4. Краткая Характеристика установок, входящих в состав нпз

4.1 Установка ЭЛОУ-АВТ

Установка предназначена для очистки нефти от влаги и солей, и для первичной разгонки нефти на фракции, использующиеся как сырье для процессов дальнейшей переработки. В табл. 4.1. и 4.2. приведены материальные балансы блоков ЭЛОУ и АВТ соответственно.

Установка состоит из трех блоков: 1. Обессоливания и обезвоживания. 2. Атмосферной перегонки. 3. Вакуумной перегонки мазута.

Сырье процесса – нефть.

Продукция: Газ, Фракции 28-70 ^оС, 70-120 ^оС, 120-180 ^оС, 180-230 ^оС, 230-280 ^оС, 280-350 ^оС, 350-500 ^оС, и фракция, выкипающая при температурах выше 500 ^оС.

Таблица 4.1

Материальный баланс блока ЭЛОУ

Статьи баланса	% мас.	тыс. т/год
Взято:
Нефть сырая	101,0	10100
Итого	101,0	10100
Получено:
Нефть обезвоженная и обессоленная	100	10000
Вода и соли	0,5	50,0
Потери	0,5	50,0
Итого	101,0	10100

Таблица 4.2

Материальный баланс установки АВТ

статьи баланса	Потенциальное содержание, % масс.	Отбор от потенциала в долях от единицы	Фактический отбор, % мас.	Расход
				тыс. т/год
взято:
нефть	100,0	–	–	10000
Итого	100,0	–	–	10000
получено:
Газ	0,6	1	0,6	60,0
Фракция 28-70 °С	2,7	0,99	2,7	270,0
Фракция 85-120 °С	4,9	0,98	4,8	480,0
Фракция 120-180 °С	8	0,98	7,8	780,0
Фракция 180-230 °С	7,0	0,97	6,8	680,0
Фракция 230-280 °С	7,5	0,96	7,2	720,0
Фракция 280-350 °С	11,1	0,95	10,6	1060,0
Фракция 350-485 °С	21,9	0,85	18,6	1860,0
Фракция >485 °С	36,3	1,1	39,9	3990,0
Потери	-		1,0	100,0
Итого	100,0	–	100,0	10000,0

4.2 Каталитический риформинг

На проектируемом НПЗ процесс каталитического риформинга предназначен для повышения детонационной стойкости бензина.

В качестве сырья риформинга используем широкую прямогонную бензиновую фракцию 70 – 180 ºС с установки ЭЛОУ-АВТ, а также бензины висбрекинга, коксования и бензины-отгоны гидроочисток.

Режим установок каталитического риформинга зависит от типа катализатора, назначения установки, типа сырья. В табл. 4.3 приводятся эксплуатационные показатели выбранной установки каталитического риформинга фирмы UOP «CCR-платформинг» с непрерывной регенерацией катализатора [6; с. 158].

Таблица 4.3

Технологический режим установки каталитического риформинга фр. 70 – 180 °С

Условия процесса	Установленная норма
Температура, °С	495 – 540
Давление, МПа	0,9 – 1,2
Объёмная скорость подачи сырья, ч-1	1,8 – 1,9
Кратность циркуляции ВСГ, нм3/м3	800 – 900
Соотношение загрузки катализатора по реакторам	1 : 2 : 4

Эти установки более экономичны при снижении рабочего давления с одновременным повышением глубины превращения сырья. Риформинг с движущимся слоем катализатора является наиболее современной моделью промышленного процесса и обеспечивает постоянно высокие выход бензина и значение октанового числа, а также максимальный выход водорода при малой жёсткости процесса.

На установке риформинга будем использовать катализатор фирмы «Axens» HR-526. Катализатор представляет собой оксид алюминия, промотированный хлором, с равномерно распределёнными по всему объёму платиной (0,23 % мас.) и рением (0,3 % мас.). Диаметр шариков катализатора составляет 1,6 мм, удельная поверхность 250 м²/г.

Для обеспечения долговременного цикла работы этого катализатора сырьё должно быть очищено от сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений, что обеспечивается включением в состав установки риформинга блока гидроочистки.

