2.2.2. Расчет материального баланса нпз по компонентам
Определяется количество каждого товарного нефтепродукта, получаемого на НПЗ, и общезаводские потери. Далее составляется итоговый баланс НПЗ и рассчитываются показатели:
-
сумма светлых нефтепродуктов определяется как сумма продуктов – бензина, реактивного и дизельного топлив;
-
соотношение ДТ/Б;
-
доля деструктивных процессов рассчитывается как отношение загрузки установок деструктивных процессов к загрузке всего НПЗ;
-
доля гидрокаталитических процессов рассчитывается как отношение загрузки установок гидрокаталитических процессов к загрузке всего НПЗ;
-
фактическая глубина переработки нефти рассчитывается как суммарный выход в % на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка (котельное топливо), топлива на нужды предприятия (сухой газ) и потерь.
.
3. Пример расчета материального баланса нпз
Исходные данные: мощность НПЗ – 10 млн тонн в год, количество котельных топлив, получаемых на НПЗ – 10 %, битумов – 5 % на перерабатываемую нефть.
Решение: Принимаем технологическую схему НПЗ, указанную на рисунке 1.2. Составим материальный баланс отдельных процессов в тоннах, начиная с АВТ.
Таблица 3.1
Материальный баланс установки АВТ
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - обезвоженной и обессоленной нефти |
100,0 |
10000000 |
|
Итого: |
100,0 |
10000000 |
|
Получено: - сухого газа - головки стабилизации - фракции (н.к. – 180 °С) - фракции (180 – 350 °С) - фракции (350 – 500 °С) - фракции (выше 500 °С) - потерь |
0,1 0,9 18,6 26,0 24,9 28,8 0,7 |
10000 90000 1860000 2600000 2490000 2880000 70000 |
|
Итого: |
100,0 |
10000000 |
Далее составляем материальный баланс процессов, сырьем для которых являются нефтяные фракции, полученные на АВТ.
Таблица 3.2
Материальный баланс установки вторичной перегонки бензина
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - фракции (н.к.–180 °С) |
100,0 |
1860000 |
|
Итого: |
100,0 |
1860000 |
|
Получено: - фракции (н.к.–85 °С) - фракции (85–180 °С) - потерь |
25,4 73,9 0,7 |
472440 1374540 13020 |
|
Итого: |
100,0 |
1860000 |
Для составления материального баланса установки замедленного коксования необходимо произвести распределение гудрона между технологическими потоками, согласно выбранной технологической схеме НПЗ (рис. 1.2). Гудрон, получаемый на АВТ, служит сырьем для производства битумов, сырьем для процесса замедленного коксования, процесса термического крекинга, является компонентом котельного топлива. В соответствии с заданием выбранная технологическая схема НПЗ должна обеспечить получение битумов и котельных топлив соответственно в объеме 5 и 10 % на перерабатываемую нефть.
Таблица 3.3
Материальный баланс установки каталитического риформинга
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - фракции (85–180°С) |
100,0 |
1374540 |
|
Итого: |
100,0 |
1374540 |
|
Получено: - дебутанизированного бензина - водородосодержащего газа, (в т.ч. водорода) - головки стабилизации - потерь |
84,5 11,0 (0,8) 4,0 0,5 |
1161486,3 151199,4 (10996,3) 54981,6 6872,7 |
|
Итого: |
100,0 |
1374540 |
Количество водорода, получаемого на установке каталитического риформинга (0,8%) рассчитывается от количества сырья установки.
Таблица 3.4
Материальный баланс установки каталитического крекинга
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - фракции с АВТ (350–500 °С) |
100,0 |
2490000 |
|
Итого: |
100,0 |
2490000 |
|
Получено: - сухого газа - жирного газа - бензина (н.к.–180 °С) - легкого газойля (180–350 °С) - тяжелого газойля (350 °С+) - кокса сжимаемого - потерь |
1,95 14,65 43,05 28,0 8,35 3,0 1,0 |
48555 364785 1071945 697200 207915 74700 24900 |
|
Итого: |
100,0 |
2490000 |
Составим материальный баланс процесса производства битума. В соответствии с заданием на НПЗ должно производиться следующее количество битумов различных марок:
тонн/год.
При составлении материального баланса процесса производства битума необходимо определить, какое количество гудрона нужно подвергнуть окислению, чтобы получить 500000 тонн битума.
