ТОХФ / 2 группа (ООНХС) / Технологические схемы - Крюков - 1997 / TS116

РИС. XIV-3. Схема соединения колонн в блоке газофракционирования установки ЛК-6у:

Колонны: 1 — деэтанизатор; 2 — выделения смеси пропана и бутанов; 3 - депропанизатор; 4 — деизобутанизатор.

моникельмолибденового катализатора. Крекинг гидроочищенного сырья осуществляется в прямоточном реакторе на микросферическом цеолитсодержащем катализаторе. На блоке каталитического крекинга, ректификации, абсорбции и газофракционирования продуктов при переработке вакуумного дистиллята западно-сибирской нефти предусматривается выработка 44,7 % (масс.) стабильного бензина, 11,84 % (масс.) бутан-бутиленовой фракции, 5,32 % (масс.) пропан-пропиленовой фракции и 15,1 % (масс.) сырья для производства технического углерода (фракция 270—420 °С); выход кокса не более 6 % (масс.).

Материальный баланс комбинированной установки КТ-1 при переработке мазута западно-сибирской нефти [7]:

Взято, % (масс.)
Мазут	90,64
Вакуумный дистиллят	9,36
Водородсодержащий газ (96 % об. H2 )	0,62
Итого	100,62
Получено, % (масс.)
Компонент автобензинов АИ-93 и АИ-98	19,52
Пропан-пропиленовая фракция	2,32
Бутан-бутиленовая фракция	5,18
Гидроочищенное дизельное топливо (фракция 180— 350 °С)	9,61
Компоненты дизельного топлива
фракция 195—270 °С (после каталитического крекинга)	2,58
фракция 180—350 °С (после висбрекинга)	3,61
Стабильный бензин после гидроочистки и висбрекинга (фракция до 160 °С)	1,74
Сырье для коксования	27,23
Сырье для технического углерода (фракция 270— 420 °С)	6,60
Компонент котельного топлива	3,53
Гудрон	6,24
Углеводородный газ для производства водорода	0,6
Водородсодержащий газ (75 % об. H2)	0,36
Сероводород	0,98
Топливный газ	2,39
Кокс	2,61
Потери	1,60
Итого	100,62

Сравнение технико-экономических показателей комбинированной установки глубокой переработки мазута КТ-1 с комплексом отдельно стоящих установок показало [7], что эксплуатационные затраты снижаются на 40,1 % (отн.), производительность труда при переработке сырья на одного работающего возрастает в 2,5 раза, общие капитальные вложения снижаются на 36,2 % (отн.), площадь сокращается в 3 раза. Указанные преимущества достигаются за счет комбинирования и укрупнения технологических установок, применения современной технологии, высокого уровня технических решений, рациональной компоновки оборудования.

Аппараты и оборудование комбинированных установок объединяются в укрупненные блоки секции, взаимное расположение которых определяется технологической схемой, предусматривающей жесткие связи между ними. Застраиваемая территория используется, таким образом, с большей эффективностью.

Основная цель компоновки аппаратуры и оборудования — это технологическая целесообразность и компактность. Так, на установках ЛК-6у все компрессоры для сжатия циркуляционных водородсодержащих газов секций риформинга и гидроочистки расположены в одном здании — компрессорной. Электрооборудование находится в двух электрораспределительных помещениях. При размещении аппаратуры и оборудования внутри секции и при расположении последних на площадке кроме технологических особенностей учитывают возможность проведения строительных и монтажных работ индустриальными методами и возможность подъезда во время ремонта и замены оборудования кранов и механизмов.

Группа трубчатых печей обслуживается общей дымовой трубой, что позволяет создать мощный блок утилизации избыточного тепла отходящих газов и обеспечить большую степень их рассеивания.

По данным Ленгипронефтехима, в результате комбинирования процессов на установках ЛК-6у удельные капитальные вложения снижаются на 11—12 %, стоимость переработки нефти на 9—10 %, прибыль возрастает на 6%, а производительность труда на 45—50 %, территория установки сокращается более чем в два раза [2].

Вместе с тем более сложная эксплуатация технологических блоков предъявляет и более жесткие требования к надежной и бесперебойной работе аппаратов и оборудования, часть которого монтируется без резерва.

РИС. XIV-4. Схема соединения колонн в блоке газофракционирования одной из новых комбинированных установок:

Колонны: 1 — выделения этана и пропана; 2 — деэтанизатор; 3 — дебутанизатор; 4 — выделения изобутана.