423481,824	51,897
газы	2,400	10477,901	1,284
чёрный соляр	0,600	2619,475	0,321
Итого:	100,000	436579,200	53,502

11.4 Расчёт материального баланса установки каталитического риформинга

Согласно пункту 2 (обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти) сырьём установки являются фракции: 70-180°С с установки АВТ и 70-180°С с установки ART. Расход принимается на основании таблиц 11.1 и 11.7. Расчёт материального баланса установки каталитического риформинга представлен в таблице 11.4.

Таблица 11.4 - Материальный баланс установки каталитического риформинга

Продукты	% на сырьё	т/год	т/час
Пришло:
70-180°С (с АВТ)	97,186	943272,960	115,597
70-180°С (с АRT)	2,814	27312,395	3,347
Итого:	100,000	970585,355	118,944
Получено:
С1-С4	8,000	77646,829	9,516
н.к.-70°С	23,459	227689,618	27,903
70-140°С	39,099	379489,168	46,506
140-180°С	22,342	216848,180	26,574
ВСГ	7,100	68911,560	8,445
Итого:	100,000	970585,355	118,944

11.5 Расчёт материального баланса установки каталитического крекинга

Сырьём установки каталитического крекинга согласно поточной схеме является фракция 360-570°С с АВТ и остаток, идущий с установки гидрокрекинга ВГ. Согласно пункту 2 на установку кат. крекинга отправляем 16,543% масс. на нефть фракции 360-570°С. Расчёт материального баланса установки каталитического крекинга представлен в таблице 11.5.

Таблица 11.5 - Материальный баланс установки каталитического крекинга

Продукты	% на сырьё	т/год	т/час
Пришло:
360-570°С (с установки гидроконверсии ВГ)	66,55	568136,911	69,625
>360°С (с установки гидрокрекинга ВГ)	33,45	285545,414	34,993
Итого:	100,00	853682,325	104,618
Получено:
газы (С1-С4)	16,00	136589,172	16,739
тяжёлый бензин	14,51	123869,305	15,180
лёгкий бензин	37,99	324313,915	39,744
легкий газойль	16,80	143418,631	17,576
тяжёлый газойль	9,60	81953,503	10,043
кокс	5,10	43537,799	5,336
Итого:	100,00	853682,325	104,618

11.6 Расчёт материального баланса установки гидрокрекинга

Сырьём установки гидрокрекинга согласно поточной схеме является фракция 360-570°С с АВТ. На установку гидрокрекинга отправляем 16,543% масс. на нефть фракции 360-570°С. Результаты расчёта приведены ниже.

Таблица 11.6 - Материальный баланс установки гидрокрекинга

Продукты	% на сырьё	т/год	т/час
Пришло:
360-570°C	100,000	984639,360	120,666
водород	2,500	24615,984	3,017
Итого:	102,500	1009255,344	123,683
Получено:
сероводород	2,200	21662,066	2,655
С1-С2	3,500	34462,378	4,223
С3-С4	6,800	66955,477	8,205
бензин	14,500	142772,707	17,497
ДТ	46,500	457857,302	56,110
тяжёлый газойль	29,000	285545,414	34,993
Итого:	102,500	1009255,344	123,683

11.7 Материальный баланс установки ART

Сырьем установки ART, согласно поточной схеме, является гудрон (>570°С) с установки АВТ. На установку ART отправляем 7,335% масс. на нефть гудрона.

Выходы продуктов в процессе ART рассчитываем по формулам [4]:

выход сероводорода, % масс.: H2S=0,12•SC;

выход сухого газа (С1-С2), % масс.: GC=0,44•[6,4+(0,982-PC)•11,8];

выход сжиженного газа (С3-С4), % масс.: GPL=0,56•[6,4+(0,982-PC)•11,8];

выход бензина (н.к.-180°С), % масс.: GB=100-GC-GPL-LGO-HGO-K;

выход легкого газойля (180-360°С), % масс.: LGO=0,23•[70+(0,982-PC)•11,4];

выход тяжелого газойля (>360°С), % масс.: HGO=0,786•[70-(0,982-PC)•11,4];

выход кокса (сжигаемый), % масс.: K=0,8•KK,

где SC - содержание серы в сырье, % масс.;

PC - относительная плотность сырья при 20°С;

KK - коксуемость сырья, % масс.

