Проект установки каталитического крекинга. Технологический расчет реактора

Размещено на http://www.allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

Сегодня по подтвержденным запасам нефти Казахстан входит в число 15 ведущих стран мира, обладая 3% мирового запаса нефти. Нефтегазоносные районы занимают 62% площади страны, и располагают 172 нефтяными месторождениями, из которых более 80-ти находятся в разработке. Более 90% запасов нефти сосредоточено на 15 крупнейших месторождениях - Тенгиз, Кашаган, Карачаганак, Узень, Жетыбай, Жанажол, Каламкас, Кенкияк, Каражанбас, Кумколь, СеверныеБузачи, Алибекмола, Центральная и Восточная Прорва, Кенбай, Королевское. Месторождения находятся на территории шести из четырнадцати областей Казахстана. Это Актюбинская, Атырауская, Западно-Казахстанская, Карагандинская, Кызылординская и Мангистауская области. При этом примерно 70% запасов углеводородов сконцентрировано на западе Казахстана.

Увеличение объема производства нефтепродуктов, расширение их ассортимента и улучшение качества - основные задачи, поставленные перед нефтеперерабатывающей промышленностью в настоящее время. Решение этих задач в условиях, когда непрерывно возрастает доля переработки сернистых и высокосернистых, а за последние годы и высокопарафинистых нефтей, потребовало изменения технологии переработки нефти. Большое значение приобрели вторичные и, особенно, каталитические процессы. Производство топлив, отвечающих современным требованиям, невозможно без применения каталитического крекинга.

Каталитический крекинг представляет собой современный процесс превращения высококипящих нефтяных фракций в базовые компоненты высококачественных авиационных и автомобильных бензинов и в средние дистиллятные фракции - газойли.

Промышленные процессы основаны на контактировании сырья с активным катализатором в соответствующих условиях, когда 40-50 вес % исходного сырья без рециркуляции превращается в бензин и другие легкие продукты. В процессе крекинга на катализаторе образуются углистые отложения, резко снижающие его активность, в данном случае крекирующую способность. Для восстановления активности катализатор регенерируют. Наибольшее распространение получили установки с циркулирующим катализатором в движущемся потоке и псевдоожиженном, или кипящем, слое. каталитический крекинг нефть смесь переработка



1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Основы и назначение процесса

Основное назначение каталитического крекинга - получение высокооктановых компонентов бензина. Крекинг осуществляется при 420-550С и является процессом качественного изменения сырья, т.е. процессом образования соединений, отличающихся от первоначальных по своим физико-химическим свойствам. В зависимости от сырья и условий процесса выход бензина при крекинге составляет 7-50 вес % (на сырье). Наряду с бензином образуются и другие продукты - газообразные, жидкие и твердые (кокс). В качестве сырья обычно применяют тяжелые дистилляты атмосферной или вакуумной перегонки нефти, а также деасфальтизаты и другие продукты.

При каталитическом крекинге тяжёлые нефтяные фракции при 5ООС в значительной части превращаются в компоненты, выкипающие в пределах температур кипения бензина, и газообразные продукты, которые могут использоваться для производства высокооктановых компонентов бензина или как сырье для химических синтезов. В отличие от термического крекинга, каталитический крекинг проводится в специальной аппаратуре с применением специфического оборудования и в присутствии катализаторов.

Главным преимуществом каталитического крекинга перед термическим являет большая ценность получаемых продуктов: меньший выход метана, этана и диенов при более высоком выходе углеводородов С₃ и С₄ (особенно изобутана), а также ароматических углеводородов, олефинов с разветвленной цепью и изопарафинов. Антидетонационные свойства бензинов каталитического крекинга значительно выше, чем бензинов термического крекинга. Продукты крекинга имеют сложный состав. Так, при каталитическом крекинге цетана С₁₆Н₃₄ образуются (в вес %):

Водород, метан, этан и этилен - 5, пропан и пропилен - 23, бутан, изобутан и бутилены - 33, высшие углеводороды, входящие в состав бензина - 36, Кокс - 3

Состав продуктов крекинга керосиновых, соляровых и вакуумных дистиллятов, т.е. смесей весьма большого числа разных углеводородов, еще более сложен. Результаты каталитического крекинга углеводородных смесей существенно зависят от условий проведения процесса применяемого катализатора.