Продукцией установки каталитического риформинга является:

- углеводородный газ – содержит в основном метан и этан, служит топливом нефтезаводских печей;

- головка стабилизации (углеводороды С₃ – С₄ и С₃ – С₅) – применяются как сырьё ГФУ предельных газов;

- катализат, выход которого составляет 84 % мас. используется в качестве компонента автомобильных бензинов. Он содержит 55 – 58 % мас. ароматических углеводородов и имеет октановое число (ИМ) = 100 пунктов;

- водородсодержащий газ (ВСГ) – содержит 75 – 90 % об. водорода, используется в процессах гидроочистки, изомеризации.

4.3 Гидроочистка

Процесс предназначен для обеспечения необходимого уровня эксплуатационных характеристик светлых дистиллятов, сырья каталитического крекинга, определяемого сегодня в основном экологическими требованиями. Качество продуктов гидроочистки повышается в результате использования реакций деструктивного гидрирования сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений и гидрирования непредельных углеводородов.

На установку гидроочистки отправляем фракцию дизельного топлива, выкипающую в пределах 180 – 350 ºС. В состав сырья установки гидроочистки дизельного топлива входит также легкий газойль коксования. Исходя из данных табл. 1.6 содержание серы в данной фракции принимаем равным 0,23 % мас. как во фракции 200 – 350ºС.

Основные параметры технологического режима установки гидроочистки дизельного топлива представлены в табл. 4.4 [6; с. 190].

Таблица 4.4

Технологический режим установки гидроочистки дизельного топлива

Условия процесса	Установленная норма
Температура на входе в реактор, °С
в начале работы	350
в конце работы (до регенерации катализатора)	420
Давление, МПа	3,0 – 4,0
Объёмная скорость подачи сырья, ч-1	1,0 – 2,0
Кратность циркуляции ВСГ, нм3/м3	500
Содержание водорода в газе, % об.	80

В мировой практике наибольшее распространение в гидрогенизационных процессах получили алюмокобальтмолибденовые (АКМ), алюмоникельмолибденовые (АНМ). АКМ и АНМ катализаторы гидроочистки содержат 2 – 4 % мас. Со или Ni и 9 – 15 % мас. МоО₃ на активном γ-оксиде алюминия. На стадии пусковых операций или в начале сырьевого цикла их подвергают сульфидированию (осернению) в токе H₂S и Н₂, при этом их каталитическая активность существенно возрастает. В нашем проекте на установке гидроочистки дизельного топлива будем использовать отечественный катализатор марки ГS-168ш, со следующей характеристикой [8; с. 769]:

• насыпная плотность ÷ 750 кг/м³;

• содержание. NiO ÷ 3,5 % мас, MoO₃ ÷ 14,5 % мас.;

• носитель ÷ алюмосиликат;

• диаметр гранул ÷ 3 – 5 мм;

• межрегенерационный период ÷ 22 мес.;

• общий срок службы ÷36 – 48 мес.

Продукцией установки являются:

• гидроочищенное дизельное топливо;

• бензин-отгон – используется как сырьё установки каталитического риформинга, имеет низкое (50 – 55) октановое число;

• сероводород – направляется как сырьё на установку производства элементарной серы;

• топливный газ.

В медодических указаниях [1] предлагается, что на 100 % сырья установки гидроочистки дизельного топлива имеет место следующий выход продуктов:

• гидроочищенное дизельное топливо – 97,1 % мас;

• бензин-отгон – 1,1 % мас.

В состав продуктов гидроочистки также входят: топливный газ, сероводород и потери.

Выход сероводорода в % мас. на сырье определяем по формуле

Н₂S = ,

где S_о содержание серы в исходном сырье, % мас.;

S_i – содержание серы в конечных продуктах процесса, % мас.;

x_i – выход гидроочищенных продуктов в долях от единицы;

34 – молекулярная масса сероводорода;

32 – атомная масса серы.

Содержание серы в бензине-отгоне гидроочистки дизельного топлива принимаем равным 0,01 % мас.

Фракция 230-350^оС содержит серы 0,98 % мас. В состав сырья установки гидроочистки дизельного топлива входит также легкий газойль коксования. Содержание серы в экологически чистом дизельном топливе составляет 0,01% мас.

Выход продуктов:

гидроочищенное дизельное топливо	97,1%
бензин-отгон	1,1%

H₂S = 0,98-(0,01*0,971+0,01*0,011)*34/32 = 0,97%

4.4 Газофракционирующая установка (ГФУ)

Установка предназначена для получения индивидуальных лёгких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов.