Содержание серы в полученных продуктах процесса ART составляет:

в бензине, % масс.: SB?0,1•SC;

в легком газойле, % масс.: SLG?0,3•SC;

в тяжелом газойле, % масс.: SHG?SC.

На основании таблицы 1.7 рассчитаем:

H2S=0,12•3,92=0,470% масс;

GC=0,44•[6,4+(0,982-1,0734)•11,8]=2,341% масс;

GPL=0,56•[6,4+(0,982-1,0734)•11,8]=2,980% масс;

GB=100-2,341-2,980-15,860-54,201-15,504-0,47=8,644% масс;

LGO=0,23•[70+(0,982-1,0734)•11,4]=15,860% масс;

HGO=0,786•[70+(0,982-1,0734)•11,4]=54,201% масс;

K=0,8•19,38=15,504% масс;

SB?0,1•3,92=0,392% масс;

SLG?0,3•3,92=1,176% масс;

SHG?S3,92% масс.

На основании полученных результатов составляем таблицу материального баланса установки ART.

Таблица 11.7 - Материальный баланс установки ART

Продукты	% на сырьё	т/г	т/ч
Пришло:
гудрон	100,000	436579,200	53,502
Получено:
сероводород	0,470	2051,922	0,251
С1 - С2	2,341	10220,320	1,253
С3 - С4	2,980	13010,060	1,594
н.к.-70°С	2,388	10425,511	1,278
70-180°С	6,256	27312,395	3,347
легкий газойль	15,860	69241,461	8,485
Продукты	% на сырьё	т/г	т/ч
тяжелый газойль	54,201	236630,292	28,999
кокс	15,504	67687,239	8,295
Итого:	100,000	436579,200	53,502

11.8 Расчёт материального баланса установки АГФУ

На установку АГФУ, согласно поточной схеме НПЗ, поступают газы С1-С4 с установки каталитического крекинга и с установки ART. Назначением этой установки является разделение газов на отдельные компоненты путём адсорбции. Конкретные значения количества отдельных компонентов в этих газах принимаем из таблиц 11.5 и 11.7.

Результаты расчёта материального баланса установки АГФУ представлены в таблице 11.8.

Таблица 11.8 - Материальный баланс установки АГФУ

Продукты	% на сырьё	т/год	т/час
Пришло:
газ с кат. крекинга	85,465	136589,172	16,739
газ с ART	14,535	23230,380	2,847
Итого:	100,000	159819,552	19,586
Получено:
Н2S	0,850	1358,466	0,167
С1-С2	18,530	29614,563	3,629
? С3	28,020	44781,439	5,488
? С4	52,600	84065,084	10,302
в том числе:
i-C4H8	6,500	10388,271	1,273
n-C4H8	12,540	20041,372	2,456
i-C4H10	13,500	21575,639	2,644
n-C4H10	20,060	32059,802	3,929
Итого:	100,000	159819,552	19,586

11.9 Расчёт материального баланса установки алкилирования

Расчёт материального баланса установки алкилирования производим по методике [10]. Процесс алкилирования происходит на основе взаимодействия между изобутаном и бутиленом. В результате получается алкилат, который является высокооктановой добавкой к бензинам. Сырьём этой установки, согласно поточной схеме НПЗ, являются газы УС4 с установок АГФУ и пиролиза. Выходы составляющих этих газов УС4 принимаем на основании таблицы 11.8 и 11.13. n-С4Н10 выводим с установки на пиролиз. Расчёт материального баланса производим по химическому уравнению:

i-С4Н10+С4Н8>?С8Н18

Результаты расчёта материального баланса установки алкилирования приведены в таблице 11.9.

Таблица 11.9 - Материальный баланс установки алкилирования

Продукты	% на сырьё	т/год	т/час
Пришло:
?С4	100,00	87182,386	10,684
в том числе:
n-C4H8	28,64	24966,934	3,060
i-C4H10	29,61	25812,682	3,163
n-C4H10	41,75	36402,770	4,461
Итого:	100,00	87182,386	10,684
Получено:
алкилат	58,25	50779,615	6,223
н-С4Н10	41,75	36402,771	4,461
Итого:	100,00	87182,386	10,684

11.10 Расчёт материального баланса установки получения ДИПЭ

Расчёт материального баланса установки получения ДИПЭ производим по уравнению реакции. Процесс получения происходит на основе взаимодействия между пропиленом и водой. В результате получается ДИПЭ - высокооктановая присадка к бензинам. Сырьём этой установки, согласно поточной схеме НПЗ, являются газы УС3 с установки АГФУ. Непрореагировавший С3Н8 выводим с установки получения ДИПЭ на пиролиз. Расчёт материального баланса производим по уравнению реакции:

2С3Н6+Н2О>СН3?СН?О?СН?СН3

СН3 СН3

Результаты расчёта материального баланса установки получения ДИПЭ приведены в таблице 11.10.