Каталитический крекинг в основном используют для производства высокооктановых компонентов автомобильного и авиационного бензина. При получении автомобильного бензина в качестве сырья обычно используются вакуумные дистилляты первичной переработки нефти, а при производстве авиабензина - керосино-соляровые фракции первичной перегонки нефти [2].

1.2 Параметры процесса каталитического крекинга

Параметры процесса.

Основными параметрами каталитического крекинга являются температура, время контакта паров сырья с катализатором, определяемое объёмной скоростью, и кратность циркуляции катализатора (при работе с движущимся катализатором).

Температура. В интервале температур 440--480 °С образование бензиновых и дизельных фракций протекает достаточно быстро. С ростом температуры увеличивается и степень превращения сырья. Повышение температуры до 480--500 °С ведет к усилению газо- и коксообразования и к снижению выхода бензина. Октановое число бензина возрастает.

На рисунке 1 показан общий характер зависимости выхода продуктов крекинга от температуры процесса.



440 460 480

1 - бензин; 2--газ; 3-- легкий газойль; 4 -- кокс; 5 - тяжелый газойль.

Рисунок 1. Зависимость выходов продуктов крекинга от температуры

Давление. Процесс каталитического крекинга проводят под небольшим избыточным давлением 0,14--0,18 МПа.

Объемная скорость. Время контакта сырья и катализатора определяется объемной скоростью -- отношением расхода жидкого сырья (в м³/ч) к объему катализатора (в м³), занимающего реакционную зону. Объемная скорость V₀ [в м³/(м³*ч) или ч^-1] определяется по формуле:

V₀=V_c/V_к

где V_c -- расход сырья, м³/ч; V_к -- объем катализатора, м³.

Для пылевидного катализатора применяют величину массовой скорости подачи сырья [в кг/(кг*ч)], определяемую аналогично объемной.

Чем выше объемная скорость, тем ниже степень превращения. Повышение объемной скорости может быть скомпенсировано более высокой активностью катализатора, а также ростом температуры. При равных температуре и активности катализатора уменьшение объемной скорости приводит к увеличению степени превращения .

Кратность циркуляции катализатора. Промышленные процессы каталитического крекинга осуществляются на непрерывно циркулирующем катализаторе. Большое влияние на процесс оказывает соотношение количеств катализатора и сырья, подаваемых в реактор. Эта величина, называемая кратностью циркуляции катализатора, N (в кг/кг) определяется по формуле:

N = R/B

где R -- количество катализатора, подаваемого в реактор, кг/ч; В -- количество, сырья подаваемого в реактор, кг/ч.

Увеличение кратности циркуляции ведет к сокращению продолжительности пребывания катализатора в зоне реакции. Количество кокса на каждой частице уменьшается. Средняя активность катализатора возрастает, а это способствует увеличению степени превращения, т. е. повышению выхода газа, бензина и кокса. В целом абсолютное количество кокса возрастает, но оно откладывается на большем числе частиц.

Изменением кратности циркуляции катализатора можно регулировать количество теплоты, вносимой в реактор, степень превращения сырья, степень закоксованности катализатора на выходе из реактора. С экономической точки зрения повышение кратности циркуляции приводит к увеличению размеров регенератора и росту эксплуатационных расходов на перемещение катализатора. Количество кокса на входе в регенератор не должно превышать 0,8--1 %, остаточное содержание кокса после регенерации--не более 0,25 % в расчете на катализатор.

Для поддержания рабочей активности приходится выводить из системы часть катализатора и заменять его свежим. Расход катализатора 2--2,3 кг на 1000 кг сырья.

Тепловой эффект. Тепловой эффект каталитического крекинга является суммой тепловых эффектов отдельных реакций процесса и зависит от степени превращения. При степени превращения 80--90 % отрицательный тепловой эффект реакции 230--290 кДж на 1 кг сырья [5].



