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

Реакция 7.8 Пиридин

-расходуется

m₈(C₅H₅N) = 0,500 кг/т

m₈(Н₂) = (0.5·2·5) / 79 = 0,063 кг/т,

-образуется

m₈(С₅Н₁₂) = (0,5 · 72) / 79 = 0,456 кг/т;

m₈(NH₃) = (0,5 · 17) / 79 = 0,108 кг/т.

Реакция 7.9 Пиррол

-расходуется

m₉(С₄Н₄NH) = 0,600 кг/т,

m₉(Н₂) = (0,6·4·2) / 67 = 0.072 кг/т;

-образуется

m₉(С₄Н,₀) = (0.6·58) / 67 = 0,519 кг/т;

m₉ (NH₃) = (0.6- 17) / 67 = 0,152 кг/т.

В результате расчета по реакциям (7.1)-(7.9) получаем:

1 ) расход водорода на гидрирование и гидрогенолиз в двух реакторах:

Уm_p(H₂) = m₁(H₂) + m₂(Н₂) + m₃(Н₂) + m_4.1(Н₂) + m_4.2(Н₂) + m_8.1(Н₂) + m_8.2(Н₂) + m₆(Н₂) + m₇(Н₂) + m₈(Н₂) + m₉(Н₂)

Уm_p(H₂) = 0,071 + 0,500 + 0,094 + 0,616 + 0,010 + 0,604 + 0,121 + 0,076 + 0,319 + 0,063 + 0,072 = 2,547кг/т

2) количество выделившегося при гидроочистке сероводорода:

- в первом реакторе:

m(Н₂S) ^/ = m₁(Н₂S) + m₂(Н₂S) + m₃(Н₂S) + m₄(Н₂S);

m(Н₂S) ^/ = 1,212 + 1,069 +4,254 +2,618 = 9,153 кг/т;

- во втором реакторе:

m(Н₂S)^// = m_4.2(Н₂S) = 0,043 кг/т.

3) количество образовавшихся предельных углеводородов С₁₄ в двух реакторах:

m(С₁₄Н₃₀) = m₂(С₁₄Н₃₀) + m₃(С₁₄Н₃₀) + m_8.1(С₁₄Н₃₀) + m_8.2(С₁₄Н₃₀);

m(С₁₄Н₃₀) = 7,059 + 49,546 + 6,225 + 59,779 + 11,959 = 134,566 кг/т

4) количество образовавшихся предельных углеводородов С₅-С₇ в двух реакторах:

m(С₅-С₁₀) = m₆(С₇Н₁₆) + m₇(С₆Н₁₄) + m₈(С₅Н₁₂);

m(С₅-С₁₀) = 1,894 + 2,745 + 0,456 = 5,094 кг/т.

5) количество образовавшихся предельных углеводородов С₄:

- в первом реакторе:

m(С₄Н₁₀) ^/ = m_4.1(С₄Н₁₀) + m₉(С₄Н₁₀);

m(С₄Н₁₀) ^/ = 4,466 + 0,519 = 4,985 кг/т,

- во втором реакторе:

m(С₄Н₁₀) ^// = m_4.2(С₄Н₁₀) = 0,073 кг/т.

6) количество выделившейся при гидроочистке воды:

m(Н₂О) = m₆(Н₂О) + m₇(Н₂О);

m(Н₂О) = 0,682 + 0,574 = 1,256 кг/т.

7) количество выделившегося при гидроочистке аммиака:

m(NH₃) = m₈(NH₃) + m₉(NH₃);

m(NH₃) = 0,108 + 0,152 = 0,260 кг/т.

Определим потери водорода в циркулирующем водородсодержащем газе за счет растворения в гидрогенизате и механических потерь. По данным заводской лаборатории состав ЦВСГ представлен в таблице 8.1.

Таблица 8.1 - Компонентный состав ЦВСГ

Компоненты	% объемный	Молекулярная масса (Мi), кг/кмоль	Мольная доля (хi)	Мi · хi	Массовая доля
Н2	90,00	2	0,9000	1,800	0,4244
СН4	5,12	16	0,0512	0,8192	0.1931
С2Н6	3,92	30	0,0392	1,1760	0,2773
С3Н8	0,79	44	0,0079	0,3476	0.0820
C4H10	0,17	58	0,0017	0,0986	0,0232
Итого	100,00	-	1,0000	4,2414	1,0000

Потери водорода на растворение в гидрогенизате в процентах на сырье определяются по формуле [1]

% m_пот1(Н₂) = (х_н2 · М_H2)·100 / ((х_н2 · М_H2) + (1- х_H2) · М_с), (7.12)

где х_H2 - мольная доля водорода, растворенного в гидрогенизате;

М_Н2 - молекулярная масса водорода, кг/кмоль.

Мольную долю водорода растворенного в гидрогенизате, рассчитываем из условий фазового равновесия в горячем газосепараторе высокого давления:

х_н2 = у_Н2 / К_р (7.13)

где у_н2 - мольная доля водорода в паровой фазе;

К_р - константа фазового равновесия.

Мольная доля водорода в паровой фазе равна объемной концентрации водорода в циркулирующем газе, то есть

у_Н2 = 0,9 (см. табл. 7.1).

Для условий газосепаратора высокого давления константа равновесия составляет 30 [1]. Тогда получаем,

х_Н2 = 0,9 / 30 = 0,03

% m_пот1(Н₂) = (0,03 · 2) · 100 / (0,03 · 2 + (1 - 0,03) · 198,36) = 0,03 %

Механические потери водорода составляют 1% от общего объема циркулирующего водородсодержащего газа.

Определяем количество свежего и циркулирующего водородсодержащего газа. Объем сырья определяется по формуле

V_с = m_с / d_с, (7.14)

где m_с - количество сырья, подаваемого на гидроочистку, кг;

d_с - плотность сырья, кг/м³.

Тогда объем 1000 кг сырья составляет:

V_с= 1000 / 0,842= 1,188м³/т

Объем циркулирующего водородсодержащего газа определяется по формуле:

V_ЦВСГ= V_c · N, (7.15)

где N - кратность циркуляции водородсодержащего газа.

V_ЦВСГ = 1,188 · 280 = 332,542 м³/г.

Плотность циркулирующего водородсодержащего газа:

с_ЦВСГ = М_ЦВСГ / 22,4 (7.16)

где М_ЦВСГ - средняя молярная масса циркулирующего водородсодержащего газа, кг/кмоль.

Согласно данным таблицы 7.1 средняя молярная масса ЦВСГ составляет 4,2414 кг/кмоль.

Получаем,

с_ЦВСГ = 4,2414 / 22,4 = 0,189 кг/м³.

Количество циркулирующего водородсодержащего газа определяется по формуле

m_ЦВСГ= V_ЦВСГ · с_ЦВСГ; (7.17)

m_ЦВСГ = 332,54 · 0,189 = 62,966 кг/т.

Количество водорода в циркулирующем водородсодержащем газе определяется по формуле:

m(Н₂)_ЦВСГ= (m_ЦВСГ · щ(Н₂)_ЦВСГ) / 100 , (7.18)

где щ(Н₂)_ЦВСГ - массовая доля водорода в циркулирующем водородсодержащем газе, %(масс).