Таблица 11.10 - Материальный баланс установки получения ДИПЭ

Продукты	% на сырьё	т/год	т/час
Пришло:
пропан-пропилен(АГФУ)	90,323	44781,439	5,488
в том числе пропилен	45,161	22390,720	2,744
вода	9,677	4798,011	0,588
Итого:	100,00	49579,45	6,076
Получено:
ДИПЭ	54,839	27188,730	3,332
n-C3Н8	45,161	22390,720	2,744
Итого:	100,000	49579,450	6,076

11.11 Расчёт материального баланса установки гидроочистки ДТ

Расчёт проводим при помощи программы «Гидроочистка», составленной по заданию на курсовую работу по предмету «Применение ЭВМ в химической технологии», которая разработана на основе методики изложенной в [6]. Результаты представлены ниже.

Таблица 11.11 - Материальный баланс установки гидроочистки ДТ

Продукты	% на сырьё	т/год	т/час
Пришло:
180-360°С (АВТ)	96,214	1759708,8	215,651
180-360°С (АRТ)	3,786	69241,461	8,485
ВСГ	2,251	41161,116	5,044
Итого:	102,251	1870111,377	229,180
Получено:
С1-С4	2,217	40545,329	4,969
сероводород	1,381	25262,375	3,095
бензин	1,300	23776,353	2,914
ДТ	97,352	1780527,320	218,202
Итого:	102,251	1870111,377	229,180

11.12 Расчёт материального баланса установки получения серной кислоты

На установку получения серной кислоты, согласно поточной схеме НПЗ, направляется сероводород с установки гидроочистки дизельного топлива, установки гидрокрекинга ВГ, установки ART, установки АГФУ и установки гидроконверсии ВГ. По уравнению реакции также рассчитывается необходимое количество кислорода:

Н2S+2О2>Н2SO4

Результаты расчета материального баланса установки получения серной кислоты приведены в таблице 11.12.

Таблица 11.12 Материальный баланс установки получения серной кислоты

Продукты	% на сырьё	т/год	т/час
Пришло:
H2S с ГО ДТ	13,067	25262,375	3,096
H2S с АГФУ	0,703	1358,466	0,167
H2S с установки гидроконверсии	8,658	16738,869	2,051
H2S с ГК ВГ	11,205	21662,066	2,655
H2S с ART	1,061	2051,922	0,251
кислород	65,306	126256,373	15,472
Итого:	100,000	193330,071	23,692
Получено:
серная кислота	100,000	193330,071	23,692

11.13 Расчёт материального баланса установки пиролиза

Сырьём установки пиролиза в соответствии с поточной схемой, являются газы С3-С4 с установок АВТ, гидрокрекинга и ГФУ, н-С4Н10 с алкилирования, н-C3H8 с установки получения ДИПЭ, рафинат с установки экстракции суммарной ароматики, фракция н.к.-180°С с установки ГО ДТ и фракция н.к.-180°С с установки гидроконверсии ВГ.

Выходы продуктов пиролиза принимаем согласно источнику [8]. Результаты расчёта представлены в таблице 11.13.

Таблица 11.13 - Материальный баланс установки пиролиза

Продукты	% на сырьё	т/год	т/час
Пришло:
С3-С4 (АВТ)	28,03	148442,880	18,192
С3-С4 (ГФУ)	20,22	107112,388	13,127
С3-С4 (ГК)	12,64	66955,477	8,205
н-С4Н10 (алкилирование)	6,87	36402,771	4,461
н-C3H8 (ДИПЭ)	4,23	22390,720	2,744
н.к.-180°С (ГО ДТ)	4,49	23776,353	2,914
н.к.-180°С (гидроконверсия ВГ)	3,35	17723,508	2,172
рафинат (с установки экстракции)	20,17	106826,201	13,091
Итого:	100,00	529630,268	64,906
Получено:
Н2	1,00	5296,303	0,649
СН4	8,00	42370,424	5,193
этилен	30,00	158889,089	19,472
пропилен	15,00	79444,545	9,736
?С4	4,00	21185,212	2,596
в том числе
C4H6	0,65	3442,597	0,422
i-C4H8	0,80	4237,042	0,519
n-C4H8	0,93	4925,562	0,604
i-C4H10	0,80	4237,042	0,519
n-C4H10	0,82	4342,969	0,532
н.к.-180°С	15,00	79444,545	9,736
ТСП	26,97	142841,291	17,505
кокс	0,03	158,889	0,019
Итого:	100,00	529630,298	64,906