Технологический режим и материальный баланс процесса

Примерный технологический режим и материальный баланс процесса при переработке вакуумного газойля фракции 350--500 °С на шариковом (I) и пылевидном (II) катализаторе цеокар-2 приведены ниже:

Температура, °С 480 490

Кратность циркуляции катализатора, кг/кг 2,5 7,0

Выход продуктов, %

газ (включая С₄ ) 20,90 19,00

в том числе:

изобутилен 6,28 6,04

бутилены 2,63 3,16

бензин (фракция Cs--195 °С) 47,2 47,1

легкий газойль (фракция 195--350 °С) 21,1 24,4

тяжелый газойль (фракция выше 350 °С) 4,7 4,2

кокс 5,1 4,3

потери 1,0 1,0

Объемная скорость обычно составляет от 1,5 для шарикового 3 ч^-1 для микросферического цеолитсодержащего катализатора. Кратность циркуляции изменяется в более широких пределах: от 2,5 - 4 на шариковом до 7,5 - 10 на микросферическом цеолитсодержащем катализаторе . На более, легком сырье кратность циркуляции выше, чем на тяжелом сырье [5].

1.3 Механизм каталитического крекинга

При каталитическом крекинге протекают реакции расщепления, алкилирования, изомеризации, ароматизации, полимеризации, гидрогенизации и деалкилирования. Некоторые из них являются первичными, но большинство - вторичными.

Крекинг парафинов. При крекинге парафиновых углеводородов нормального строения доминируют реакции разложения. Продукты крекинга состоят главным образом из парафиновых углеводородов более низкого молекулярного веса и олефинов. Выход олефинов увеличивается с повышением молекулярного веса сырья. Термическая стабильность парафиновых углеводородов понижается с увеличением молекулярного веса. Тяжелые фракции нефтепродуктов являются менее стабильными и крекируются значительно легче, чем легкие фракции. Наиболее часто разрыв молекул происходит в ее средней части.

Механизм каталитического крекинга - карбоний-ионный. Согласно этому механизму, часть молекул парафинов подвергается термическому расщеплению, а образующиеся олефины присоединяют протоны, находящиеся на катализаторе, и превращаются в карбоний-ионы. Карбоний-ионы являются агентами распространения цепной реакции. В результате целого ряда превращений образуются парафиновые углеводороды меньшего молекулярного веса, чем исходные, и новые большие карбоний-ионы, которые затем расщепляются. Реакции дегидрогенизации при крекинге высокомолекулярных парафинов играют незначительную роль. Однако процесс дегидрогенизации низкомолекулярных парафинов, особенно газообразных, имеет практическое значение для превращения малоценных газообразных продуктов в ценные - олефины.

При крекинге парафиновых углеводородов нормального строения протекают и вторичные реакции с образованием ароматических углеводородов и кокса. Много ароматических углеводородов при каталитической ароматизации получается из парафинов, структура которых допускает образование бензольного кольца.

Изопарафиновые углеводороды крекируются легче. Водорода и метана при этом получается больше, чем при крекинге нормальных парафинов, а углеводородов С3 и С4 (газа) - меньше. Фракции С4, С5 и С6 содержат меньше олефинов вследствие того, что насыщение сильно разветвленных молекул непредельных углеводородов достигается легче, чем для неразветвленных.

Крекинг нафтенов. При крекинге нафтенов одновременно может происходить отщепление боковых цепей. На первой стадии нафтеновые углеводороды с длинными алкильными цепями превращаются в алкилнафтеновые или алкилароматические углеводороды со сравнительно короткими боковыми цепями. Короткие алкильные цепи, особенно метильный и этильный радикалы, термически стабильны и в условиях промышленного каталитического крекинга уже не отщепляются.

Алкильные боковые цепи алкилнафтеновых углеводородов расщепляются с образованием парафинов и олефинов, которые вместе с низкомолекулярными моноциклическими нафтеновыми углеводородами и деалкилированными ароматическими углеводородами составляют конечные продукты крекинга.

Крекинг ароматических углеводородов сопровождается деалкилированием и конденсацией. При деалкилировании алкилароматических углеводородов получаются парафины, олефины и алкилароматические углеводороды с более короткими боковыми цепями. Разрыв связи углерод - углерод происходит непосредственно у кольца, но такое деалкилирование не протекает интенсивно, если алкильная цепь содержит менее трех углеродных атомов.