Газофракционирующие установки подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Сырьём ГФУ предельных газов является газ и головка стабилизации АВТ в смеси с головками стабилизации каталитического риформинга бензиновой фракции и гидрокрекинга вакуумного газойля.

В табл. 4.5 представлен технологический режим ГФУ предельных газов [6; с. 239].

Таблица 4.5

Технологический режим ректификационных колонн ГФУ предельных газов

Ректификационные колонны	Разделяемые компоненты	Температура низа, °С	Температура верха, °С	Давление, МПа
К-1 (деэтанизатор)	C2Н6 / C3Н8 +	110 – 115	25 – 30	2,6 – 2,8
К-2 (пропановая)	C3Н8 / ΣC4Н10 +	145 – 155	62 – 68	1,2 – 1,4
К-3 (бутановая)	ΣC4Н10 / ΣC5Н12 +	110 – 115	58 – 65	2,0 – 2,2
К-4 (изобутановая)	изо-C4Н10 / н-C4Н10	80 – 85	65 – 70	1,0 – 1,2
К-5 (пентановая)	ΣC5Н12 / C6Н14 +	120 – 125	75 – 80	0,3 – 0,4
К-6 (изопентановая)	изо-C5Н12 / н-C5Н12	95 – 100	78 – 85	0,35 – 0,45

Продукция ГФУ предельных газов – узкие углеводородные фракции:

• этановая – применяется в качестве сырья для производства водорода, а также как топливо для технологических печей;

• пропановая – используется как сырьё пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;

• изобутановая – служит сырьём установок алкилирования и производства синтетического каучука;

• бутановая – применяется как бытовой сжиженный газ, сырьё производства синтетического каучука, в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления насыщенных паров;

• изопентановая – используется как компонент высокооктановых бензинов;

• пентановая – является сырьём для процессов каталитической изомеризации.

При разделении непредельных углеводородных газов применяются установки АГФУ (абсорбционно-газофракционирующая установка). Их отличительной особенностью является использование для выделения в колонне К-1 сухого газа (С₁ – С₂) технологии абсорбции углеводородов С₃ и выше более тяжелым углеводородным компонентом (фракции С₅ +). Применение этой технологии позволяет снизить температуры в колоннах и тем самым уменьшить вероятность полимеризации непредельных углеводородов. Сырьём АГФУ непредельных газов являются газы вторичных процессов, а именно: каталитического крекинга, висбрекинга и коксования.

Основные параметры технологического режима установки АГФУ непредельных газов представлены в табл. 4.6 [6; с. 240].

Таблица 4.6

Технологический режим ректификационных колонн АГФУ непредельных газов

Ректификационные колонны	Разделяемые компоненты	Температура низа, °С	Температура питания, °С	Температура верха, °С	Давление, МПа
К-1 (фракционирующий абсорбер)	C2 – / ΣC3 +	130	40	35	1,35
К-2 (стабилизационная колонна)	ΣC3 – ΣС5 / ΣC6 +	218	150	78	0,93
К-3 (пропановая)	ΣC3 / ΣC4 +	107	86	44	1,73
К-4 (бутановая)	ΣC4 / ΣС5 +	106	61	48	0,59

Продуктами переработки непредельного углеводородного сырья являются следующие фракции:

• пропан-пропиленовая – применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;

• бутан-бутиленовая – используется в качестве сырья для установки алкилирования с целью получения алкилата (высокооктанового компонента товарных автобензинов).

4.5 Каталитическая изомеризация лёгких бензиновых фракций

Установка каталитической изомеризации предназначена для повышения октанового числа лёгкой бензиновой фракции 28 – 70ºС блока вторичной перегонки бензина, путем превращения парафинов нормального строения в их изомеры, имеющие более высокие октановые числа.

Существуют несколько вариантов процесса каталитической изомеризации парафиновых углеводородов. Их различия обусловлены свойствами применяемых катализаторов, условиями ведения процесса, а также принятой технологической схемой («за проход» или с рециклом непроконвертированных нормальных углеводородов).