Согласно таблице 7.1 массовая доля водорода в ЦВСГ составляет 42,44 % (масс), тогда:

m(Н₂)_ЦВСГ = (62,966 · 42,44) / 100 = 26,723 кг/т.

Тогда количество углеводородов С₁-С₄ в циркулирующем водородсодержащем газе составляет:

m(С₁-С₄)_ЦВСГ = m_ЦВСГ - m(H₂)_ЦВСГ;

m(С₁-С₄)_ЦВСГ = 62,966 - 26,723 = 36,243 кг/т.

Потери водорода на растворении в гидрогенизате составляют:

m_пот1(Н₂) =(% m_пот1(Н₂) · m_с) / 100;

m_пот1(Н₂) = (0,03 · 1000) / 100 = 0,300 кг/т.

Механические потери водорода составляют:



m_пот2(Н₂) = (0,01· V_ЦВСГ· М_Н2) / 22,4;

m_пот2(Н₂) = (0,01 · 332,54 · 2) / 22,4 = 0,297 кг/т.

Количество водорода в свежем водородсодержащем газе составляет:

m(Н₂)_ВСГ = Уm_Р(Н₂) + m_пот1(Н₂) + m_пот2(Н₂);

m(Н₂)_ВСГ = 2,547 + 0,300 + 0,297 = 3,143 кг/т.

Количество свежего водородсодержащего газа определяется по формуле

m_ВСГ = (m(Н₂)_ВСГ) / щ(Н₂)_ВСГ, (7.19)

где щ(Н₂)_ВСГ - массовая доля водорода в свежем водородсодержащем газе.

Согласно исходным данным массовая доля водорода в свежем водородсодержащем газе составляет 0,6416, тогда получаем:

m_ВСГ = 3,143 / 0,6416 = 4,899 кг/т.

Тогда количество углеводородов С₁ - С₄ в свежем водородсодержащем газе составляет:

m(С₁-С₄)_ВСГ = m_ВСГ - m(Н₂)_ВСГ;

m(С₁-С₄)_ВСГ = 4,899 - 3,143 = 1,756 кг/т.

Количество водорода в циркулирующем водородсодержащем газе до подпитки свежим составляет:

m⁰(Н₂)_ЦВСГ = m(Н₂)_ЦВСГ - m(Н₂)_ВСГ;



m⁰(Н₂)_ЦВСГ = 26,723 - 3,143 = 23,579 кг/т.

Количество углеводородов С₁-С₄ в циркулирующем водородсодержащем газе до подпитки свежим составляет:

m⁰(С₁-С₄)_ЦВСГ = m(С₁-С₄)_ЦВСГ - m(С₁-С₄)_ВСГ;

m⁰(С₁-С₄)_ЦВСГ = 36,243 - 1,756 = 34,487 кг/т.

Тогда количество циркулирующего водородсодержащего газа до подпитки свежим составляет:

m⁰ _ЦВСГ = m⁰(Н₂)_ЦВСГ + m⁰(С₁-С₄)_ЦВСГ;

m⁰ _ЦВСГ = 23,579 + 34,487 = 58,067 кг/т.

Материальный баланс стадии подпитки циркулирующего водородсодержащего газа свежим представлен в таблице 7.2.

На стадии смешения циркулирующий водородсодержащий газ смешивается с сырьем. Согласно исходным данным в 1000 кг сырья содержится следующее количество компонентов:

- 1,2 кг предельных углеводородов С₅-С₁₀;

- 680,1 кг предельных углеводородов С₁₁ и выше;

- 78,9 кг непредельных углеводородов;

- 8,2 кг меркаптанов;

- 53,3 кг сульфидов;

- 7,2 кг дисульфидов;

- 6,6 кг тиофена;

- 157,9 кг ароматических углеводородов;

- 2,5 кг гидропероксида гептана;

- 3,0 кг фенола;

- 0,5 кг пиридина;

- 0,6 кг пиррола.

Материальный баланс стадии смешения циркулирующего водородсодержащего газа с сырьем представлен в таблице 7.3.

В результате реакции (7.1)-(7.3), (7.5) образуются предельные углеводороды С₁₄, тогда количество предельных углеводородов С₁₁ и выше составляет:

- после первого реактора

m(С₁₁ и выше) ^/ = m⁰(С₁₁ и выше) + m(С₁₄Н₃₀) ^/

m(С₁₁ и выше) ^/ = 680,100 + 122,610 = 802,710 кг/т;

- после второго реактора:

m(С₁₁ и выше) ^// = m⁰(С₁₁ и выше) ^/ + m(С₁₄Н₃₀) ^// ;

m(С₁₁ и выше) ^// =802,710+ 11,959 = 814,666 кг/т;

Кроме того в результате реакции (7.4), (7.9) образуются предельные углеводороды С₄, тогда количество предельных углеводородов С₁ - С₄ после стадии реакции составляет:

- после первого реактора:

m(С₁-С₄) ^/ = m(С₁-С₄)_ЦВСГ + m(С₄Н₁₀) ^/ ;

m(С₁-С₄) ^/ = 36,243 + 4,985 = 41 ,229 кг/т;

- после второго реактора:

m(С₁-С₄) ^// = m(С₁-С₄) ^/ + m(С₄Н₁₀) ^//

m(С₁-С₄) ^// = 41,229 + 0,073 = 41,302 кг/т.

На реакции (7.1)-(7.9) расходуется водород, количество водорода после стадии реакции составляет:

m'(Н₂) = m(Н₂)_ЦВСГ - Уm_р(Н₂) = 26,723 - 2,547 = 24,176 кг/т.

Материальный баланс стадии реакций представлен в таблицах 7.4. и 7.5.

Таблица 7.2 - Материальный баланс стадии подпитки циркулирующего водородсодержащего газа

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% масс.	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% масс.
1	ЦВСГ до подпитки	58,067	16936,227	100,000	1	ЦВСГ	62,966	18365,104	100,000
1.1	Водород	23,579	6877,216	40,608	1.1	Водород	26,723	7793,926	42,440
1.2	Предельные у/в С1-С4	34,487	10059,011	59,392	1.2	Предельные у/в С1-С4	36,243	10571,178	57,560
2	Свежий ВСГ	4,899	1428,877	100,000
2.1	Водород	3,143	916,710	64,160
2.2	Предельные у/в С1-С4	1,756	512,167	35,840
	Итого	62,966	18365,104			Итого	62,966	18365,104

Таблица 7.3 - Материальный баланс стадии смешения циркулирующего водородсодержащего газа и сырья