Реакционная способность углеводородов возрастает с увеличением молекулярного веса, но все же остается значительно меньшей, чем у изомерных моноалкилбензолов. Инициирование каталитического крекинга алкилароматических углеводородов, так же как и для парафиновых углеводородов, начинается с образования карбоний-иона в результате присоединения протона катализатора. Между молекулами ароматических углеводородов или между ними и олефинами (или другими непредельными углеводородами) происходит конденсация. В результате образуются полициклические ароматические углеводороды вплоть до асфальта и кокса, поэтому при переработке сырья со значительным содержанием полициклических углеводородов при одинаковой степени превращения образуется значительно больше кокса, чем при переработке сырья, содержащего преимущественно моноциклические ароматические углеводороды.

Крекинг олефинов, образующихся в результате расщепления парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, а также самих олефинов, является вторичной реакцией. Инициирование реакции крекинга, как и других реакций олефинов, происходит в результате образования карбоний-иона. Если этот ион достаточно велик (С6 или больше), то он может расщепляться в карбоний-иона, а вновь образовавшийся ион, если это возможно, изомеризуется во вторичный или третичный ион. Если же карбоний-ион невелик (С3 - С5), он превращается либо в олефин (в результате передачи протона катализатору или нейтральной молекуле олефина), либо в парафин (присоединяя гидрид-ион от нейтральной молекулы).

Изомеризация олефинов. При изомеризации олефинов могут происходить миграция двойной связи, скелетная и геометрическая V изомеризация. Возможность изомеризации является важным преимуществом каталитического крекинга перед термическим: в результате изомеризации повышается октановое число бензиновых фракций и увеличивается выход изобутана, имеющего большую ценность как сырье для алкилирования.

Полимеризация и деполимеризация. Полимеризация олефинов также является важной реакцией. В сочетании с последующим крекингом полимеризация приводит к образованию олефинов и парафинов. Однако глубокая полимеризация ведет к образованию тяжелых продуктов, которые адсорбируются на катализаторе и разлагаются на кокс и газ. При высоких температурах (600°С) и низких давлениях может протекать деполимеризация.

Циклизация и ароматизация. Вторичной реакцией олефинов, протекающей в более поздних стадиях процесса, является частичное их дегидрирование. В результате образуются диены или олефины расщепляются на диены и парафины. Вторичные реакции между олефинами и диенами могут привести к образованию циклопарафинов. Ароматические углеводороды получаются в результате дегидроциклизации циклоолефинов или нафтеновых углеводородов, образовавшихся в начальных стадиях процесса.

Прочие реакции. Реакцией, возможной в условиях каталитического крекинга, является алкилирование ароматических углеводородов. Оно нежелательно, так как образующиеся более тяжелые продукты способны алкилироваться дальше или конденсироваться с образованием кокса; при этом уменьшается выход бензина.

Крекинг сложных углеводородов может затрагивать какую-либо часть молекулы независимо от других ее частей. Например, длинные парафиновые цепи нафтеновых и ароматических углеводородов расщепляются так же, как если бы они были парафиновыми углеводородами с тем же числом атомов углерода в молекуле. Кольца нафтеновых или ароматических углеводородов не изменяются в том процессе деалкилирования или расщепления парафиновых боковых цепей. Дегидрогенизация нафтеновых колец обычно происходит после частичного деалкилирования.

Обычно одним из лучших критериев интенсивности побочных реакций является отношение выхода бензина и кокса [4].

Высокое отношение указывает на преобладание желательных реакций, разумеется, при условии, что октановое число бензина высокое. Низкое отношение выходов бензина и кокса указывает на интенсивное протекание нежелательных побочных реакций.

К желательным реакциям относятся изомеризация, гидрирование, циклизация и ароматизация (неглубокая) олефинов; эти реакции ведут к высокому выходу парафиновых, углеводородов изостроения и ароматических углеводородов, выкипающих в пределах температуры кипения бензина, и высокому отношению изо - и нормальных парафиновых углеводородов.

Нежелательные реакции (крекинг, дегидрогенизация и полимеризация олефинов, алкилирование и конденсация ароматических углеводородов) приводят к высоким выходам водорода и кокса, низкому выходу олефинов и к получению сравнительно тяжелых газойлей, при этом выход бензина и его октанового числа снижаются.

1.4 Сырье каталитического крекинга

Основным сырьем промышленных установок каталитического крекинга являются атмосферные и вакуумные дистилляты первичной перегонки нефти. В зависимости от фракционного состава дистиллятное сырье можно отнести к одной из следующих групп.