Изомеризация парафиновых углеводородов сопровождается побочными реакциями крекинга и диспропорционирования. Для подавления этих реакций и поддержания активности катализатора на постоянном уровне процесс проводится при давлениях водорода 2,0 – 4,0 МПа и циркуляции водородсодержащего газа.

На проектируемом НПЗ применяется процесс низкотемпературной изомеризации. Параметры технологического режима изомеризации фракции 28 – 70ºС приведены в табл. 4.7 [7; с. 76].

Таблица 4.7

Технологический режим установки каталитической

изомеризации лёгкой бензиновой фракции

Условия процесса	Установленная норма
Температура, °С	130 – 140
Объёмная скорость сырья, ч-1	1,6 – 2,0
Давление, МПа	2,8 – 3,0
Кратность циркуляции ВСГ, нм3/м3	900

В процессе изомеризации н-алканов применяются современные бифункциональные катализаторы, в которых в качестве металлического компонента используются платина и палладий, а в качестве носителя – фторированный или хлорированный оксид алюминия, а также алюмосиликаты или цеолиты, внесённые в матрицу оксида алюминия.

Предлагается использовать катализатор низкотемпературной изомеризации на основе сульфатированной двуокиси циркония CИ-2, содержащий платины 0,3-0,4 % мас., нанесенной на оксид алюминия.

Основной продукт установки – изомеризат (ОЧМ 82 – 83 пункта), используется как высокооктановый компонент автобензина, отвечающий за его пусковые характеристики.

Вместе с изомеризатом в процессе получают сухой предельный газ, используемый на заводе как топливо и сырье для производства водорода.

4.6 Производство битумов

Данная установка на проектируемом НПЗ предназначена для получения дорожного и строительного битумов.

Сырьём установки по производству битумов являются остаток вакуумной перегонки мазута (гудрон).

Для производства битумов применяются следующие способы:

• глубокая вакуумная перегонка (получение остаточного сырья);

• окисление нефтепродуктов воздухом при высокой температуре (получение окисленных битумов);

• компаундирование остаточных и окисленных битумов.

Технологический режим установки получения битума окислением гудрона (фракция > 500 ºС) представлен в табл. 4.8.

Таблица 4.8

Технологический режим установки получения битума с окислительной колонной

Условия процесса	Установленная норма
Температура, ºС
сырья на входе на установку	100 – 120
окисления	260
Давление, МПа
воздуха на входе в смеситель	0,9
смеси на входе в реактор	0,8
Расход воздуха, нм3/м3 продукта	100 – 150
Отношение рециркулят : сырьё	6 : 1

Продукцией установки является:

• дорожные битумы, применяемые в дорожном строительстве для приготовления асфальтобетонных смесей;

• строительные битумы, используемые при выполнении различных строительных работ, в частности для гидроизоляции фундаментов зданий.

4.7 Каталитический крекинг с предварительной гидроочисткой

Процесс каталитического крекинга является одним из наиболее распространенных крупнотоннажных процессов углубленной переработки нефти и в значительной мере определяет технико-экономические показатели современных и перспективных НПЗ топливного профиля.

Процесс предназначен для получения дополнительных количеств светлых нефтепродуктов – высокооктанового бензина и дизельного топлива – разложением тяжёлых нефтяных фракций в присутствии катализатора.

В качестве сырья установки на проектируемом НПЗ используется вакуумный газойль прямой перегонки нефти (фракция 350 – 500ºС) после предварительного облагораживания, в качестве которого применяется каталитическая гидроочистка от вредных примесей – серы, азота и металлов.

Процесс каталитического крекинга планируется проводить на отечественной установке крекинга с лифт-реактором типа Г-43-107 на микросферическим цеолитсодержащем катализаторе.

Основными факторами, влияющими на процесс каталитического крекинга являются: свойства катализатора, качество сырья, температура, продолжительность контакта сырья и катализатора, кратность циркуляции катализатора.

Температура в данном процессе является регулятором глубины процесса каталитического крекинга. При повышении температуры возрастает выход газа, а количество всех остальных продуктов уменьшается. При этом качество бензина несколько повышается вследствие ароматизации.

Давление в системе реактор – регенератор поддерживается практически постоянным. Повышение давления несколько ухудшает селективность крекинга и приводит к росту газо- и коксообразования.

В табл. 4.9 приводятся показатели технологического режима установки каталитического крекинга с лифт-реактором [6; с. 135].