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% масс.	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% масс.
1	Сырьё	1000,000	291667,00	100,000	1	Газо-сырьевая смесь	1062,966	310032,104	100,000
1.1	Предельные у/в С5-С10	1,200	350,000	0,120	1.1	Водород	26,723	7793,926	2,514
1.2	Предельные у/в С11 и выше	680,100	198362,727	68,010	1.2	Предельные у/в С1-С4	36,243	10571,178	3,411
1.3	Непредельные у/в	78,900	23012,527	7,890	1.3	Предельные у/в С5-С10	1,200	350,000	0,113
1.4	Ароматические у/в	157,900	46054,219	15,790	1.4	Предельные у/в С11 и выше	680,100	198362,727	63,981
1.5	Меркаптаны	8,200	2391,669	0,820	1.5	Непредельные у/в	78,900	23012,527	7,423
1.6	Сульфиды	53,300	15545,851	5,330	1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	14,855
1.7	Дисульфиды	7,200	2100,003	0,720	1.7	Меркаптаны	8,200	2391,669	0,771
1.8	Тиофен	6,600	1925,002	0,660	1.8	Сульфиды	53,300	15545,851	5,014
1.9	Гидропероксид гептана	2,500	729,168	0,250	1.9	Дисульфиды	7,200	2100,003	0,677
1.10	Фенол	3,000	875,001	0,300	1.10	Тиофен	6,600	1925,002	0,621
1.11	Пиридин	0,500	145,833	0,050	1.11	Гидропероксид гептана	2,500	729,168	0,235
1.12	Пиррол	0,600	175,000	0,060	1.12	Фенол	3,000	875,001	0,282
2	ЦВСГ	62,966	18365,104	100,000	2	Пиридин	0,500	145,833	0,047
2.1	Водород	26,723	7793,926	42,440	2.1	Пиррол	0,600	175,000	0,056
2.2	Предельные у/в С1-С4	36,243	10571,178	57,560	2.2
	Итого	1062,966	310032,104			Итого	1062,966	310032,104

Таблица 7.4 - Материальный баланс стадии реакции (1-ый реактор)

Статьи прихода		Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Газо-сырьевая смесь	1062,966	310032,104	100,000	1	Газо-продуктовая смесь	1062,966	310032,104	100,000
1.1	Водород	26,723	7793,926	2,514	1.1	Водород	24,307	7089,551	2,287
1.2	Предельные у/в С1-С4	36,243	10571,178	3,411	1.2	Предельные у/в C1-C4	41,229	12025,139	3,879
1.3	Предельные у/в С5-С10	1,200	350,000	0,113	1.3	Предельные у/в С5-С10	6,294	1835,752	0,591
1.4	Предельные у/в С11 и выше	680,100	198362,727	63,981	1.4	Предельные у/в С11 и выше	802,710	234124,017	75,516
1.5	Непредельные у/в	78,900	23012,527	7,423	1.5	Непредельные у/в	19,725	5753,131	1,856
1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	14,855	1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	14,855
1.7	Меркаптаны	8,200	2391,669	0,771	1.7	Тиофен	0,132	38,500	0,013
1.8	Сульфиды	53,300	15545,851	5,014	1.8	Сероводород	9,153	2669,628	0,861
1.9	Дисульфиды	7,200	2100,003	0,677	1.9	Вода	1,256	366,334	0,118
1.10	Тиофен	6,600	1925,002	0,621	1.10	Аммиак	0,260	75,833	0,024
1.11	Гидропероксид гептана	2,500	729,168	0,235
1.12	Фенол	3,000	875,001	0,282
1.13	Пиридин	0,500	145,833	0,047
1.14	Пиррол	0,600	175,000	0,056
	Итого	1062,966	310032,104			Итого	1062,966	310032,104	100,000

Таблица 14.12 - Расход и стоимость материальных ресур

№	Наименование	Единица измерения	Цена, тыс.руб.	Затраты на единицу продукции (на 1 тонну)	Затраты на годовой выпуск
			аналог	проект	Количество	Сумма, тыс.руб.	Количество	Сумма, тыс.руб.
					аналог	проект	аналог	проект	аналог	проект	аналог	проект
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1 1.1 1.2	Сырье ДТ (сернист.) ВСГ (свежий)	т тыс.м3	4,87 0,31	4,87 0,31	1,020 0,080	1,020 0,080	4,9674 0,0248	4,9674 0,0248	2400000,0 62209,60	2450000,0 63506,00	11921760,00 1542,80	12170130,00 1574,90
	Итого (строка 1)						4,9922	4,9922			11923302,80	12171704,90
2 2.1 2.2	Материалы и реагенты МДЭА (40%-ый) Катализатор	т т	15,64 607,77	15,64 607,77	0,240 0,50	0,240 0,50	3,7536 303,90	3,7536 303,90	1159200,00 124,00	1183350,00 124,00	4351173,10 37683,60	4441822,60 37683,60
	Итого (строка 2)						307653	307653			4388856,70	4479506,20
3 3.1	Топливо Топливный газ	тыс.м3	0,43	0,43	0,390	0,390	0,1677	0,1677	974937,60	1013922,00	163497,30	170034,70
	Итого (строка 3)						0,1677	0,1677			163497,30	170034,70
4 4.1 4.2 4.3 4.4	Энергия Электроэнергия Пар Вода оборотная Сжатый воздух	тыс.кВт·ч Гкал тыс.м3 тыс.м3	5,60 1,20 4,50 3,50	5,60 1,20 4,50 3,50	0,380 0,640 0,153 0,110	0,380 0,630 0,153 0,110	2,1280 0,7680 0,6885 0,3850	2,1280 0,7680 0,6885 0,3850	949939,20 1566051,20 374384,10 269165,05	952370,00 1603276,48 389353,78 279927,56	1978703,70 119847,10 257763,30 103628,50	2026643,40 121203,54 268069,50 107771,80
	Итого (строка 4)						4,1660	4,1660			2227952,60	2523688,20
	Итого (строки 1-4)										18703609,40	19344934,20

7.4 Материальный баланс стадии горячей сепарации

На этой стадии происходит разделение газо-продуктовой смеси на жидкий гидрогенизат и парогазовую смесь. По практическим данным в парогазовую смесь переходят следующие компоненты (в процентах от их количества в газо-продуктовой смеси после реакционной стадии):

- 97 % сероводорода, тогда количество сероводорода, которое уходит с парогазовой смесью составляет:

m(Н₂S)_п.г.с. = 0,97 · m(Н₂S),

m(Н₂S)_п.г.с = 0,97 · 9,196 = 8,920 кг/т,

тогда количество сероводорода в жидком гидрогенизате после горячей сепарации составляет:

m(Н₂S)_ж.г. = m(Н₂S) - m(Н₂S)_п.г.с.

m(Н₂S)_ж.г. = 9,196 - 8,920 = 0,276 кг/т;

- 50 % предельных углеводородов С₅-С₁₀, тогда количество предельных углеводородов С₅-С₁₀, которое уходит с парогазовой смесью составляет:

m(С₅-С₁₀)_п.г.с. = 0,50 · m(С₅-С₁₀),

m(С₅-С₁₀)_п.г.с. = 0,50 · 6,294 = 3,147 кг/т,

тогда количество углеводородов С₅-С₁₀ в жидком гидрогенизате после горячей сепарации составляет:

m(С₅-С₁₀)_ж.г. = m(С₅-С₁₀) - m(С₅-С₁₀)_п.г.с.



m(С₅-С₁₀)_ж.г. = 6,294 - 3,147 = 3,147 кг/т,

- 20 % непредельных углеводородов, тогда количество непредельных углеводородов, которое уходит с парогазовой смесью составляет:

m(С_nН_2n)_п.г.с. = 0,20 · m(С_nН_2n),

m(С_nН_2n)_п.г.с. = 0,20 · 7,89 = 1,578 кг/т,

тогда количество непредельных углеводородов в жидком гидрогенизате после горячей сепарации составляет:

m(С_nН_2n)_жг = m(С_nН_2n) - m(С_nН_2n)_пгс;

m(С_nН_2n)_ж.г = 7,890 - 1,578 = 6,312 кг/т;

77 % тиофена, тогда количество тиофена, которое уходит с парогазовой смесью составляет:

m(С₄Н₄S)_п.г.с. = 0,77 · m(С₄Н₄S),

m(С₄Н₄S)_п.г.с. = 0,77 · 0,026 = 0,020 кг/т,

тогда количество тиофена в жидком гидрогенизате после горячей сепарации составляет:

m(С₄Н₄S) _ж.г = m(С₄Н₄S) - m(С₄Н₄S)_п.г.с. ,

m(С₄Н₄S)_ж.г = 0,026 - 0,020 = 0,006 кг/т.