Первая группа - легкое сырьё. К этой группе относятся дистилляты первичной перегонки нефти (керосино-соляровые и вакуумные). Средняя температура их кипения составляет 260-280 °С. относительная плотность 0,830-0,870, средний молекулярный вес 190-220. Легкие керосино-соляровые дистилляты прямой гонки являются хорошим сырьем для производства базовых авиационных бензинов, так как дают большие выходы бензинов при малом коксообразовании.

Вторая группа - тяжелое дистиллятное сырье. К этой группе относятся тяжелые соляровые дистилляты, выкипающие при температурах от 300 до 550°С или в несколько более узких пределах, а также сырье вторичного происхождения, получаемое на установках термического крекинга и коксования (флегма термического крекинга и газойль коксования). Их средние молекулярные веса приблизительно в 1,5 раза выше, чем у легких видов сырья, а именно 280 - 330 вместо 190 - 220. В противоположность легкому сырью, тяжелое дистиллятное сырье перед направлением в реактор или в узел смешения с горячим катализатором в парообразное состояние переводят не целиком. Тяжелые соляровые дистилляты с относительной плотностью 0,880 - 0,920, как правило, используются для производства автомобильных бензинов.

Третья группа - сырье широкого фракционного состава. Это сырье можно рассматривать как смесь дистиллятов первой и второй групп; оно содержит керосиновые и высококипящие соляровые фракции, а также некоторые продукты, получаемые при производстве масел и парафинов (экстракты, гачи, петролатумы, легкоплавкие парафины и др.). Предел выкипания дистиллятов третьей группы 210 - 550 °С.

Четвертая группа - промежуточное дистиллятное сырье. Оно представляет собой смесь тяжелых керосиновых фракций с легкими и средними соляровыми фракциями и имеет пределы выкипания - 250-470 °С. К ним можно отнести также и смеси, перегоняющиеся в более узких пределах, например 300-430°С. Промежуточное сырье используется для получения автомобильных и авиационных базовых бензинов.

Керосиновые и соляровые дистилляты, вакуумные дистилляты прямой перегонки нефти являются хорошим сырьем для каталитического крекинга. Это же относится и к легкоплавким парафинам (отходам от депарафинизации масел). Менее ценное сырье-экстракты, получаемые при очистке масляных дистиллятов избирательными растворителями так как они содержат много труднокрекируемых ароматических углеводородов. Во избежание сильного коксообразования экстракты крекируют в смеси с прямогонными соляровыми дистиллятами. Реже в качестве сырья для каталитического крекинга используются нефти и остаточные нефтепродукты (без предварительной очистки).

При каталитическом крекинге дистиллятов прямой гонки образуется больше бензина и меньше кокса, чем при крекинге подобных (по фракционному составу) дистиллятов с установок термического крекинга и коксования. При каталитическом крекинге тяжелых вакуумных дистиллятов, мазутов и других смолистых остатков образуется много кокса. Кроме того, содержащиеся в таком сырье сернистые, азотистые и металлорганические соединения отравляют катализатор. Поэтому высокосмолистые мазуты и тем более гудроны каталитическому крекингу не подвергают [3].

1.5 Продукты каталитического крекинга

Количество и качество продуктов каталитического крекинга зависят от характеристики перерабатываемого сырья и катализаторов, а также от режима процесса. На установках каталитического крекинга получают жирный газ, нестабильный бензин, легкий и тяжелый каталитические газойли. Иногда предусмотрен отбор легроина.

Жирный газ, получаемый на установках каталитического крекинга характеризуется значительным содержанием углеводородов изостроения, особенно изобутана. Это повышает ценность газа как сырья для дальней шей переработки. Жирный газ установки каталитического крекинга и бензин для удаления из него растворенных легких газов поступают на абсорбционно-газофракционирующую установку. Работа этой установки тесно связана с работой установки каталитического крекинга. Связь заключается не только в том, что на абсорбционно-газофракционирующую установку поступают легкие продукты с установки каталитического крекинга, но и в технологической взаимозависимости обеих установок. Так, с увеличением количества газа, образующегося при крекинге, необходимо вводить в работу дополнительный компрессор на абсорбционно-газофракционирующей установке во избежание повышения давления на установке каталитического крекинга. С увеличением температуры конца кипения нестабильного бензина приходится изменять режим бутановой колонны, чтобы не снизить глубину отбора бутан-бутиленовой фракции.