11.14 Расчёт материального баланса ГФУ

Для разделения газов С1-С4 на компоненты используем газофракционирующую установку. На ГФУ поступают газы С1-С4 с установок изомеризации, гидроочистки ДТ, гидроконверсии ВГ, каталитического риформинга. Газ С1-С2 используем для получения водорода. Газы С3-С4 используем в качестве сырья установки пиролиза.

Таблица 11.14 - Материальный баланс ГФУ

Продукты	% на сырьё	т/год	т/час
Пришло:
С1-С4 (изомеризация)	3,455	5286,358	0,648
С1-С4 (ГО ДТ)	26,497	40545,329	4,969
С1-С4 (гидроконверсия ВГ)	19,304	29539,181	3,620
С1-С4 (КР)	50,744	77646,829	9,516
Итого:	100,000	153017,697	18,753
Получено:
С1-С2	30,000	45905,309	5,626
С3-С4	70,000	107112,388	13,127
Итого:	100,000	153017,697	18,753

11.15 Расчёт материального баланса установки получения и концентрирования водорода

Сырьём установки является часть сухого газа с установок гидрокрекинга ВГ (остальная часть идёт в топливную сеть завода) и сухой газ с ГФУ. Также на установку для концентрирования водорода направляется неиспользованный на установках изомеризации и ГО ДТ ВСГ для дальнейшего использования на установке гидрирования лёгкого бензина каталитического крекинга и фракции н.к.-70°С с установи ART. Материальный баланс составлен согласно протекающей химической реакции:

СН4+2Н2О>СО2+4Н2 - 165,4кДж

Расчёт материального баланса установки производства водорода приведён в таблице 11.15.

Таблица 11.15 - Материальный баланс установки производства водорода

Продукты	% на сырьё	т/год	т/час
Пришло:
сухой газ (гидрокрекинг ВГ)	9,293	23019,447	2,821
сухой газ (ГФУ)	18,533	45905,309	5,625
ВСГ	9,565	23693,472	2,904
в том числе 100% Н2	1,913	4738,694	0,581
вода	62,609	155080,701	19,005
Итого:	100,000	247698,929	30,355
Получено:
водород	15,826	39201,072	4,804
СО+СО2	76,522	189543,079	23,228
у/в газ	7,652	18954,778	2,323
Итого:	100,000	247698,929	30,355

11.16 Расчёт материального баланса установки получения МТБЭ

Расчёт материального баланса установки получения МТБЭ производим по методике [11]. Процесс происходит на основе взаимодействия между изобутиленом и метанолом. В результате получается МТБЭ. Сырьём этой установки, согласно поточной схеме НПЗ, являются газы ?С4 с установки АГФУ и газы ?С4 с установки пиролиза. МТБЭ используется в качестве кислородсодержащей добавки, повышающей октановое число. Выходы конкретных газов принимаем на основании таблиц 11.8 и 11.13. Расчёт материального баланса производим по уравнению реакции:

i-С4Н8+СН3ОН>СН3ОС(СН3)3

Результаты расчёта материального баланса установки получения МТБЭ приведены в таблице 11.16.

Таблица 11.16 - Материальный баланс установки получения МТБЭ

Продукты	% на сырьё	т/г	т/ч
Пришло:
?С4 с АГФУ	76,31	84065,084	10,302
в том числе
i-C4H8	9,43	10388,271	1,273
n-C4H8	18,19	20041,372	2,456
i-C4H10	19,58	21575,639	2,644
n-C4H10	29,10	32059,802	3,929
?С4 с пиролиза	16,11	17742,615	2,174
в том числе
i-C4H8	3,85	4237,042	0,519
n-C4H8	4,47	4925,562	0,604
i-C4H10	3,85	4237,042	0,519
n-C4H10	3,94	4342,969	0,532
метанол	7,59	8357,322	1,024
Итого:	100,00	110165,021	13,501
Получено:
МТБЭ	20,86	22982,635	2,817
?С4	79,14	87182,386	10,684
в том числе
n-C4H8	22,66	24966,934	3,060
i-C4H10	23,43	25812,682	3,163
n-C4H10	33,04	36402,770	4,461
Итого:	100,00	110165,021	13,501

11.17 Расчёт материального баланса установки экстракции ароматических углеводородов

На установку направляется фракция 70-140°С с установки каталитического риформинга. Результаты расчёта материального баланса приведены в таблице 11.17.