Таблица 3.5
Материальный баланс установки производства битума
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - гудрона |
100 |
520625 |
|
Итого: |
100,0 |
520625 |
|
Получено: - битума - отгона - потерь |
96,0 3,0 1,0 |
500000 15625 5000 |
|
Итого: |
100,0 |
520625 |
В соответствии с заданием на НПЗ должно производиться следующее количество котельных топлив:
тонн/год.
Количество гудрона, идущего на установку термического крекинга (висбрекинга), определяется из условия
ГТК = (0,3–0,6)∙КТ;
ГТК= 0,3∙1000000=300000 тонн/год.
Таблица 3.6
Материальный баланс установки термического крекинга (висбрекинга)
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - гудрона |
100 |
300000 |
|
|
|
|
|
Получено: - газа - головки стабилизации - бензина - крекинг-остатка - потерь |
3,0 2,5 9,0 85,0 0,5 |
9000 7500 27000 255000 1500 |
|
Итого |
100,0 |
300000 |
Далее находим количество гудрона, поступающего на установку замедленного коксования, и определяем, сколько гудрона отправляется для получения КТ.
Учитывая, что ТГЗК=0,24ГЗК, получим:
;
;
Таблица 3.7
Материальный баланс установки замедленного коксования
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - гудрона с АВТ (фракция выше 500 °С) |
100 |
2023572,4 |
|
Итого: |
100,0 |
2023572,4 |
|
Получено: - газа - бензина (н.к.–180 °С) - легкого газойля (180–350 °С) - тяжелого газойля (350°С+) - кокса - потерь |
9,5 15,0 25,0 24,0 25,0 1,5 |
192239,4 303535,8 505893,1 485657,4 505893,1 30353,6 |
|
Итого: |
100,0 |
2023572,4 |
Составим материальный баланс процесса гидроочистки дизельных топлив. Гидроочистке подвергаются фракции 180–350 °С с установок АВТ, каталитического крекинга, термического крекинга и замедленного коксования. Принимаем, что весь водород (10996,3 тонны), образующийся на установке каталитического риформинга, расходуется при гидроочистке дизельных топлив, а также используется водород, введенный извне (8114,7 тонны).
Таблица 3.8
Материальный баланс установки гидроочистки дизельных топлив
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - фракции (180–350 °С) с АВТ - фракции (180–350 °С) с каталитического крекинга - фракции (180–350 °С) с замедленного коксования - водорода |
68,1 18,2 13,2 0,5 |
2600000 697200 505893,1 19111 |
|
Итого: |
100,0 |
3822204,1 |
|
Получено: - гидроочищенного дизельного топлива - бензина - газа - сероводорода - потерь |
97 1,2 0,5 1,0 0,3 |
3707538 45866,5 19111 38222 11466,6 |
|
Итого: |
100,0 |
3822204,1 |
Составим материальный баланс процесса гидроочистки вторичных бензинов. Гидроочистке подвергается бензин, поступающий с установки термического крекинга и установки замедленного коксования.
Таблица 3.9
Материальный баланс установки гидроочистки вторичных бензинов
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - вторичных бензинов с ТК - вторичных бензинов с УЗК - водорода |
0,2 |
27000 303535,8 662,4 |
|
Итого: |
100 |
331198,2 |
|
Получено: - гидроочищенного бензина - газа - сероводорода - потерь |
98,6 0,65 0,25 0,5 |
326561,4 2152,8 828 1656 |
|
Итого: |
100,0 |
331198,2 |
По данной схеме (рис. 1.2) гидроочищенное дизельное топливо направляется на установку карбамидной депарафинизации для получения дизельного топлива зимнего. Однако по заданию заказчика на НПЗ часть гидроочищенного дизельного топлива выводится с НПЗ как компонент дизельного топлива летнего, остаток направляется на карбамидную депарафинизацию.