Сухой газ, получаемый после выделения бутан-бутиленовой и пропан - пропиленовой фикций, большей частью используется как энергетическое топливо. Нестабильный бензин. При каталитическом крекинге можно вырабатывать высокооктановый автомобильный бензин или сырье для получения базового авиационного бензина путем каталитической очистки.

При производстве базового авиационного бензина исходным сырьем являются керосиновые и легкие соляровые дистилляты первичной перегонки нефти или их смеси, выкипающие в пределах 240-360 °С. Сначала получают бензин с концом кипения 220-245 °С (так называемый мотобензин). После стабилизации этот бензин поступает на дальнейшую переработку - каталитическую очистку (вторая ступень каталитического крекинга), на которой получают базовый авиационный бензин. Последний, в результате каталитической очистки, содержит, по сравнению с автомобильным бензином, значительно меньше олефинов и больше ароматических углеводородов, что соответственно повышает стабильность и октановое число авиационного бензина. Базовые авиационные бензины в зависимости от свойств перерабатываемого сырья и условий процесса имеют октановые числа по моторному методу от 82 до 85, а с добавкой этиловой жидкости (3 - 4мл на 1 кг бензина) - от 92 до 96.

При производстве автомобильного бензина в качестве исходного сырья, как правило, используются дистилляты, полученные при вакуумной перегонке нефти и выкипающие при 300-550°С или в несколько более узких пределах. Получаемые на установках каталитического крекинга автомобильные бензины имеют октановые числа по моторному методу 78 - 82 (без добавки этиловой жидкости), а по исследовательскому методу 88 - 94 без этиловой жидкости и 95-99 с добавлением 0,8мл ТЭС на 1л.

Нестабильный бензин каталитического крекинга подвергают физической стабилизации с целью удаления растворенных в нем легких углеводородов, имеющих высокое давление насыщенных паров.

Из стабильных бензинов каталитического крекинга приготовляют авиационные бензины или используют их как высокооктановые компонента для приготовления автомобильных бензинов разных марок. Компоненты автомобильного бензина каталитического крекинга в нормальных условиях хранения достаточно химически стабильны [3].

Автомобильные бензины представляют собой, как правило, смеси многих компонентов. Среди них есть фракции, полученные в разных процессах, в том числе и высокооктановые продукты каталитического крекинга. В зависимости от марки бензина состав компонентов может колебаться в широких пределах. Так же, как и при приготовлении авиационных бензинов, в пределах, разрешенных стандартом, к автомобильным бензинам (кроме бензина А-72) допускается добавление этиловой жидкости. Эти бензины имеют октановые числа по исследовательскому методу соответственно 93 и 98 пунктов; максимально допустимая концентрация тетраэтилсвинца в бензинах не должна превышать 0,82 г на 1 кг бензина, температура конца кипения их не должна быть выше 195°С. Бензины АИ-93 и АИ-98 обладают хорошей стабильностью, что позволяет хранить их длительное время.

Легкий газойль. Легкий каталитический газойль (дистиллят с н. к.175-200°С и к. к.320-350 °С) по сравнению с товарными дизельными фракциями имеет более низкое цетановое число и повышенное содержание серы. Цетановое число легкого каталитического газойля, полученного из легких соляровых дистиллятов парафинового оснований, составляет 45-56, из нафтеноароматических дистиллятов - 25-35. При крекинге более тяжелого сырья цетановое число легкого газойля несколько выше, что объясняется меньшей глубиной превращения. Цетановые числа с повышением температуры крекинга снижаются. Легкие каталитические газойли содержат непредельные углеводороды и значительные количества. (28-55%) ароматических углеводородов. Температура застывания этих газойлей ниже, чем температура застывания сырья, из которого они вырабатываются. На качество легкого газойля влияет не только состав сырья, но и катализатор и технологический режим. С повышением температуры выход легкого каталитического газойля и его цетановое число уменьшаются, а содержание ароматических углеводородов в нем повышается. Понижение объемной скорости, сопровождающееся углублением крекинга сырья, приводит к тем же результатам.