Таблица 4.9

Технологический режим установки каталитического крекинга

Условия процесса	Установленная норма
Температура, ºС
в реакторе	515 – 520
в регенераторе	650 – 670
Давление, МПа
в реакторе	0,15
в регенераторе	0,15
Массовая скорость подачи сырья, ч-1	80 – 100
Кратность циркуляции катализатора	5,5 – 6,0
Содержание остаточного кокса в катализаторе на выходе из регенератора, % мас.	<0,1

Катализаторы современных процессов каталитического крекинга, осуществляемых при высоких температурах, представляют собой сложные многокомпонентные системы, состоящие из матрицы (носителя), активного компонента – цеолита, и вспомогательных активных и неактивных добавок. В качестве материала матрицы современных катализаторов преимущественно применяют синтетический аморфный алюмосиликат с высокой удельной поверхностью и оптимальной поровой структурой. Обычно в промышленных аморфных алюмосиликатах содержание оксида алюминия находится в пределах 6 – 30 % мас. Активным компонентом катализаторов крекинга является цеолит, представляющий собой алюмосиликат с трехмерной кристаллической структурой следующей общей формулы

Me_2/nO · Аl₂О₃ · xSiO₂ · уН₂О,

который позволяет осуществлять вторичные каталитические превращения углеводородов сырья с образованием конечных целевых продуктов. Вспомогательные добавки улучшают или придают некоторые специфические физико-химические и механические свойства цеолитсодержащим алюмосиликатным катализаторам (ЦСК) крекинга. В качестве промоторов, интенсифицирующих регенерацию закоксованного катализатора, применяют чаще всего платину, нанесенную в малых концентрациях (<0,1 %мас.) непосредственно на ЦСК или на окись алюминия с использованием как самостоятельной добавки к ЦСК.

На установке каталитического крекинга будем использовать отечественный катализатор марки КМЦ-99, со следующей характеристикой [6; с. 124]:

• выход бензина ÷ 52 – 52,5 %мас.;

• октановое число (ИМ) ÷ 92;

• расход катализатора ÷ 0,4 кг/т сырья;

• содержание: оксид натрия ÷ 0,35 – 0,45 % мас., оксид алюминия ÷ 32 % мас., оксиды редкоземельных металлов ÷ 2,5 % мас.;

• средний размер частиц ÷ 72 мкм;

• содержание цеолита ÷ 17 % мас.;

• насыпная плотность ÷ 720 кг/м³.

Продукцией установки каталитического крекинга является:

• углеводородный газ – содержит 80 – 90 % мас. непредельных углеводородов С₃ – С₄, направляется для разделения на установки ГФУ непредельных газов;

• бензиновая фракция (НК – 195 °С) – используется как компонент автомобильного и авиационного бензинов. Характеристика: = 0,720 – 0,770, ОЧИМ = 87 – 93, содержание углеводородов, % мас.: ароматические – 20-30, непредельные – 8-15, нафтеновые – 7-15, парафиновые – 45-50;

• лёгкий газойль (фракция 180 – 280°С) – применяется как компонент дизельного топлива. Характеристика: = 0,880 – 0,930, температура застывания от минус 55°С до минус 65°С, цетановое число – 40-45, йодное число 7-9;

• фракция 280 – 420°С – используется при получении сырья для производства технического углерода. Характеристика: = 0,960 – 0,990, температура застывания от 0°С до 5°С, коксуемость – ниже 0,1 %, йодное число 3 – 5;

• тяжёлый газойль (фракция выше 420 °С) – используется как компонент котельного топлива. Характеристика: = 1,040 – 1,070, температура застывания от 20°С до 25°С, коксуемость – ниже 7 – 9 %.

В данном проекте сырьём установки каталитического крекинга является часть прямогонной фракции нефти 350 – 500 °С с содержанием серы 1,50 % мас.

Для расчёта выхода сероводорода в процессе гидроочистки вакуумного газойля принимаем содержание серы в продуктах и выход продуктов следующим:

• гидроочищенный вакуумный газойль – 94,8 % мас;

• бензин-отгон – 1,46 % мас.

В состав продуктов гидроочистки также входят: топливный газ, сероводород и потери.