Таблица 3.10
Материальный баланс установки карбамидной депарафинизации
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - гидроочищенного дизельного топлива |
100 |
3707538 |
|
Итого: |
100,0 |
3707538 |
|
Получено: - дизельного топлива зимнего - дизельного топлива летнего (компонент) - жидкого парафина - потерь |
82,5 7,0 10,0 0,5 |
3058718,8 259527,7 370753,8 18537,7 |
|
Итого: |
100,0 |
3707538 |
Сероочистка. Материальный баланс процесса сероочистки газов не составляется. Принимается, что весь сероводород, содержащийся в газовых потоках, извлекается и вместе с сероводородом, получающимся при гидроочистке, поступает на производство серы. Зная содержание сероводорода в газовых потоках (табл. 1.3) и количество сероводорода, получающегося при гидроочистке, можно определить общее количество сероводорода:
,
где
а
Таблица 3.11
Материальный баланс установки производства серы
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - сероводорода |
100,0 |
52546,4 |
|
Итого: |
100,0 |
52546,4 |
|
Получено: - серы элементарной - потерь |
93,0 7,0 |
48868,2 3678,2 |
|
Итого: |
100,0 |
52546,4 |
Таблица 3.12
Материальный баланс ГФУ предельных газов
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - головки стабилизации с АВТ - головки стабилизации с каталитического риформинга - газа с установки гидроочистки дизельных фракций - газа гидроочистки вторичных бензинов |
|
90000
54981,6
19111 2152,8 |
|
Итого: |
100,0 |
166245,4 |
|
Получено: - сухого газа - пропан-пропиленовой фракции (ППФ) - бутан – бутиленовой фракции (ББФ) - фракции С5 и выше - потерь |
30,5 25,5 37,5 5,5 1,0 |
50704,9 42392,6 62342 9143,5 1662,4 |
|
Итого: |
100,0 |
166245,4 |
Газы замедленного коксования и каталитического крекинга направляются на ГФУ без сероводорода.
Таблица 3.13
Материальный баланс ГФУ непредельных газов
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - газа замедленного коксования - сухого газа каталитического крекинга - жирного газа каталитического крекинга - газа термического крекинга - головки стабилизации термического крекинга |
|
192239,4 48555 364785 9000 7500 |
|
Итого: |
100 |
622079,4 |
|
Получено: - сухого газа - пропан-пропиленовой фракции (ППФ) - бутан-бутиленовой фракции (ББФ) - фракции С5 и выше - потерь |
30,5 25,5 37,5 5,5 1,0 |
189734,2 158630,2 233279,8 34214,4 6220,8 |
|
Итого: |
100,0 |
622079,4 |
Таблица 3.14
Материальный баланс установки алкилирования
|
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
Взято: - ББФ с ГФУ предельных газов - ББФ с ГФУ непредельных газов |
|
62342 233279,8 |
|
Итого: |
100,0 |
295621,8 |
|
Получено: - пропана - н-бутана - изобутана - алкилбензина (н.к.–195 °С) - тяжелого мотоалкилата (фр. 195 °С+) - потерь |
3,0 7,5 2,5 83,0 3,0 1,0 |
8868,7 22171,6 7390,5 245366,1 8868,7 2956,2 |
|
Итого: |
100,0 |
295621,8 |
Определяем количество каждого товарного нефтепродукта и общезаводские потери. Определение количества каждого товарного нефтепродукта оформляем в виде таблицы.
При определении общего количества газа, получаемого на установках НПЗ (табл. 3.15), вычтем из соответствующих газовых потоков водород, использованный в процессе гидроочистки.
Таблица 3.15
Расчет общего количества газа, получаемого на НПЗ
|
№ |
Наименование процесса |
Наименование потока |
Количество, т/год |
|
1 2
3
4
5 |
АВТ Каталитический риформинг на облагораживание бензина ГФУ предельных газов
ГФУ непредельных газов
Алкилирование
|
Сухой газ Водородосодержащий газ (-H2 на ГО) Сухой газ ППФ Сухой газ ППФ Пропан н-бутан Изобутан |
10000
140203,1 50704,9 42392,6 189734,2 158630,2 8868,7 22171,6 7390,5 |
|
|
Итого |
630095,8 |
|
|
|
% к переработке нефти |
6,3 |
|
Таблица 3.16
Расчет общего количества бензина, получаемого на НПЗ
|
№ |
Наименование процесса |
Наименование потока |
Количество, т/год |
|
1 2
3 4 5
6 7 8 |