При крекинге с рециркуляцией выход легкого газойля снижается (в большинстве случаев он подается на рециркуляцию), уменьшает его цетановое число и возрастает содержание в нем ароматических углеводородов. Легкие каталитические газойли используются в качестве компонентов дизельного топлива в том случае, если смешиваемые компоненты дизельного топлива, получаемые при первичной перегонке нефти, имеют запас (превышение) по цетановому числу и содержат серы в количестве ниже нормы. В других случаях легкий газойль используют лишь в качестве сырья (или его компонента) для получения сажи (взамен зеленого масла) или в качестве разбавителя при получении мазутов. Возможно и комбинированное использование легкого газойля. В этом случае его подвергают экстракции одним из растворителей, применяемых в производстве масел селективным методом. Легкий газойль, частично освобожденный от ароматических углеводородов, после отгонки растворителя (рафинат) имеет более высокое цетановое число, чем до экстракции, и может быть использован в качестве дизельного топлива; нижний слой, содержащий большую часть ароматических углеводородов, также после отгонки растворителя (экстракт) может быть использован в качестве сырья для получения высококачественной сажи.

Тяжелый газойль. Тяжелый газойль является остаточным продуктом каталитического крекинга. Качество его зависит от технологических факторов и характеристик сырья, а также от качества легкого газойля. Тяжелый газойль используют либо при приготовлении мазутов, либо в качестве сырья для термического крекинга и коксования. В последнее время его использует как сырье для производства сажи.



1.6 Катализаторы крекинга

Реакции каталитического крекинга протекают на поверхности катализатора. Направление реакций зависит от свойств катализатора, сырья и условий крекинга.

В результате крекинга на поверхности катализатора отлагается кокс, поэтому важной особенностью каталитического крекинга является необходимость частой регенерации катализатора (выжигание кокса).

Для каталитического крекинга применяются алюмосиликатные катализаторы. Это природные или искусственно полученные твердые высокопористые вещества с сильно развитой внутренней поверхностью.

В заводской практике применяют алюмосиликатные активированные природные глины и синтетические алюмосиликатные катализаторы в виде порошков, микросферических частиц диаметром 0,04-0,06 мм или таблеток и шариков размером 3-6 мм. В массе катализатор представляет собой сыпучий материал, который можно легко транспортировать Потоком воздуха или углеводородных паров.

На установках крекинга применяются следующие алюмосиликатные катализаторы:

1. Синтетические пылевидные катализаторы с частицами размеров 1-150 мк.

2. Природные микросферические или пылевидные катализаторы, приготовляемые из природных глин (бентониты, бокситы и некоторые другие) кислотной и термической обработкой или только термической обработкой.

3. Микросферический формованный синтетический катализатор с частицами размером 10-150 мк. По сравнению с пылевидным, микросферический катализатор при циркуляции меньше измельчается и в меньшей степени вызывает абразивный износ аппаратуры и катализаторопроводов. Удельный расход его ниже, чем расход пылевидного катализатора.

4. Синтетический катализатор в виде стекловидных шариков диаметром 3-6 мм.

5. Природные и синтетические катализаторы с частицами размером 3-4мм искаженной цилиндрической. формы. Их часто называют таблетированными, они характеризуются меньшей прочностью, чем шариковые, и используются преимущественно на установках с неподвижным катализатором.

Указанные выше 5 типов катализаторов являются аморфными.

6. Синтетические кристаллические цеолитсодержащие катализаторы, содержащие окись хрома (что способствует лучшей регенерации), а также окиси, редкоземельных металлов (улучшающие селективность катализатора и увеличивающие выход бензина с некоторым улучшением его свойств). Они вырабатываются гранулированными - для установок с нисходящим потоком катализатора - и микросферическими - для установок в кипящем слое [9].



2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Физико-химическая характеристика нефти месторождения Жанажол

Месторождение представляет собой крупное антиклинальное подсолевое поднятие платформенного типа северо-восточного простирания. Продуктивные пласты в нем приурочены к среднегжельскому регионально - нефтегазоносному комплексу пород, представленному двумя мощными толщами карбонатов (КТ-I и КТ-II), сложенных из известняка и доломитов. Месторождение расположено на востоке Жаркамысско-Есенской зоны нефтегазонакопления, в 40 км юго-восточнее Кенкияка. Открыто в 1978 г., введено в эксплуатацию в 1986 г. Глубина залегания нижнего продуктивного горизонта 3540-3650 м.