Содержание серы в гидроочищенном вакуумном газойле не превышает 0,2 % мас. В бензине-отгоне принимаем содержание серы равным 0,2 % мас. Выход сероводорода в процессе гидроочистки вакуумного газойля определяем по формуле

где S₀ – содержание серы в исходном сырье, %мас.;

S_i – содержание серы в конечных продуктах процесса, %мас.;

х_i – выход гидроочищенных продуктов в долях от единицы;

34 – молекулярная масса сероводорода;

32 – атомная масса серы.

H₂S = (1,50– (0,2*0,948+0,2*0,014)*34/32 = 1,26%

4.8 Коксование

Установка предназначена для получения нефтяного кокса, выработки дополнительных количеств светлых нефтепродуктов из тяжёлых нефтяных остатков.

Сырьём установки коксования является часть гудрона (остаток вакуумной перегонки мазута) с коксуемостью – 9,50 % мас. и содержанием серы 0,76 % мас.

• На проектируемом НПЗ процесс коксования будет осуществлён на установке замедленного (полунепрерывного) коксования (УЗК).

В табл. 4.10 приведён технологический режим установки УЗК [6; с. 79].

Таблица 4.10

Технологический режим установки УЗК

Условия процесса	Установленная норма
Температура, ºС
на входе сырья в камеры	490 – 510
На выходе паров из камер	440 – 460
Давление в коксовой камере, МПа	0,18 – 0,4
Коэффициент рециркуляции	1,2 – 1,6

Продукцией установки является:

• нефтяной кокс – используется в производстве анодов для выплавки алюминия и графитированных электродов, для получения электролитической стали, применяется в производстве ферросплавов, карбида кальция;

• газ и головка стабилизации – содержит в основном непредельные углеводороды и используется как сырье ГФУ непредельных углеводородов;

• бензин – содержит до 60% непредельных углеводородов, недостаточно химически стабилен, ОЧММ = 60 – 66 пунктов, после глубокой гидроочистки используется как сырьё установки каталитического риформинга;

• лёгкий газойль – служит компонентом дизельного топлива;

• тяжёлый газойль – является компонентом котельного топлива.

4.9 Висбрекинг

Установка предназначена для снижения вязкости тяжёлых нефтяных остатков с целью получения компонента стабильного котельного топлива.

Сырьем для висбрекинга является гудрон (фракция > 500 °С) с вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ.

На проектируемом НПЗ применяем установку висбрекинга с выносной реакционной камерой. В висбрекинге данного направления требуемая степень конверсии сырья достигается при более мягком температурном режиме (430 – 450 °С), давлении не более 3,5 МПа и длительном времени пребывания (10 – 15 мин).

Продукцией установки является:

• газ – используется в качестве топливного газа;

• рефлюкс – содержащий непредельные и предельные углеводороды и сероводород, после очистки от сероводорода направляется на разделение на ГФУ непредельных газов;

• бензин – характеристика: ОЧММ = 66 – 72 пунктов, содержание серы – 0,5 – 1,2 % мас, содержит много непредельных углеводородов. Используется в качестве сырья риформинга;

• крекинг-остаток – используется как компонент котельного топлива, имеет более высокую теплоту сгорания, более низкую температуру застывания и вязкость, чем прямогонный мазут.

4.10 Алкилирование

Назначение процесса – получение бензиновых фракций, обладающих высокой стабильностью и детонационной стойкостью с использованием реакции взаимодействия изобутана с олефинами в присутствии катализатора.

Сырьём установки являются изобутан и бутат-бутиленовая фракция с установки ГФУ непредельных газов.

Процесс алкилирования заключается в присоединении бутилена к парафину с образованием соответствующего углеводорода более высокой молекулярной массы.

На проектируемом НПЗ применяем установку сернокислотного алкилирования. Термодинамически алкилирование – низкотемпературная реакция. Пределы температур промышленного сернокислотного алкилирования от 0°С до 10°С, так как при температурах выше 10 – 15 °С серная кислота начинает интенсивно окислять углеводороды.

Давление в реакторе выбираем с таким расчётом, чтобы всё углеводородное сырьё или основная его часть находилась в жидкой фазе. Давление в промышленных реакторах составляет в среднем 0,3 – 1,2 МПа.