Таблица 11.17 - Материальный баланс установки экстракции ароматических углеводородов

Продукты	% на сырьё	т/г	т/ч
Пришло:
70-140°С	100,00	379489,168	46,506
Получено:
?Ароматика	71,85	272662,967	33,415
рафинат	28,15	106826,201	13,091
Итого:	100,00	379489,168	46,506

11.18 Расчёт материального баланса установки ректификации суммарной ароматики

На установку подается экстракт с установки экстракции ароматических углеводородов. Расчёт материального баланса установки производится по данным [10]. Результаты расчёта материального баланса приведены в таблице 11.18.

Таблица 11.18 - Материальный баланс установки ректификации суммарной ароматики.

Продукты	% на сырьё	т/г	т/ч
Пришло:
?Ароматика	100,000	272662,967	33,415
Получено:
бензол	8,796	23983,435	2,939
толуол	39,661	108140,859	13,253
?Ароматика С8	39,660	108138,133	13,252
?Ароматика С9	11,883	32400,540	3,971
Итого:	100,000	272662,967	33,415

11.19 Расчёт материального баланса установки «Таторей»

На установку подается толуол и ароматика С9 с ректификации ароматических углеводородов. Расход сырья принимаем по табл. 11.18. Результаты расчёта материального баланса приведены в таблице 11.19.

Таблица 11.19 - Материальный баланс установки «Таторей»

Продукты	% на сырьё	т/г	т/ч
Пришло:
толуол	76,946	108140,859	13,253
?Ароматика С9	23,054	32400,540	3,970
Итого:	100,000	140541,399	17,223
Получено:
бензол	18,200	25578,535	3,135
?Ароматика С8	78,500	110324,998	13,520
Продукты	% на сырьё	т/г	т/ч
С1-С4	3,300	4637,866	0,568
Итого:	100,000	140541,399	17,223

11.20 Расчёт материального баланса блока получения товарного пара-ксилола

Блок получения товарного пара-ксилола, состоит из установки изомеризации ароматических углеводородов С8 (этилбензола и ксилолов) и установки непрерывной адсорбции пара-ксилола на цеолитах «Парекс». На установку подается ароматика С8 с установок ректификации ароматических углеводородов и «Таторей». Расход сырья принимаем по таблицам 11.18 и 11.19. Результаты расчёта материального баланса приведены в таблице 11.20.

Таблица 11.20- Материальный баланс блока получения товарного пара-ксилола

Продукты	% на сырьё	т/г	т/ч
Пришло:
?АС8 с ректификации	49,499	108138,133	13,252
?АС8 с «Таторей»	50,501	110324,998	13,520
Итого:	100,000	218463,131	26,772
Получено:
пара-ксилол	94,900	207321,511	25,407
С1-С4	5,100	11141,620	1,365
Итого:	100,000	218463,131	26,772

11.21 Расчёт материального баланса установки гидроконверсии ВГ

Сырьём установки гидроконверсии согласно п.2 является часть фракции 360-570°С. На установке получаем: сероводород, который далее отправляем на установку получения серной кислоты; газы, идущие в топливную сеть завода; бензин н.к.-180°С, фракцию 180-360°С и остаток, который является сырьём установки каталитического крекинга.

Таблица 11.21 - Материальный баланс установки гидроконверсии

Продукты	% на сырьё	т/г	т/ч
Пришло:
360-570°С	100,0	984639,360	120,666
водород	1,0	9846,394	1,207
Итого:	101,0	994485,754	121,873
Получено:
Н2S	1,7	16738,869	2,051
С1-С4	3,0	29539,181	3,620
н.к.-180°С	1,8	17723,508	2,172
180-360°С	36,8	362347,285	44,405
360-570°С	57,7	568136,911	69,625
Итого:	101,0	994485,754	121,873

11.22 Расчёт материального баланса топливно-химического блока в целом

Расчёт материального баланса топливно-химического блока в целом производим на основании таблиц 11.1 - 11.21.

