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 [9].

Материальные балансы установок каталитического риформинга представлены в таблицах 1.26.

Таблица 26. Материальный баланс установок каталитического риформинга бензина

	Наименование	%масс.	%масс. на обесс. нефть	тыс т/год	т/сут	т/час
	Взято:
1	бензин с ВПБ	88,61	15,29	2288,31	6730,34	280,43
2	г/о бензин коксования	11,39	1,97	294,19	865,28	36,05
	ИТОГО:	100,00	17,25	2582,51	7595,61	316,48
	Получено:
1	риформат	88,00	15,18	2272,61	6684,14	278,51
2	у/в газ	7,25	1,25	187,23	550,68	22,95
3	водородсодержащий газ, в т.ч.	4,75	0,82	122,67	360,79	15,03
4	-водород	3,80	0,66	98,14	288,63	12,03
	ИТОГО:	100,00	17,25	2582,51	7595,61	316,48

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 [9] и представлен в таблице 27.

Таблица 27. Материальный баланс установки изомеризации

	Наименование	%масс.	%масс. на обесс. нефть	тыс т/год	т/сут	т/час
	Взято:
1	фр. НК-85, в т.ч.	100,00	9,29	1390,19	4088,78	170,37
1а	-фр. НК-85 гидрокрекинга	11,64	1,08	161,86	476,07	19,84
1б	-фр. НК-85 с ВПБ	75,14	6,98	1044,60	3072,35	128,01
1в	-фр. НК-85 бензина УЗК	13,22	1,23	183,73	540,37	22,52
2	водород 100%	0,64	0,06	8,90	26,17	1,09
	ИТОГО:	100,64	9,35	1399,08	4114,95	171,46
	Получено:
1	изомеризат	97,50	9,05	1355,43	3986,57	166,11
2	у/в газ	3,14	0,29	43,65	128,39	5,35
	ИТОГО:	100,64	9,35	1399,08	4114,95	171,46

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°С;

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 [2] и приведен в таблице 1.28.

Таблица 28. Материальный баланс установки депарафинизации дизельной фракции

	Наименование	%масс.	%масс. на обесс. нефть	тыс т/год	т/сут	т/час
	Взято:
1	гидроочищенное ДТ	100,00	18,50	2770,03	8394,04	349,75
	ИТОГО:	100,00	18,50	2770,03	8394,04	349,75
	Получено:
1	денормализат	76,00	14,06	2105,23	6379,47	265,81
2	жидкий парафин	24,00	4,44	664,81	2014,57	83,94
	ИТОГО:	100,00	18,50	2770,03	8394,04	349,75

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

	Наименование	%масс.	%масс. на обесс. нефть	тыс т/год	т/сут	т/час
	Взято:
1	асфальт	98,52	20,91	3129,54	9779,82	407,49
2	тяжелый газойль КК	1,48	0,31	46,96	146,76	6,11
	ИТОГО:	100,00	21,22	3176,51	9926,58	413,61
	Получено:
1	газ	10,19	2,16	323,61	1011,27	42,14
2	НК-85	5,78	1,23	183,73	574,15	23,92
3	бензин (85-180)	9,36	1,99	297,17	928,64	38,69
4	легкий газойль	19,02	4,04	604,26	1888,31	78,68
5	тяжелый газойль	32,69	6,94	1038,37	3244,90	135,20
6	кокс	22,16	4,70	703,96	2199,89	91,66
7	потери	0,80	0,17	25,41	79,41	3,31
	ИТОГО:	100,00	21,22	3176,51	9926,58	413,61

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

	Н2	CH4	C2H6	C2H4	C3H8	C3H6	н-C4H10	i-C4H10	н-C4H8	i-C4H8	H2S
Газ АВТ	0,00	0,00	1,30	0,00	20,30	0,00	64,50	13,90	0,00	0,00	0,00
Газ КК	0,10	3,39	2,79	4,49	10,68	23,75	5,79	25,15	15,87	7,78	0,19
Газ гидрокрекинга	0,00	6,49	13,18	0,00	42,08	0,00	9,79	22,59	0,00	0,00	5,87
Газ гидроочистки	0,00	26,98	19,44	0,00	16,27	0,00	7,14	9,52	0,00	0,00	20,64
Газ риформинга	6,00	13,00	21,00	0,00	32,00	0,00	16,00	12,00	0,00	0,00	0,00
Газ коксования	0,59	41,45	19,60	1,46	17,46	0,88	10,73	3,32	1,27	0,78	2,47