На стадии холодной сепарации отделяются все углеводороды С₁-С₄, входящие в состав ЦВСГ. Количество предельных углеводородов С₁-С₄ в циркулирующем газе до подпитки и очистки после стадии горячей сепарации составляет (см.п.7.3):

m⁰(С₁-С₄)_ЦВСГ = 34,487 кг/т,

тогда количество предельных углеводородов С₁-С₄ в жидком гидрогенизате после сепарации высокого давления составляет:

m(С₁-С₄)_ж.г.г = m(С₁-С₄) - m⁰(С₁-С₄)_ЦВСГ,

m(С₁-С₄)_ж.г.г = 41,302 - 34,487 = 6,814 кг/т.

Количество предельных углеводородов С₁-С₄ перешедших в парогазовую смесь составляет:

m(С₁-С₄)_п.г.с. = m(С₁-С₄) - m(С₁-С₄)_ж.г.г.,

m(С₁-С₄)_п.г.с. = 41,302 - 6,814 = 34,487 кг/т

Вода и аммиак переходят в парогазовую смесь на этой стадии полностью, тогда:

m(Н₂О)_п.г.с. = m(Н₂О) = 1,256 кг/т;

m(NН₃)_п.г.с.= m(NН₃) = 0,260 кг/т.

На этой стадии также часть водорода растворяется в гидрогенизате - 0.3 кг/т, а часть теряется как механические потери - 0,3 кг/т, весь оставшийся водород переходит в парогазовую смесь:

m(Н₂)_п.г.с. = m'(Н₂) - m_пот1(Н₂) - m_пот2(Н₂),

m(Н₂)_п.г.с. = 24,176 - 0,300 - 0,297 = 23,579 кг/т.

m(H₂)_ж.г.г. = m_пот1(Н₂),

m(H₂)_ж.г.г. = 0,3 кг/т.

Остальные компоненты газо-продуктовой смеси переходят в жидкий гидрогенизат в неизменном, после стадии реакции, количестве.

Материальный баланс стадии горячей сепарации представлен в таблице 7.6.

Таблица 7.5 - Материальный баланс стадии реакции (2-й реактор)

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Газо-продуктовая смесь	1062,966	310032,104	100,000	1	Газо-продуктовая смесь	1062,966	310032,104	100,000
1.1	Водород	24,307	7089,551	2,287	1.1	Водород	24,176	7051,342	2,274
1.2	Предельные у/в С1-С4	41,229	12025,139	3,879	1.2	Предельные у/в С1-С4	41,302	12046,431	3,885
1.3	Предельные у/в С5-С10	6,294	1835,752	0,591	1.3	Предельные у/в С5-С10	6,294	1835,752	0,592
1.4	Предельные у/в С11 и выше	802,710	234124,017	75,516	1.4	Предельные у/в С11 и выше	814,666	237611,189	76,641
1.5	Непредельные у/в	19,725	5753,131	1,856	1.5	Непредельные у/в	7,890	2301,252	0,742
1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	14,855	1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	14,855
1.7	Тиофен	0,132	38,500	0,013	1.7	Тиофен	0,026	7,583	0,003
1.8	Сероводород	9,153	2669,628	0,861	1.8	Сероводород	9,196	2682,169	0,865
1.9	Вода	1,256	366,334	0,118	1.9	Вода	1,256	366,334	0,118
1.10	Аммиак	0,260	75,833	0,024	1.10	Аммиак	0,260	75,833	0,024
	Итого	1062,966	310032,104	100,000		Итого	1062,966	310032,104	100,000

Таблица 7.6 - Материальный баланс стадии горячей сепарации

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	%масс	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Газо-продуктовая смесь	1062,966	310032,104	100,00	1	Парогазовая смесь	73,248	21364,024	100,000
1.1	Водород	24,176	7051,342	2,274	1.1	Водород	23,579	6877,217	32,191
1.2	Предельные у/в С1-С4	41,302	12046,431	3,885	1.2	Предельные у/в С1-С4	34,488	10059,012	47,083
1.3	Предельные у/в С5-С10	6,294	1835,752	0,592	1.3	Сероводород	8,920	2601,669	12,178
1.4	Предельные у/в С11 и выше	814,666	237611,189	76,641	1.4	Предельные у/в С5-С10	3,147	917,876	4,297
1.5	Непредельные у/в	7,890	2301,252	0,742	1.5	Непредельные у/в	1,578	460,251	2,154
1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	14,855	1.6	Тиофен	0,020	5,833	0,028
1.7	Тиофен	0,026	7,583	0,003	1.7	Вода	1,256	366,333	1,715
1.8	Сероводород	9,196	2682,169	0,865	1.8	Аммиак	0,260	75,833	0,355
1.9	Вода	1,256	366,334	0,118	2	Жидкий гидрогенизат	989,421	288581,455	100,000
1.10	Аммиак	0,260	75,833	0,024	2.1	Водород	0,300	87,500	0,030

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	%масс	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
					2.2	Предельные у/в С1-С4	6,814	1987,419	0,689
					2.3	Предельные у/в С5-С10	3,147	917,876	0,318
					2.4	Непредельные у/в	6,312	1841,002	0,638
					2.5	Предельные у/в С11 и выше	814,666	237611,188	82,338
					2.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	15,959
					2.7	Тиофен	0,006	1,750	0,001
					2.8	Сероводород	0,276	80,501	0,028
					3	Механические потери водорода	0,297	86,625	100,000
	Итого	1062,966	328987,977			Итого	1062,966	310032,104	100,000

7.5 Материальный баланс стадии холодной сепарации

На этой стадии происходит разделение парогазовой смеси на циркулирующий водородсодержащий газ и нестабильный гидрогенизат. По практическим данным на стадии сепарации низкого давления отделяется 75 %, оставшегося после сепарации высокого давления, сероводорода, который переходит в ЦВСГ, а также в ЦВСГ переходит весь водород и предельные углеводороды С₁-С₄, парогазовой смеси. Таким образом, циркулирующий водородсодержащий газ после сепарации низкого давления будет содержать:

- сероводород в количестве:

m(Н₂S)_ЦВСГ = m(Н₂S)_п.г.с. · 0,75,

m(Н₂S)_ЦВСГ = 8,920 · 0,75 = 6,690 кг/т;

- предельные углеводороды С₁-С₄ в количестве:

m⁰(С₁-С₄)_ЦВСГ = 34,487 кг/т;

- водород в количестве:

m⁰(H₂)_ЦВСГ = m(Н₂)_п.г.с.,

m⁰(H₂)_ЦВСГ = 23,579 кг/т.