Таблица 11.22 - Материальный баланс топливно-химического блока в целом

Продукты	% масс.	т/год	т/час
Пришло:
нефть	95,285	5952000,000	729,412
кислород (серная кислота)	2,021	126256,373	15,472
вода (ДИПЭ)	0,077	4798,011	0,588
вода (водород)	2,483	155080,701	19,005
метанол (МТБЭ)	0,134	8357,322	1,024
Итого:	100,000	6246492,407	765,501
Получено:
изомеризат	3,916	244647,734	29,981
н.к.-70°С (КР)	3,645	227689,618	27,903
140-180°С (КР)	3,471	216848,180	26,574
н.к.-70°С (ART)	0,167	10425,511	1,278
лёгкий бензин (КК)	1,983	123869,305	15,180
тяжёлый бензин (КК)	5,192	324313,915	39,744
н.к.-180°С (ГК ВГ)	2,286	142772,707	17,497
н.к.-180°С (пиролиз)	1,272	79444,545	9,736
алкилат	0,813	50779,615	6,223
ДИПЭ	0,435	27188,730	3,332
МТБЭ	0,368	22982,635	2,817
Н2SO4	3,095	193330,071	23,692
ДТ (ГО ДТ)	28,504	1780527,320	218,202
ДТ (КК)	2,296	143418,631	17,576
ДТ (гидроконверсия ВГ)	5,801	362347,285	44,405
ДТ (ГК)	7,330	457857,302	56,110
газы окисления (битумная установка)	0,168	10477,901	1,284
битум	6,780	423481,824	51,897
чёрный соляр	0,042	2619,475	0,321
бензол	0,793	49561,970	6,074
n-ксилол	3,319	207321,511	25,407
этилен (пиролиз)	2,544	158889,089	19,472
пропилен (пиролиз)	1,272	79444,545	9,736
С4Н6 (пиролиз)	0,055	3442,597	0,422
водород на гидрирование в том числе: водород (пиролиз) водород (производство и концентрирование водорода)	0,161 0,085 0,076	10034,997 5296,303 4738,694	1,230 0,649 0,581
ТСП	2,287	142841,291	17,505
СО+СО2 (получение Н2)	3,034	189543,079	23,228
котельное топливо в том числе: котельное топливо (КК) котельное топливо (ART)	5,100 1,312 3,788	318583,795 81953,503 236630,292	39,042 10,043 28,999
топливный газ в том числе: метан (пиролиз) сухой газ (АВТ) у/в газ (Таторей) сухой газ (ГК) С1-С2 (АГФУ) газ (изомеризация ?АС8) у/в газ с установки концентрирования водорода	2,088 0,678 0,196 0,074 0,183 0,474 0,179 0,304	130423,302 42370,424 12261,120 4637,866 11442,931 29614,563 11141,620 18954,778	15,983 5,193 1,502 0,568 1,402 3,629 1,365 2,323
потери в том числе: кокс с ART кокс с КК кокс с пиролиза	1,783 1,084 0,697 0,002	111385,927 67687,239 43537,799 158,889	13,650 8,295 5,336 0,019
Итого:	100,000	6246492,407	765,501

Из таблицы 11.22 видно:

· суммарный выход светлых составил 80,904%масс. на нефть;

· суммарный выход сырья для нефтехимии составил 13,914% масс. на нефть.

Эти показатели превышают показатели заданные в задании на курсовое проектирование (по заданию сырья для нефтехимии 6%масс. на нефть).

12. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ НА УСТАНОВКЕ

В настоящее время в мире проблемы экологической безопасности становятся ключевыми, так как человеческая деятельность приняла такое развитие, что происходящие изменения в окружающей среде стали представлять непосредственную угрозу самому человеку. Поэтому организацию производства новой продукции и внедрение любого технического процесса необходимо рассматривать не только с экономической, но и с экологической точек зрения. При этом на плечи государства должна лечь обязанность обеспечения необходимой законодательной базы, экономически стимулирующей применение экологически чистых технологий, продукции, энергии.