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

	Наименование	%масс.	%масс. на обесс. нефть	тыс т/год	т/сут	т/час
	Взято:
1	газ АВТ	11,50	0,50	74,33	232,27	9,68
2	газ риформинга	28,97	1,25	187,23	585,10	24,38
3	газ гидрокрекинга	16,01	0,69	103,50	323,44	13,48
4	газ гидроочисток	36,76	1,59	237,62	742,55	30,94
5	газ изомеризации	6,75	0,29	43,65	136,41	5,68
	ИТОГО:	100,00	4,32	646,33	2019,77	84,16
	Получено:
1	сухой газ, в т.ч.	42,21	1,82	272,81	852,53	35,52
	-водород	1,74	0,08	11,23	35,11	1,46
	-метан	15,16	0,65	98,01	306,28	12,76
	-этан	16,38	0,71	105,87	330,86	13,79
	-Н2S	8,93	0,39	57,69	180,29	7,51
2	пропан	27,16	1,17	175,57	548,67	22,86
3	н-бутан	16,91	0,73	109,27	341,48	14,23
4	изобутан	13,72	0,59	88,67	277,09	11,55
	ИТОГО:	100,00	4,32	646,33	2019,77	84,16

Таблица 32. Материальный баланс ГФУ непредельных газов

	Наименование	%масс.	%масс. на обесс. нефть	тыс т/год	т/сут	т/час
	Взято:
1	газ FCC	65,10	6,56	981,32	3066,64	127,78
2	газ RCC	13,43	1,35	202,52	632,87	26,37
3	газ коксования	21,47	2,16	323,61	1011,27	42,14
	ИТОГО:	100,00	10,07	1507,45	4710,78	196,28
	Получено:
1	сухой газ, в т.ч.	22,69	2,29	342,09	1069,02	44,54
	-водород	0,20	0,02	3,08	9,61	0,40
	-метан	11,56	1,16	174,31	544,71	22,70
	-этан	6,40	0,64	96,52	301,63	12,57
	-этилен	3,84	0,39	57,90	180,95	7,54
	-Н2S	0,68	0,07	10,28	32,13	1,34
2	пропан-пропиленовая фракция, в т.ч.	30,98	3,12	466,97	1459,29	60,80
	-пропан	12,13	1,22	182,92	571,63	23,82
	-пропилен	18,84	1,90	284,05	887,66	36,99
3	бутан-бутиленовая фракция, в т.ч.	46,33	4,67	698,39	2182,47	90,94
	-н-бутан	6,85	0,69	103,25	322,65	13,44
	-изобутан	20,46	2,06	308,48	964,01	40,17
	-бутилены	12,73	1,28	191,97	599,91	25,00
	-изобутилен	6,28	0,63	94,69	295,90	12,33
	ИТОГО:	100,00	10,07	1507,45	4710,78	196,28

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 600-21000 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 [9].

Таблица 33. Материальный баланс установки алкилирования

	Наименование	%масс.	%масс. на обесс. нефть	тыс т/год	т/сут	т/час
	Взято:
1	Изобутан с ГФУ предельных газов	9,78	0,59	88,67	286,03	11,92
2	Бутан-бутиленовая фракция	77,05	4,67	698,39	2252,87	93,87
3	Пропан-пропиленовая фракция	13,17	0,80	119,35	385,01	16,04
	ИТОГО:	100,00	6,05	906,41	2923,92	121,83
	Получено:
1	алкилат	83,45	5,05	756,41	2440,04	101,67
2	н-бутан	11,39	0,69	103,25	333,06	13,88
3	пропан	5,16	0,31	46,75	150,82	6,28
	ИТОГО:	100,00	6,05	906,41	2923,92	121,83

