Расчет материального баланса установки

Потоки:/- бензин 85-180 °С; // - ВСГ; /// - гидроочищенный катализат; IV\ XI - углеводородные газы; V - отдув ВСГ; VI - гидроочищенный бензин на риформинг; VII - риформированный катализат; VIII - жидкая фаза; IX'- ВСГ на очистку; Х- нестабильный катализат риформинга; XII-сжиженный газ; XIII - стабильный высокооктановый бензин; XIV- товарный ВСГ.

         Схема процесса и режим. Принципиальная схема процесса показана на рис.1. Она состоит из четырех блоков:

1. блок гидроочистки бензина до содержания серы не более 1 мг/кг;

2. реакторный блок, предназначенный для нагрева и конверсии сырья; нагрев осуществляется перед каждым из трех реакторов из-за эндотермичности  (в среднем) реакций; реакторы загружаются катализатором в соотношении 1:2:4; чтобы поддержать примерно равную конверсию по реакторам;

3. блок сепарации парогазовой фазы от жидкой, состоящей из регенеративного теплообменника, холодильника и сепаратора высокого давления, где отделяется водородсодержащий газ (ВСГ), а также фаза дросселируется и поступает в сепаратор низкого давления для отделения углеводородного газа;

4. блок стабилизации бензина, где в колонне стабилизации получают стабильный бензин и побочные продукты гидрокрекинга – сжиженный газ и углеводородный газ.  

  Сырье по обычной схеме проходит гидроочистку, стабилизуется в колоне РК-1 и поступает на блок риформинга.

  Блок риформинга включает в себя три реактора со стационарным слоем катализатора, имеющие разные объем загрузки катализаторов. Перед каждым реактором бензин нагревается в трехсекционной печи, а после выхода из третьего реактора он проходит регенеративные теплообменники Т-3 и охлаждается для отделения водородсодержащего газа. ВСГ проходит осушку в адсорбере А, после которого частично направляется на циркуляцию. Катализат идет на стабилизацию, после чего получают стабильный высокооктановый бензин XIII.

Температура в реакторах составляет 470-510 для катализатора КР (для АП-64 она равна 485-530 ). Указан интервал температур, так как температура растет то реактора к реактору. По мере закоксовывания катализатора приходится постепенно повышать температуру, чтобы поддерживать конверсию на прежнем уровне.

Давление для основных реакций дегидрирования и дегидроциклизации чем ниже, тем лучше (селективнее процесс). Повышенное давление используется для подавления реакции полимеризации и конденсации (коксования). Для современных катализаторов КР давление ниже (1,8-2,0 МПа), чем применявшихся ранее катализаторов АП ( 3,0-3,5 МПа).

Объемная скорость подачи сырья составляет 1,3-2,0 ч-1, т.е. 1 м3 сырья на 1 м3 катализатора в час, считая на всю загрузку катализатора.

Кратность циркуляции ВСГ поддерживается на уровне 6-10 моль/моль (900-1500 нм3 ВСГ  на м3 сырья). Такая большая кратность нужна для того, чтобы поддерживать в системе высокое парциональное давление водорода и тем самым подавлять побочные реакции уплотнения.

Итогом процесса КРб являются следующие продукты:

- стабильный высокооктановый бензин с выходом 77-83 %, содержащий до 50 % АрУ, имеющий Очи = 94:96 и служащий базовым компонентом для автомобильных бензинов Аи-93 и Аи-98;

- головка стабилизации (сжиженный газ) с выходом 5-6 %, идущая на газофракционирующую установку для получения индивидуальных углеводородов С3, С4 и С5;

- углеводородный газ с выходом 7-11 %, идущий на те же цели или сжигаемый как топливо;

- водородсодержащий газ с выходом 5-6 %, содержащий чистого водорода 70-80 % (об.) и используемый как реагент в гидрогенизационных процессах (гидроочистка, гидрокрекинг, гидроизомеризация).

2.2 Расчет материального баланса установки.

Для материального расчета процесса следует воспользоваться данными таблицы 1.

Таблица 1. Параметры процесса и материальные балансы установок риформинга

Для расчета используем данные по материальному балансу установки Л-35-11/1000.  В начале переведем приведенные в таблице выходы в процентах массовых в массовые доли, приняв массу перерабатываемого сырья за 1. Тогда массовые доли получаемых продуктов получаются как доли единицы делением процентного выхода на 100.