Отрицательное воздействие на окружающую среду часто принято связывать с авариями на нефтепроводах, нефтеперерабатывающих заводах и нефтебазах, с чрезвычайными ситуациями и проблемами, возникающими при добыче и разведке нефти. Оценить влияние каждого нефтепродукта и процесса его производства на экологическую безопасность - проблемная задача. В то же время вопросу воздействия на окружающую среду на стадии переработки нефти пока уделяется недостаточное внимание.

Повышение уровня экологической чистоты технологии переработки углеводородного сырья связано, прежде всего, с недопустимостью выбросов любых вредных веществ в окружающую среду как при нормальной эксплуатации оборудования, так и при аварийных ситуациях. Сегодня наиболее привлекательными стали безотходные технологии, в которых все отходы производства полностью утилизируются и перерабатываются во вторичные материальные ресурсы. Безотходное производство предполагает создание оптимальной технологической схемы с замкнутыми материальными и энергетическими потоками. Производственный цикл при этом организуется таким образом, чтобы все технологические потоки (в том числе воздушные и водные), содержащие загрязнители, были изолированы от окружающей среды и циркулировали в замкнутом контуре, проходя через специальные системы их выделения и переработки в товарные виды продукции, не оказывая отрицательного воздействия на среду обитания. Из-за несовершенства некоторых технологий переработки углеводородного сырья, их аппаратурного оформления, недостаточного уровня инженерных решений в нефтеперерабатывающих производствах допускается сравнительно большое количество безвозвратных потерь нефти и нефтепродуктов, которые на весь объём используемого сырья (нефть и газ) составляют сотни тысяч тонн в год.

Вследствие создания высокоинтенсивных технологических процессов переработки нефти и газа, а также установок большой единичной мощности возникли принципиально новые экологические требования как к технологическому оформлению этих производств, так и к их размещению, а именно:

· обеспечение высокой степени надежности их функционирования во избежание аварийных выбросов вредных веществ в окружающую среду;

· организация оптимальной работы каждого аппарата, системы и всей технологической схемы с учётом совокупных требований энерготехнологии, экономики и экологии;

· оптимальное распределение нагрузок по аппаратам, реакторам, подсистемам и т.п., обеспечивающих наиболее полную регенерацию энергетических потоков и эффективное использование материальных ресурсов с целью полной утилизации всех возможных выбросов вредных веществ в окружающую среду;

· оптимальное сочетание вновь размещаемой установки со всей совокупностью ранее действующих на этом заводе нефтеперерабатывающих производств, в том числе по объёму загрязнителей и взаимному влиянию на экологическую обстановку среды обитания.

На современном предприятии, использующем энерготехнологические системы существенно возрастает сложность и жёсткость связей между аппаратами. Это обуславливает необходимость высокого уровня надёжности и устойчивости работы каждого из них и всего комплекса в целом для снижения вероятности аварийных остановок производства и осуществления технологического процесса в высокоэффективном оптимальном режиме без выбросов вредных веществ в окружающую среду.

Результатом отрицательного влияния на окружающую среду предприятий и отдельных технологических установок является загрязнение сфер обитания, содержащих активную биомассу, приводящее к её угнетению и, в конечном итоге, к полному уничтожению. Ранее экологические организации отстаивали антропоцентристскую точку зрения, то есть выделяли из всей биомассы человека (центральное звено) и критерием оценки результатов всей деятельности считалось отсутствие негативного ее воздействия на здоровье человека. Соответственно подбирались определяющие критерии - предельно допустимые концентрации (ПДК) для различных веществ. Нормы различались по продолжительности действия вредного вещества (максимальные разовые, рабочего места, атмосферного воздуха, среднесуточные и т.п.). Объединяло их одно условие - отсутствие негативного влияния на здоровье человека после контакта с вредным веществом не выше ПДК в течение определенного промежутка времени. Однако практика показала, что игнорирование влияния вредных веществ на остальную часть биомассы приводит к пагубным для неё последствиям. В ряде случаев экологическая система теряет способность самовосстанавливаться после определенного воздействия вредных веществ, и наступает экологическая катастрофа - угнетение жизнедеятельности всего живого в месте загрязнения, нарушение обмена важнейшими химическими элементами и, как следствие, место загрязнения становится на долгие годы непригодным для жизни.

В качестве более общего индикатора дополнительно применяют удельные показатели выбросов вредных веществ в различные сферы (атмосферу, почву, водный бассейн). В последнее время предлагается относить количество вредных выбросов на производимый товар. Тогда этот показатель может быть полезен для обоснования выбора (на существующий период времени) наилучшей доступной технологии с точки зрения экологической безопасности установки или предприятия для окружающей среды.