В качестве катализатора алкилирования применяем серную кислоту. Выбор этого вещества обусловлен его хорошей избирательностью, удобством обращения с жидким катализатором, относительной дешевизной, продолжительными циклами работы установок благодаря возможности регенерации или непрерывного восполнения активности катализатора. Для алкилирования изобутана бутиленами используем 96 – 98 %-ную H₂SO₄. Продукцией установки является:

• лёгкий алкилат – используется как высокооктановый компонент автомобильного бензина. Характеристика алкилата: плотность = 0,698, ОЧИМ = 92 – 98 пунктов, давление насыщенных паров при 38°С составляет 155 мм.рт.ст.

• тяжёлый алкилат (плотность = 0,780 – 810, выкипает в интервале 170 – 300°С) – служит компонентом дизельного топлива;

• сжиженные газы – состоят в основном из предельных углеводородов нормального строения, используются как бытовой сжиженный газ.

4.11 Производство серы

Сероводород, выделяемый из технологических газов термогидрокаталитических процессов переработки заданной нефти, используем на НПЗ для производства элементной серы. Наиболее распространенным и эффективным промышленным методом получения серы является процесс каталитической окислительной конверсии сероводорода Клауса.

Процесс Клауса осуществляется в две стадии:

• стадия термического окисления сероводорода до диоксида серы в печи-реакторе

• стадия каталитического превращения сероводорода и диоксида серы в реакторах Р-1 и Р-2

Технологический режим установки представлен в табл. 4.12 [6; с. 274].

Таблица 4.12

Технологический режим установки производства серы

Условия процесса	Установленная норма
Давление избыточное, МПа	0,12 – 0,18
Температура,ºС
в печи-реакторе	1100 – 1300
на выходе из котлов-утилизаторов	140 – 165
на входе в реактор Р-1	260 – 270
на выходе из реактора Р-1	290 – 310
на входе в реактор Р-2	225 – 235
на выходе из реактора Р-1	240 – 250

В качестве катализатора применяем активный оксид алюминия, средний срок службы которого составляет 4 года.

Сера широко применяется в народном хозяйстве – в производстве серной кислоты, красителей, спичек, в качестве вулканизирующего агента в резиновой промышленности и др.

4.12 Производство водорода

Широкое внедрение гидрогенизационных и гидрокаталитических процессов на проектируемом нефтеперерабатывающем заводе требует большого количества водорода, помимо того, который поступает с установки каталитического риформинга.

Баланс по водороду для проектируемого НПЗ с глубокой переработкой Тепловской нефти представлен в табл. 4.13.

Таблица 4.13

Баланс по водороду для НПЗ с глубокой

переработкой Тепловской нефти угленосного горизонта.

№ п/п	Наименование установки	Расход (–) или приход (+) 100 %-го водорода, %мас. на нефть
1	Каталитическая изомеризация
2	Гидроочистка дизельного топлива
3	Гидроочистка вакуумного газойля
4	Каталитический риформинг
5	Итого

Для производства водорода применяем, как экономически наиболее эффективный, метод паровой каталитической конверсии газового сырья.

Взаимодействие метана (или его гомологов) с водяным паром протекает по уравнениям

Таблица 4.14

Распределение прямогонных фракций Тепловской нефти по технологическим процессам, % мас.

Наименование	Фактический отбор, % мас. на нефть	Потери	ГФУ	Каталитическая изомеризация	Каталитический риформинг для получения высокооктанового бензина	РТ РТ	Гидроочистка ДТ	Каталитический крекинг	Замедленное коксование	Висбрекинг	Производство битумов
Фракции нефти:
Газ +рефлюкс	0,6		0,6
Фракция 28-70 °С	2,7			2,7
Фракция 70-120 °С	4,8				4,8
Фракция 120-180 °С	7,8				4,5	3,3
Фракция 180-230 °С	6,8					2,8	4
Фракция 230-280 °С	7,2						7,2
Фракция 280-350 °С	10,6						10,6
Фракция 350-500 °С	18,6							16,5			2,1
Фракция свыше 500 °С	39,9								20	12	7,9
потери	1,0
Итого	100	1	1,3	2,7	9,3	6,1	21,8	16,5	20	12	10
Производительность по прямогонному сырью, тыс.т. в год	10000	100	60	270	930	610	2180	1650	2000	1200	1000

СХЕМА НПЗ