Тогда остаточное содержание сероводорода в нестабильном гидрогенизате составляет:

m(Н₂S)_{нест.гидрог.} = m(Н₂S)_п.г.с - m(Н₂S)_ЦВСГ,



m(Н₂S)_{нест.гидрог.} = 8,920 - 6,690 = 2,230 кг/т.

Остальные компоненты парогазовой смеси переходят в нестабильный гидрогенизат в неизменном количестве.

Материальный баланс стадии сепарации низкого давления представлен в таблице 7.7.

7.6 Материальный баланс стадии стабилизации нестабильного гидрогенизата

На стадию стабилизации продукта поступают два потока: жидкий гидрогенизат из горячего сепаратора и нестабильный гидрогенизат из холодного сепаратора. На этой стадии от продукта отделяется газовая фаза. Согласно практическим данным в газовую фазу уходят 90 % предельных углеводородов С₁-С₄, 92 % воды и аммиака, весь оставшийся сероводород, водород и предельные углеводороды С₅-С₁₀. В стабильный гидрогенизат переходят все углеводороды С₁₁ и выше, непредельные и ароматические углеводороды, тиофен, а также в составе стабильного гидрогенизата уходят 10 % предельных углеводородов С₁-С₄ и по 8 % воды и аммиака.

Таким образом, газовая фаза содержит:

- сероводород в количестве:

m(Н₂S)_гф. = m(H₂S)_ж.г.г + m(Н₂S)_{нест.гидрог.},

m(Н₂S)_гф = 0,276 + 2,230 = 2,506 кг/т;

- водород в количестве:

m(Н₂)_г.ф. = m(H₂)_ж.г.г

m(Н₂)_г.ф. = 0,3 кг/т;

- предельные углеводороды С₁-С₄ в количестве:

m(С₁-С₄)_г.ф. = 0,9 · m(С₁-С₄)_ж.г.г.

m(С₁-С₄)_г.ф. = 0,9 · 6,814 = 6,133 кг/т.

- предельные углеводороды С₅-С₁₀ в количестве:

m(С₅-С₁₀)_гф = m(С₅-С₁₀)_ж.г.г + m(С₅-С₁₀)_{нест. гидрог.},

m(С₅-С₁₀)_гф = 3,147 + 3,147 = 6,294 кг/т;

- вода в количестве:

m(Н₂О)_гф. = 0,92 · m(Н₂О)_{нест. гидрог.},

m(Н₂О)_гф. = 0,92 - 1,256 = 1,156 кг/т;

- аммиак в количестве:

m(NН₃)_гф.= 0,92·m(NН₃)_{нест.гидрог.},

m(NН₃)_гф = 0,92·0,260 = 0,239 кг/т.

Тогда стабильный гидрогенизат содержит:

- предельные углеводороды С₁₁ и выше в количестве:

m(С₁₁ и выше)_{стаб. гидрог.} = m(С₁₁ и выше)_жгг,

m(С₁₁ и выше)_{стаб. гидрог.} = 814,666 кг/т;

- непредельные углеводороды в количестве:

m(С_nН_2n)_{стаб. гидрог.} = m(С_nН_2n)_жг + m(С_nН_2n)_{нест.гидрог.} ,

m(С_nН_2n)_{стаб. гидрог.} = 6,312 + 1,578 = 7,890 кг/т;

- ароматические углеводороды в количестве:

m(аромат.у/в)_{стаб. гидрог.} = m(аромат.у/в)_ж.г.г,

m(аромат.у/в)_{стаб. гидрог.} = 157,900 кг/т;

- тиофен в количестве:

m(С₄Н₄S)_{стаб. гидрог.} = m(С₄Н₄S) _ж.г.г + m(С₄Н₄S)_{нестаб. гидрог.}

m(С₄Н₄S)_{стаб. гидрог.} = 0,020 + 0,006 = 0,026 кг/т;

- предельные углеводороды С₁-С₄ в количестве:

m(С₁-С₄)_{стаб. гидрог.} = 0,1 · m(С₁-С₄)_ж.г.г

m(С₁-С₄)_{стаб. гидрог.} = 0,1 · 6,814 = 0,681 кг/т

- вода и количестве:

m(Н₂О)_{стаб.гидрог.} = 0,08 · m(Н₂О)_{нестаб. гидрог.}

m(Н₂О)_{стаб.гидрог.} = 0,08 ·1,256 = 0,101 кг/т;

- аммиак в количестве:

m(NН₃)_{стаб.гидрог.} = 0,08 · m(NН₃)_{нестаб.гидрог.}

m(NН₃)_{стаб.гидрог.} = 0,08 · 0,260 = 0,021 кг/т.

Материальный баланс стадии стабилизации продукта представлен в таблице 7.8.

Таблица 7.7 - Материальный баланс стадии холодной сепарации

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Парогазовая смесь	73,248	21364,024	100,000	1	ЦВСГ до очистки	64,756	18887,482	100,000
1.1	Водород	23,579	6877,217	32,191	1.1	Водород	23,579	6877,216	36,412
1.2	Предельные у/в С1-С4	34,488	10059,012	47,083	1.2	Предельные у/в С1-С4	34,488	10059,012	53,257
1.3	Сероводород	8,920	2601,669	12,178	1.3	Сероводород	6,690	1951,252	10,331
1.4	Предельные у/в С5-С10	3,147	917,876	4,297	2	Нестабильный гидрогенизат	8,492	2476,542	100,000
1.5	Непредельные у/в	1,578	460,251	2,154	2.1	Предельные у/в С5-С10	3,147	917,876	37,062
1.6	Тиофен	0,020	5,833	0,028	2.2	Непредельные у/в	1,578	460,250	18,583
1.7	Вода	1,256	366,333	1,715	2.3	Тиофен	0,020	5,833	0,239
1.8	Аммиак	0,260	75,833	0,355	2.4	Сероводород	2,230	650,417	26,261
					2.5	Вода	1,256	366,333	14,794
					2.6	Аммиак	0,260	75,833	3,060
	Итого	73,248	21364,024	100,000		Итого	73,248	21364,024	100,000

7.7 Материальный баланс стадии дегазации дизельного топлива

На этой стадии происходит разделение стабильного гидрогенизата на шлемовый продукт и дегазированное дизельное топливо. Из практических данных известно, что в шлемовый продукт переходят все растворенные в стабильном гидрогенизате углеводороды С₁-С₄, вода, аммиак, а также со шлемовым продуктом из дизельного топлива уносятся 0,2 % предельных углеводородов С₁₁ и выше и 0,1 % непредельных углеводородов. Все остальные компоненты уходят в составе гидроочищенного дизельного топлива. Таким образом, шлемовый продукт состоит из следующих компонентов:

- предельных углеводородов в количестве:

m(С₁-С₄)_{шлем пр} = m(С₁-С₄)_{стаб. гидрог}

m(С₁-С₄)_{шлем пр} =0,681 кг/т;

- воды в количестве:

m(Н₂О)_{шлем пр} = m(Н₂О)_{стаб. гидрог}

m(Н₂О)_{шлем пр} = 0,101 кг/т;

- аммиака в количестве:

m(NН₃)_{шлем. пр.} = m(NН₃)_{стаб.гидрог.} ,

m(NН₃)_{шлем. пр.} = 0,021 кг/т,

- предельных углеводородов С₁₁ и выше в количестве:

m(С₁₁ и выше)_{шлем. пр.} = 0,002 · m(С₁₁ и выше)_{стаб.гидрог.},

m(С₁₁ и выше)_{шлем. пр.} = 0,002 · 814,666 = 1,629 кг/т

- непредельных углеводородов в количестве:

m(С_nН_2n)_{шлем пр} = 0,001· m(С_nН_2n)_{стаб. гидрог.},

m(С_nН_2n)_{шлем пр} = 0,001·7,890 = 0,008 кг/т.