Охрана окружающей среды на любой установке НПЗ включает в себя систему мер, позволяющих свести выбросы вредных и ядовитых веществ в окружающую среду, т.е. в атмосферу, водоемы, почву, до минимально достижимых на сегодняшний день концентраций, но не выше ПДК. Воздействие вредных и ядовитых веществ на окружающую среду, взаимосвязь с ней человеческой деятельности и методы ее защиты изучает наука экология. В связи с этим все системы мер по охране окружающей среды на установке должны отвечать требованиям экологии [1].

Экологическая характеристика установки гидроочистки ДТ оценивается четырьмя показателями [4]:

· количеством газообразных выбросов;

· количеством неутилизированных отходов;

· количеством потребляемой воды;

· количеством потерь нефтепродуктов.

Для уменьшения газообразных выбросов в печи необходимо установить аккустические горелки, т.к. они являются наиболее экологически безопасными. Для уменьшения расхода топлива необходимо предусмотреть в печи подогреватель воздуха.

При пуске и остановке установки необходимо предусмотреть сброс газа на факел.

Установка резервуаров с плавающей крышей позволит существенно снизить потери лёгких нефтепродуктов в окружающую среду.

Для неутилизированных отходов - песок, пропитанный нефтепродуктами, промасленную ветошь, изношенный прокладочный материал, шланги и др. - необходимо оборудовать специальную бетонную ёмкость, из которой периодически отходы вывозятся на специальную свалку.

Алюмокобальтмолибденовый катализатор уже не подлежащий регенерации собирают в герметичные ёмкости и отправляют на специальные заводы для извлечения цветных металлов.

Для снижения количества потребляемой воды на установке используется тепло отходящих потоков, в качестве концевых холодильников применяются аппараты воздушного охлаждения.

Во избежание попадания дождевых и талых вод на площадку установки и разлитых нефтепродуктов за пределы установки территорию установки необходимо оградить бордюром.

Замена сальниковых уплотнений насосов на торцевые позволяет существенно снизить потери нефтепродуктов через их неплотности. Сброс жидких нефтепродуктов из аппаратов и трубопроводов при отборе проб опорожнении проводится в специальную заглубленную емкость.

Разлитый нефтепродукт смывается с площадки водой в промливневую канализацию, из которой эта вода поступает на очистные сооружения НПЗ. Для снижения содержания нефтепродуктов в этой воде на выходе канализации с установки необходимо установить локальную нефтеловушку с гидрозатвором и насосом для откачки нефтепродукта в специальную ёмкость.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 С.М.Ткачёв, С.И.Хорошко, А.Ф.Корж, С.В.Покровская, А.А.Ермак. Под общей редакцией С.И.Хорошко. Каталитический крекинг миллисеконд (MSCC). Новополоцк, 2002 г.

2 Нефти северных регионов. Справочник. - Новополоцк: ПГУ, 2004.

3 ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.

4 Корж А.Ф. Методические указания к выполнению курсового проекта №2 по курсу "Технология переработки нефти и газа" для студентов специальности Т.15.02. - Новоплоцк, ПГУ, 2000.

5 Всемирная топливная хартия. /Нефтехимия и нефтепереработка, 2000.

6 Танатаров М.А. и др. Технологические расчеты установок переработки нефти. - М.: Химия, 1987.

7 Ахметов С.А. Технология лубокой переработки нефти. - М.: Химия, 2002.

8 Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Ч.2-я. - М.: Химия, 1980.

9 Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. - Под ред. Б.Н.Бондаренко. - М.: Химия, 1983.

10 Огородников С.К. Справочник нефтехимика. - Л.: Химия, 1978.

11 Сарданашвили А.Г., Львова А.П. Примеры и задачи по технологии переработки нефти и газа. - М.: Химия, 1973.

12 Павлов К.Ф. и др. Примеры и задачи по курсу процессов и аппаратов химической технологии. - М.: Химия, 1981.

13 Хорошко С.И., Хорошко А.Н. Сборник задач по химии и технологии нефти и газа. - Минск.: Выш. шк., 1989.

14 Соколов В.Н. Машины и аппараты химических производств. - Л.: Машиностроение, 1982. - 384с.

Размещено на Allbest.ru