Вторичная перегонка Кат.риформинг
Кат.крекинг Гидроочистка диз.топлива Гидроочистка вторичных бензинов
ГФУ предельных газов ГФУ непредельных газов Алкилирование |
Фракции н.к.–85 °С Дебутанизированный бензин Бензин Бензин Гидроочищенный бензин Фракции С5 и выше Фракции С5 и выше Алкилбензин |
472440
1161486,3 1071945 45866,5
326561,4 9143,5 34214,4 245366,1 |
|
|
Итого |
3367023,1 |
|
|
|
% к переработке нефти |
33,67 |
|
Таблица 3.17
Расчет общего количества ДТ, получаемого на НПЗ
|
№ |
Наименование процесса |
Наименование потока |
Количество, т/год |
|
1
2 |
Карбамидная депарафинизация
Алкилирование |
Компонент дизельного летнего топлива Дизельное топливо зимнее Тяжелый мотоалкилат |
259527,7 3058718,8 8868,7 |
|
|
Итого |
3327115,2 |
|
|
|
% к переработке нефти |
33,27 |
|
Таблица 3.18
Расчет общего количества КТ, получаемого на НПЗ
|
№ |
Наименование процесса |
Наименование потока |
Количество, т/год |
|
1 2 3 4 5 |
АВТ Кат.крекинг Замедленное коксование Производство битума Терм.крекинг |
Гудрон по расчету Тяжелый газойль Тяжелый газойль Отгон Крекинг-остаток |
35802,6 207915 485657,4 15625 255000 |
|
|
Итого |
1000000 |
|
|
|
% к переработке нефти |
10 |
|
Таблица 3.19
Расчет количества кокса, получаемого на НПЗ
|
Наименование процесса |
Наименование потока |
Количество, т/год |
|
Замедленное коксование |
Кокс |
505893,1 |
|
% к переработке нефти |
5,06 |
|
Таблица 3.20
Расчет количества жидкого парафина, получаемого на НПЗ
|
Наименование процесса |
Наименование потока |
Количество, т/год |
|
Карабамидная депарафинизация |
Жидкие парафины |
370753,8 |
|
% к переработке нефти |
3,7 |
|
Таблица 3.21
Расчет количества элементарной серы, получаемого на НПЗ
|
Наименование процесса |
Наименование потока |
Количество, т/год |
|
Производство серы |
Сера элементарная |
48868,2 |
|
% к переработке нефти |
0,48 |
|
Таблица 3.22
Расчет количества битума, получаемого на НПЗ
|
Наименование процесса |
Наименование потока |
Количество, т/год |
|
Производство битума |
Битум |
500000 |
|
% к переработке нефти |
5 |
|
Таблица 3.23
Расчет потерь на НПЗ
|
№ |
Наименование процесса |
Наименование потока |
Количество, т/год |
|
1 2 3 4
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 |
АВТ Вторичная перегонка бензина Кат. риформинг Кат. крекинг
Производство битума Замедленное коксование Термический крекинг Гидроочистка дизельных фракций Гидроочистка вторичных бензинов Карбамидная депарафинизация Производство серы ГФУ предельных газов ГФУ непредельных газов Алкилирование |
Потери Потери Потери Потери Кокс сжигаемый Потери Потери Потери Потери Потери Потери Потери Потери Потери Потери |
70000 13020 6872,7 24900 74700 5000 30352,6 1500 11415 1656 18537,7 3678,2 1662,4 6220,8 2956,2 |
|
|
Итого |
272471,6 |
|
|
|
% к переработке нефти |
2,7 |
|
Таблица 3.24
Материальный баланс НПЗ
|
№ |
Наименование |
% |
Тонн в год |
|
1 |
Взято: Нефти обессоленной и обезвоженной |
100
|
10000000
|
|
1 2 3 4 5 6 7 8 9 |
Получено: Газа Бензина Дизельного топлива Котельного топлива Кокса Жидких парафинов Серы элементарной Битума Потерь |
6,3 33,67 33,27 10 5,06 3,7 0,48 5 2,72 |
630095,8 3367023,1 3327115,2 1000000 505893,1 370753,8 48868,2 500000 272471,6 |
|
|
Итого |
100,2 |
10022220,8 |
Допускается погрешность в пределах ±0,5 %. По результатам расчета определяются показатели, представленные в п. 2.2.2.
Список использованных источников
-
Ахметов, С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: учеб. пособие для вузов / С.А. Ахметов. – СПб.: Недра, 2013. – 544 с.
-
Грохотова, Е.В. Основы проектирования и оборудования нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий [Электронный ресурс]: электронный учебно-методический комплекс / Е. В. Грохотова; УГНТУ, каф. ТНГ, ИДПО. - Уфа: УГНТУ, 2016. - 2,16 Кб. - № гос. регистрации 0321602880: Б. ц.