Тогда гидроочищенное дизельное топливо состоит из следующих компонентов:

- предельных углеводородов С₁₁ и выше в количестве:

m(С₁₁ и выше)_{диз. топ} = m(С₁₁ и выше)_{стаб.гидрог.} - m(С₁₁ и выше)_{шлем пр},

m(С₁₁ и выше)_{диз. топ} = 814,666 - 1,629 = 813,036 кг/т;

- непредельных углеводородов в количестве:

m(С_nН_2n)_{диз. топ} = m(С_nН_2n)_{стаб. гидрог.} - m(С_nН_2n)_{шлем пр} ,

m(С_nН_2n)_{диз. топ} = 7,890 - 0,008 = 7,882 кг/т;

- ароматические углеводороды в количестве:

m(аромат.у/в)_{диз. топ} = m(аромат.у/в)_{стаб гидрог};

m(аромат.у/в)_{диз. топ} = 157,900 кг/т.

- тиофен в количестве:

m(С₄Н₄S)_{диз. топ} = m(С₄Н₄S)_{стаб. гидрог.}

m(С₄Н₄S)_{диз. топ} = 0,026 кг/т (в пересчете на элементную серу составляет 0,01 кг/т).

Материальный баланс стадии дегазации стабильного гидрогенизата представлен в таблице 7.9.

Таблица 7.8 - Материальный баланс стадии стабилизации продукта

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Жидкий гидрогенизат	989,421	288581,455	100,000	1	Стабильный гидрогенизат	981,285	286208,635	100,000
1.1	Водород	0,300	87,500	0,030	1.1	Предельные у/в С11 и выше	814,666	237611,341	83,020
1. 2	Предельные у/в С1-С4	6,814	1987,419	0,689	1.2	Непредельные у/в	7,890	2301,254	0,804
1.3	Предельные у/в С5-С10	3,147	917,876	0,318	1.3	Ароматические у/в	157,900	46054,249	16,091
1.4	Непредельные у/в	6,312	1841,002	0,638	1.4	Тиофен	0,026	7,583	0,003
1.5	Предельные у/в С11 и выше	814,666	237611,188	82,338	1.5	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	0,069
1.6	Ароматические у/в	157,900	46054,219	15,959	1.6	Вода	0,101	29,458	0,010
1.7	Тиофен	0,006	1,750	0,001	1.7	Аммиак	0,021	6,125	0,002
1.8	Сероводород	0,276	80,501	0,028	2	Газовая фаза	16,628	4849,842	100,000
2	Нестабильный гидрогенизат	8,492	2476,542	100,000	2.1	Предельные у/в С1-С4	6,133	1788,795	36,883
2.1	Предельные у/в С5-С10	3,147	917,876	37,062	2.2	Предельные у/в С5-С10	6,294	1835,753	37,854
2.2	Непредельные у/в	1,578	460,250	18,583	2.3	Сероводород	2,506	730,918	15,070
2.3	Тиофен	0,020	5,833	0,239	2.4	Водород	0,300	87,500	1,804
2.4	Сероводород	2,230	650,417	26,261	2.5	Вода	1,156	337,167	6,951
2.5	Вода	1,256	366,333	14,794	2.6	Аммиак	0,239	69,708	1,438
2.6	Аммиак	0,260	75,833	3,060
	Итого	997,913	291057,997			Итого	997,913	291057,997

Таблица 7.9 - Материальный баланс стадии дегазации стабильного гидрогенизата

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Стабильный гидрогенизат	981,285	286208,635	100,000	1	Шлемовый продукт	2,440	711,668	100,000
1.1	Предельные у/в С11 и выше	814,666	237611,341	83,020	1.1	Предельные у/в С11 и выше	1,629	475,126	66,778
1.2	Непредельные у/в	7,890	2301,254	0,804	1.2	Непредельные у/в	0,008	2,334	0,323
1.3	Ароматические у/в	157,900	46054,249	16,091	1.3	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	27,928
1.4	Тиофен	0,026	7,583	0,003	1.4	Вода	0,101	29,458	4,119
1.5	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	0,069	1.5	Аммиак	0,021	6,125	0,852

Статьи прихода	Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	%(масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1.6	Вода	0,101	29,458	0,010	2	Гидроочищенное ДТ	978,845	285496,967	100,000
1.7	Аммиак	0,021	6,125	0,002	2.1	Предельные у/в С11 и выше	813,037	237136,215	83,061
					2.2	Непредельные у/в	7,882	2298,921	0,805
					2.3	Ароматические у/в	157,900	46054,248	16,131
					2.4	Тиофен	0,026	7,583	0,003
	Итого	981,285	286208,635			Итого	981,285	286208,635

7.8 Материальный баланс отвода жидкого нефтепродукта из шлемового продукта

На этой стадии, после захолаживание шлемового продукта дегазации, происходит отделение от него жидкого нефтепродукта, который выводится в линию некондиции. При этом в жидкий нефтепродукт из шлемового переходят 99 % предельных углеводородов С₁₁ и выше, 5 % воды и аммиака и все непредельные углеводороды. А оставшиеся компоненты шлемового продукта уходят в составе сырого углеводородного газа в сепаратор. Таким образом, некондиционный нефтепродукт состоит из следующих компонентов:

- предельных углеводородов С₁₁ и выше и количестве:

m(С₁₁ и выше)_{некон нефт} = 0,99· m(С₁₁ и выше)_{шлем пр},

m(С₁₁ и выше)_{некон нефт} = 0,99 · 1,629 = 1,613 кг/т;

- непредельных углеводородов в количестве:

m(С_nН_2n) _{некон нефт} = m(С_nН_2n)_{шлем пр}

m(С_nН_2n) _{некон нефт} = 0,008 кг/т

- вода в количестве:

m(Н₂О)_{некон нефт} = 0,05·m(Н₂О)_{шлем пр}

m(Н₂О)_{некон нефт} = 0,05·0,101 = 0,005 кг/т;

- аммиак в количестве:

m(NН₃)_{некон нефт} = 0,05·m(NН₃)_{шлем. пр.}

m(NН₃)_{некон нефт} = 0,05·0,021 =0,001 кг/т.

Тогда сырой углеводородный газ состоит из:

- предельных углеводородов С₁-С₄ в количестве:

m(С₁-С₄)_{сыр. у/в газ} = m(С₁-С₄)_{шлем пр}

m(С₁-С₄)_{сыр. у/в газ} = 0,681 кг/т,

- воды в количестве:

m(Н₂О)_{сыр у/в газ} = m(Н₂О)_{шлем. пр} - m(Н₂О)_{некон. нефт.} ,

m(Н₂О)_{сыр у/в газ} = 0,101 - 0,005 = 0,096 кг/т;

- аммиака в количестве:

m(NН₃) _{сыр у/в газ} = m(NН₃)_{шлем. пр.} - m(NН₃)_{некон нефт}

m(NН₃) _{сыр у/в газ} = 0,021 - 0,001 = 0,020 кг/т;

- предельных углеводородов С₁₁ и выше в количестве:

m(С₁₁ и выше)_{сыр у/в газ} = m(С₁₁ и выше)_{шлем пр} - m(С₁₁ и выше)_{некон нефт}

m(С₁₁ и выше)_{сыр у/в газ} = 1,629 - 1,613 = 0,016 кг/т.