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 + 615000кДж/(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 + 520000 кДж/(кг моль) H₂S

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

СН₄ + 2О₂ > СО₂ + 2Н₂О + 880000 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 шести- и восьмиатомной серы:

2H₂S + SO₂ > ³/₆ S₆ + 2Н₂О + 44260 кДж/(кг моль) H₂S

2H₂S + SО₂ > ³/₈ S₈ + 2Н₂О + 52000 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

	Наименование	%масс.	%масс. на обесс. нефть	тыс т/год	т/сут	т/час
	Взято:
1	кислый газ, в т.ч.	100,00	0,46	69,33	216,66	9,03
	-сероводород	98,04	0,45	67,97	212,42	8,85
	-метан	1,54	0,01	1,07	3,34	0,14
	-этан	0,42	0,00	0,29	0,91	0,04
2	воздух, в т.ч.	309,76	1,43	214,77	671,14	27,96
	-кислород	62,57	0,29	43,38	135,57	5,65
	-азот	240,69	1,11	166,87	521,48	21,73
	-углекислый газ	0,93	0,00	0,64	2,01	0,08
	-вода	5,58	0,03	3,87	12,08	0,50
	ИТОГО:	409,76	1,90	284,10	887,81	36,99
	Получено:
1	сера жидкая	90,13	0,42	62,49	195,28	8,14
2	газ, в т.ч.	319,63	1,48	221,61	692,53	28,86
	-диоксид серы	2,53	0,01	1,76	5,49	0,23
	-сероводород	0,74	0,00	0,51	1,60	0,07
	-углекислый газ	0,74	0,00	0,51	1,60	0,07
	-вода	58,34	0,27	40,45	126,40	5,27
	-водород	0,35	0,00	0,24	0,76	0,03
	-окись углерода	3,43	0,02	2,38	7,43	0,31
	-серооксид углерода	0,26	0,00	0,18	0,56	0,02
	-кислород	12,51	0,06	8,68	27,11	1,13
	-азот	240,69	1,11	166,87	521,48	21,73
	-сера парообразная	0,04	0,00	0,03	0,10	0,00
	ИТОГО:	409,76	1,90	284,10	887,81	36,99

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

	Наименование	%масс.	%масс. на обесс. нефть	тыс т/год
	Взято:
1	сырая нефть	100,00	100,20	15000,00
2	вода	5,00	5,01	750,00
	ИТОГО:	105,00	105,21	15750,00
	Получено:
1	водород	0,18	0,18	26,58
2	сухой газ	3,71	3,71	555,79
3	сжиженные газы, в т.ч.	5,22	5,23	782,47
	-пропан	1,48	1,49	222,33
	-пропан-пропиленовая фракция	2,32	2,32	347,62
	-бутан	1,42	1,42	212,52
4	бензин, в т.ч.	52,19	52,30	7828,63
	-алкилат	5,04	5,05	756,41
	-изомеризат	9,04	9,05	1355,43
	-риформат	15,15	15,18	2272,61
	-бензин каталитического крекинга	18,28	18,32	2741,99
	-бензин гидрокрекинга	4,68	4,69	702,19
5	дизельное топливо, в т.ч.	25,31	25,36	3796,98
	-компонент летнего ДТ	8,21	8,22	1231,11
	-компонент зимнего ДТ	14,03	14,06	2105,23
	-отгонное ДТ	3,07	3,08	460,65
6	сера	0,42	0,42	62,49
7	кокс	4,69	4,70	703,96
8	жидкий парафин	4,43	4,44	664,81
9	потери	8,86	8,87	1328,28
	ИТОГО:	105,00	105,21	15750,00



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

Компоненты	Октановое число	тыс. т/год
	ИМ	ММ
Алкилат	93,5	90	756,41
Изомеризат	90	88	1355,43
Риформат	100	90	2272,61
Бензин КК	93	83	2741,99
Бензин ГК	76	65	702,19
ИТОГО:			7828,63

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



Список литературы

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 10227-86.

Размещено на Allbest.ru