Продукт каталитического                                      Выход, % масс.  Мас. доли

риформинга

Катализат……………………………………………………..74,4…………0,744

Рефлюкс С3-С4  ...................................................................... 5,6………....... 0,056

Углеводородный газ  ………………………………………..  11,6………...0,116

Водородсодержащий газ  …………………………………... 6,4………......0,064

      в том числе водород   ……………………………………1,0………….. 0,01

потери   ………………………………………………………..2,0…………...0,02

  Находим количество получаемых продуктов на установке каталитического риформинга  в год, сутки и час.

Выход продуктов каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора мощностью 600 тыс. в год на установке Л-35-11/1000 составляет:

Продукт                                      G год.                    G сут.                   Gчас.

Катализат                                  446400 т/г          1340,5 т/24ч          55,8 т/ч

Рефлюкс С3-С4                                                33600 т/г            100,9 т/24ч            4,2 т/ч

Углеводородный газ                   69600 т/г            209,0 т/24ч            8,7 т/ч

Водородсодержащий газ            38400 т/г            115,3 т/24ч            4,8 т/ч

Водород                                         6000 т/г              18,0 т/24ч          0,75 т/ч

Потери                                          12000 т/г              36,0 т/24ч            1,5 т/ч

                               Итого:           606000т/г            1819,8 т/24ч        75,8 т/ч

Заключение

Важно отметить, что топливно-энергетический комплекс имеет огромное значение для России не только с точки зрения внешнеэкономической деятельности, но и с точки зрения внутренних энергетических потребностей страны и энергетической безопасности Российской Федерации в целом. Этот факт делает важной тесную взаимосвязь внешнеэкономических связей ТЭК с эффективным внутренним развитием отрасли.

На мой взгляд,  наиболее значимыми проблемами современной нефтеперерабатывающей промышленности являются  следующие: - износ основных фондов; - низкая загрузка производственных мощностей; недостаточно высокое качество продукции (в особенности, несоответствие экологическим требованиям), что, разумеется, приводит к тому, что спрос на ней на мировом рынке невысок; - недостаточная эффективность существующих катализаторов.

Кроме этого, существуют большие проблемы с износом основного фонда стоят перед трубопроводным транспортом, техническая отсталость.

Но не смотря на все эти проблемы, нефтяная отрасль России благодаря мерам поддержки со стороны государства стабильно развивалась в условиях экономического кризиса: отрасль увеличила объемы добычи на 1,2% в 2009 г. по сравнению с 2008 г. По его словам, в 2010 г. РФ выйдет на добычу свыше 500 млн. т нефти, что демонстрирует успешное развитие отрасли и является залогом стабильности и поступательного развития всей российской экономики.

Наряду с процессом КРб со стационарным слоем катализатора уже почти четверть века существует процесс с движущимся слоем катализатора, впервые реализованный в промышленности в 1971 г.

Данная установка имеет преимущества:

- низкое давление в реакторе (0,35-0,50 МПа);

- повышенная объемная скорость подачи сырья (2,0-2,2 ч-1)

- низкая кратность циркуляции водородсодержащего  газа (1-2 моль/моль);

- более высокое октановое число готового бензина (Очи = 103);

- выход стабильного высокооктанового бензина на 3 % больше, чем в процессе со стационарным слоем катализатора.

        Фирма «UOR» рекомендует все установки со стационарным слоем реконструировать с движущимся слоем в три стадии:

1. стадия – заменить теплообменник объединенного сырья на вертикальный типа «Пакинокс», чтобы снизить перепад давления в реакторном блоку;

2. стадия – заменить существующие реакторы на один четырехступенчатый вертикальный реактор с установкой дополнительной печи;

3. стадия – добавить блок непрерывной регенерации катализатора и заменить катализатор на новый.

Список использованных источников и литературы:

1. Ахметов С.А.  Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное

   пособие для ВУЗов. – Уфа:  Изд. «Гилем»,  2002.– 670с. 

2. Технология переработки нефти. Ч.1. Первичная переработка нефти/ Под ред. О.Ф. Глаголевой, В.М.Капустина. – М.: Изд. «Химия – КолосС»,  2005. – 400 с.

3. Каминский Э.Ф. Глубокая переработка нефти: технологический и экономический аспекты/ Э.И. Каминский, В.А. Хавкин. – М.: Изд. «ТУМА ГРУПП», 2001. – 364 с.

4.   Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей. –  М.: «Химия - Колосс»,  2004. –  456 с.

  5.  Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. –  М.: Изд. «Техника»,  2001. –  568 с. 

25