Материальный баланс отвода жидкого нефтепродукта из шлемового продукта представлен в таблице 7.10.

7.9 Материальный баланс сепарации сырого углеводородного газа

На этой стадии происходит разделение сырого углеводородного газа на углеводородный газ, направляемый на сжигание в печь нагрева сырья П-201, и дренажную воду. При этом углеводородный газ в П-201 представляет собой предельные углеводороды С₁-С₄:

m(С₁-С₄)_{у/в газ в П.201} = m(С₁-С₄)_{сыр. у/в газ} ,

m(С₁-С₄)_{у/в газ в П.201} = 0,681 кг/т.

Таким образом, дренажная вода состоит из следующих компонентов:

- воды в количестве:

m(Н₂О)_дренаж = m(Н₂О)_{сыр у/в газ},

m(Н₂О) _дренаж = 0,096 кг/т;

- аммиака в количестве:

m(NН₃)_дренаж = m(NНз)_{сыр. у/в газ},

mNН₃)_дренаж = 0,020 кг/т;

- предельных углеводородов С₁₁ выше в количестве:

m(С₁₁ и выше)_дренаж = m(С₁₁ и выше)_{сыр. у/в газ},

m(С₁₁ и выше)_дренаж = 0,016 кг/т.

Материальный баланс сепарации сырого углеводородного газа представлен в таблице 7.11.

Таблица 7.10 - Материальный баланс отвода жидкого нефтепродукта из шлемового продукта

Статьи прихода		Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Шлемовый продукт	2,440	711,668	100,000	1	Некондиционный нефтепродукт	1,627	474,542	100,000
1.1	Предельные у/в С11 и выше	1,629	475,126	66,778	1.1	Предельные у/в С11 и выше	1,613	470,459	99,142
1.2	Непредельные у/в	0,008	2,334	0,323	1.2	Непредельные у/в	0,008	2,333	0,485
1.3	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	27,928	1.3	Вода	0,005	1,458	0,307
1.4	Вода	0,101	29,458	4,119	1.4	Аммиак	0,001	0,292	0,066
1.5	Аммиак	0,021	6,125	0,852	2	Сырой углеводородный газ	0,813	237,125	100,000
					2.1	Предельные у/в С11 и выше	0,016	4,667	2,004
					2.2	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	83,822
					2.3	Вода	0,096	28,000	11,745
					2.4	Аммиак	0,020	5,833	2,429
	Итого	2,440	711,668			Итого	2,440	711,668

Таблица 7.11- Материальный баланс стадии сепарации сырого углеводородного газа

Статьи прихода		Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс)
1	Сырой углеводородный газ	0,813	237,125	100,000	1	Углеводородный газ в печь	0,681	198,625	100,000
1.1	Предельные у/в С11 и выше	0,016	4,667	2,004	1.1	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	100,000
1.2	Предельные у/в С1-С4	0,681	198,625	83,822	2	Дренажная вода	0,132	38,500	100,000
1.3	Вода	0,096	28,000	11,745	2.1	Предельные у/в С11 и выше	0,016	4,667	12,121
1.4	Аммиак	0,020	5,833	2,429	2.2	Вода	0,096	28,000	72,727
					2.3	Аммиак	0,020	5,833	15,152
	Итого	0,813	237,125	100,000		Итого	0,813	237,125

7.10 Материальный баланс стадии абсорбции ЦВСГ

На этой стадии происходит поглощение сероводорода из циркулирующего водородсодержащего газа 40 %-ым раствором МДЭА:

2 (С₂Н₄ОН)₂NСН₃ + Н₂S - [(С₂Н₄ОН)₂NСН₃]₂Н₂S (7.20)

Определим количество 40 %-ого раствора МДЭА необходимого для поглощения сероводорода из ЦВСГ по реакции (8.20). Количество сероводорода в ЦВСГ после стадии холодной сепарации составляет 6,690 кг/т.

Молярная масса МДЭА - 119 кг/кмоль, молярная масса комплекса (МДЭА·Н₂S) - 272 кг/кмоль. Получаем,

- масса чистого МДЭА, необходимого для реакции:

m(чистый МДЭА) = (2·119·6,690) / 34 = 46,830 кг/т;

- масса 40 %-ого раствора МДЭА, необходимого для реакции составляет:

m(раствор МДЭА) = m (чистый МДЭА) / 0,4.

m(раствор МДЭА) = 46,830 / 0,4 = 117,075 кг/т;

- масса воды в 40 %-ом растворе МДЭА составляет:

m(Н₂О) = m(40 % - раствор МДЭА) - m(чистый МДЭА);

m(Н₂О) = 117,075 - 46,830 = 70,245 кг/т

Находим массу образовавшегося комплекса (МДЭА·Н₂S) на стадии абсорбции ЦВСГ:



m(МДЭА·Н₂S) = (272·6,690) / 734 = 53,520 кг/т.

Тогда масса раствора комплекса (МДЭА·Н₂S) составляет:

m(раствор МДЭА·Н₂S) = m(МДЭА·Н₂S) + m(Н₂О),

m(раствор МДЭА·Н₂S) = 53,520 + 70,245 = 123,765 кг/т.

Тогда раствор комплекса имеет следующий состав:

- массовая доля комплекса (МДЭА-Н₂S) в растворе составляет:

щ(МДЭА·Н2S) = (53,520 / 123,765)·100 = 43,2 %;

- массовая доля вода в растворе комплекса составляет:

щ(Н₂О) = (70,245 / 123,765)·100 = 56,8 %.

Из практических данных известно, что с потоком очищенного ЦВСГ уносится 10 % раствора комплекса (МДЭА·Н₂S), образовавшегося на стадии абсорбции ЦВСГ. Тогда количество раствора комплекса (МДЭА·Н₂S), уходящего с потоком ЦВСГ составляет:

m(раствор МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ = m(раствор МДЭА·Н₂S) · 0,1,

m(раствор МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ = 123,765 · 0,1 = 12,377 кг/т.

Таким образом, вместе с потоком ЦВСГ, в составе раствора комплекса (МДЭА-Н₂S), уносится следующие количества компонентов раствора комплекса:

- комплекс (МДЭА-Н₂S) в количестве

m(МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ = m(раствор МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ · 0,432,

m(МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ = 12,377 · 0,432 = 5,352 кг/т;

- вода в количестве

m(Н₂О)_ЦВСГ = m(раствор МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ - m(МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ;

m(Н₂О)_ЦВСГ = 12,377 - 5,352 = 7,025 кг/т;

Остальное количество раствора комплекса (МДЭА-Н₂S) уходит на стадию сепарации насыщенного раствора МДЭА, а затем на регенерацию:

m(раствор МДЭА·Н₂S) ^/ = m(раствор МДЭА·Н₂S) - m(раствор МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ,

m(раствор МДЭА·Н₂S) ^/ = 123.765 - 12,377 = 111,389 кг/т,

в том числе,

m(МДЭА·Н₂S) ^/ = m(МДЭА·Н₂S) - m(МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ,

m(МДЭА·Н₂S) ^/ = 53,520 - 5,352 = 48,168 кг/т,

m(Н₂O) ^/ = m(Н₂O) - m(Н₂О)_ЦВСГ,

m(Н₂O) ^/ = 70,245 - 7,022 = 63,221 кг/т.

Материальный баланс стадии абсорбции ЦВСГ представлен в таблице 7.12.

7.11 Материальный баланс стадии сепарации ЦВСГ после абсорбции

На этой стадии происходит отделение от ЦВСГ, унесенного со стадии абсорбции, раствора комплекса (МДЭА·Н₂S). В состав очищенного ЦВСГ переходят все предельные углеводороды С₁- С₄ и водород. Таким образом, количество компонентов ЦВСГ до подпитки свежим ВСГ составляет:

- водорода:

m(Н₂)⁰_ЦВСГ = 23,579 кг/т;

- предельных углеводородов С₁ - С₄:

m(С₁ - С₄)⁰_ЦВСГ = 34,487 кг/т.

Таким образом, на этой стадии полностью отделяется унесенный раствор комплекса (МДЭА·Н₂S) в количестве:

m(раствор МДЭА·Н₂S) ^// = m(раствор МДЭА·Н₂S)_ЦВСГ,

m(раствор МДЭА·Н₂S) ^// = 12,377 кг/т,

со следующим содержанием компонентов:

- комплекса МДЭА·Н₂S:

m(МДЭА·Н₂S) ^// = 5,352 кг/т;

- воды в растворе:

m(Н₂0) ^// = 7,025 кг/т

Материальный баланс стадии сепарации ЦВСГ после абсорбции представлен в таблице 7.13.

7.12 Материальный баланс стадии сепарации газовой фазы

На этой стадии газовая фаза, уходящая сверху стабилизационной колонны, разделяется на сухой углеводородный газ, бензин-отгон и кислую воду. По практическим данным на этой стадии отделяются все углеводороды С₅-С₁₀, которые образуют поток бензин-отгона:

m(С₅-С₁₀)_{бензин-отгон} = m(С₅-С₁₀)_гф



m(С₅-С₁₀)_{бензин-отгон} = 6,294 кг/т.

Кроме того, 1 молем аммиака связывается 1 моль сероводорода, который уходит в составе кислого водного конденсата.

NH₃ + Н₂S - NH₄HS (7.21)

Количество аммиака в газовой фазе после стабилизационной колонны составляет:

n(NН₃)_гф = m(NН₃)_гф / M(NН₃),

где M(NН₃) - молекулярная масса аммиака, кг/кмоль; M(NН₃) = 17 кг/кмоль

n(NН₃)_гф = 0,239 / 17 = 0,014 кмоль/т.

Тогда, количество сероводорода связанного аммиаком составляет:

n(Н₂S)_вод = n(NНз)_г.ф. = 0,014 кмоль/т;

m(Н₂S)_вод = n(Н₂S)_ам · М(Н₂S),

m(Н₂S)_вод = 0,014·34 = 0,478 кг/т.

А количество образовавшегося гидросульфида аммония составляет:

n(NH₄НS)_вод. = n(Н₂S)_вод = 0,014 кмоль/т,

m(NH₄НS)_вод. = n(NH₄НS)_вод. · М(NH₄НS),

где М(NH₄НS) - молекулярная масса гидросульфида аммония, кг/кмоль; М(NH₄НS) = 51 кг/кмоль.

Тогда масса гидросульфида аммония в водном конденсате составляет:

m(NH₄НS)_вод = 0,014 - 51 =0,717 кг/т.

Кроме того в состав водного конденсата входит вся вода, находящаяся в газовой фазе после стадии стабилизации продукта:

m(Н₂О)_вод. = m(Н₂О)_г.ф. = 1,156 кг/т.

А также в водный конденсат переходят остатки водорода из газовой фазы и растворяются 15 % предельных углеводородов С₁-С₄ от их общего количества в газовой фазе:

m(С₁-С₄)_вод = 0,15·m(С₁-С₄)_г.ф.,

m(С₁-С₄)_вод. = 0,15·6,133 = 0,920 кг/т;

m(Н₂)_вод = m(Н₂)_г.ф. = 0,300 кг/т.

В состав сухого углеводородного газа из газовой фазы переходят не растворившиеся углеводороды С₁-С₄ и часть сероводорода несвязанного аммиаком:

m(С₁-С₄)_{у/в газ} = m(С₁-С₄) _г.ф. - m(С₁-С₄) _вод

m(С₁-С₄)_{у/в газ} = 6,133 - 0.920 = 8.21 3 кг/т.

m(Н₂S) _{у/в газ} = m(Н₂S) _г.ф. - m(Н₂S)_вод

m(Н₂S) _{у/в газ} = 2,506 - 0.478 = 2,028 кг/т.

Материальный баланс стадии сепарации газовой фазы представлен в таблице 7.14

Таблица 7.12 - Материальный баланс стадии абсорбции ЦВСГ

	Статьи прихода			Статьи расхода
№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс.)	№	Наименование потока	кг/т	кг/ч	% (масс.)
1	ЦВСГ до очистки	64,756	18887,482	100,000	1	ВСГ после очистки	58,067	16936,491	100,000
1.1	Водород	23,579	6877,216	36,412	1.1	Водород	23,579	6877,323	40,606
1.2	Предельные у/в С1-С4	34,488	10059,012	53,257	1.2	Предельные у/в С1-С4	34,488	10059,168	59,394
1.3	Сероводород	6,690	1951,252	10,331	2	Комплекс МДЭА+Н2S

Подобные документы

• Гидроочистка дизельного топлива

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

• Проект установки гидроочистки дизельного топлива

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

• Установка гидроочистки дизельного топлива

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

• Расчет нефтехимического блока переработки нефти и установки гидроочистки

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

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

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

• Проект установки первичной перегонки Усть-Балыкской (Ю-II) нефти мощностью по сырью 6 млн. тонн в год. Технологический расчет основной нефтеперегонной колонны

  Ознакомление с процессом подготовки нефти к переработке. Общие сведения о перегонке и ректификации нефти. Проектирование технологической схемы установки перегонки. Расчет основной нефтеперегонной колонны К-2; определение ее геометрических размеров.
  
  курсовая работа [418,8 K], добавлен 20.05.2015
  

• Модернизация узла теплообмена установки гидроочистки дизельных топлив на Омском НПЗ

  Назначение и химизм процессов гидроочистки. Тепловой эффект реакции. Классификация теплообменных аппаратов. Теплообменник типа "труба в трубе". Химический состав нержавеющей стали ОХ18Н10Т по ГОСТ 5632-72. Анализ вредных и опасных факторов производства.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 21.05.2015
  

• Проект установки гидрооочистки/депарафинизации. Расчет реактора депарафинизации

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

• Технология очистки дизельного топлива

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

• Автоматизация объектов гидроочистки бензина на установке "Gexa"

  Общее описание установки. Технология и процесс гидроочистки, оценка его производственных параметров. Регламент патентного поиска, анализ его результатов. Принципы автоматизации установки гидроочистки бензина, технические средства измерения и контроля.
  
  дипломная работа [2,8 M], добавлен 29.04.2015
  

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