Плотность нефти 0,8188 - 0,8586 г/см³, содержание серы менее 1 %, сернокислотных смол до 10%, асфальтенов 0,59 %. Вязкость нефти при 20 С 6,6-25,0 сСт.

Плотность пластовой нефти 0,5540 г/см³, сепарарированной 0,8271 г/см³; давление насыщения 255 атм; газосодержание 305,2 м³/м3; усадка 42%; плотность газа 0,7110 г/л. Дебиты газа и конденсата в присводовых скважинах превышали 200 тыс. м³/сут и 200 м³/сут соответственно. Газ метановый, с содержанием сероводорода до 3%. Плотность конденсата 0,750 г/см3. Верхняя залежь находится на глубине от 2550 до 2830 м.

Пластовое давление в разных частях залежи составляет 285-295 атм, пластовая температура 57-62 С. В табл. 1-6 приведены физико-химические свойства нефти фракций (скв.№ 4), в табл. 7 характеристики товарной нефти и ее фракций.

Первый приток промышленной нефти на месторождении был получен в марте 1978 года из скважины №4. С 1981 года на месторождении поисковые и разведочные работы ведутся вышеуказанными экспидициями в составе объединения «Актюбнефтегазгеология», созданного 1 октября 1981 года. В конце 1981 года на Жанажоле начато бурение разведочных скважин вновь созданным объединением «Актюбинскнефть» Миннефтепрома [7].

Таблица 1

Характеристика фракций нефти (скв. №4), выкипающих до 200?С

Темп-ра отбора, °С	Выход на нефть %		Фракционный состав, при	Давление насыщенных паров при 38°С, кПа
			н.к	10%	50%	90%
120-130	10,10	0,7350	63	84	102	121	-
130-140	11,70	0,7420	67	87	107	129	-
140-150	12,90	0,7440	70	90	111	138	24,93
150-160	14,50	0,7510	71	92	116	148	-
160-170	16,00	0,7550	72	94	121	158	-
170-180	17,70	0,7600	73	96	126	168	-
180-190	19,20	0,7635	74	98	131	178	-
190-200	20,60	0,7570	75	100	138	186	13,19

Таблица 2

Физико-химическая характеристика нефти

Интервал,м	№ скважины		М	/ с	/ с	Температура, °С	Содержание парафина, %
						вспышки	Застывания
2834,8-2900	6	0,8485	-	10,76	-	-	-17	4,56
2843-2850	16	0,8294	213	7,90	3,36	38	-	4,34
2783-2787	26	0,8525	232	15,30	6,00	68	-8	4,60
2794-2778	19	0,8332	203	6,35	2,94	45	-20	4,31
3758-3630	23	0,8237	202	5,33	2,89	5	-34	6,96
2894-2810	4	0,8586	228	25,01	7,57	-18	-6	2,94
3650,8-3671	66	0,8259	191	5,47	-	-15	-10	8,0
3575-3595	36	0,7703	148	1,85	-	5	-53	3,6
Товарная
	-	0,8090	-	5,4	2,6	-	-10	3,3
Товарная
	-	0,8252	221	5,01	2,64	-6	-25	3,3
51	0,23	-	9,20	0,40	-	-	24,0	-
50	0,49	28	10,84	0,74	2,20	0,021	29,0	-
45	0,68	27	7,67	0,65	1,70	0,061	14,0	-
48	0,45	27	7,63	0,68	1,80	0,016	32,2	54,6
45	0,10	26	4,26	0,53	1,50	0,011	28,7	53,8
52	0,30	-	9,50	3,40	4,02	0,120	20,9	46,4
51	0,47	26	2,49	0,25	0,65	0,015	30,2	57,6
50	0,41	20	0,55	Сл.	0,14	0,046	52,0	76,2
нефть (1991 г.)
54	0,67	-	16,8	-	1,2	0,30	31,3	59,9
нефть (1992 г.)
61	0,67	-	5,3	0,4	1,71	0,02	33,96	62,2

Таблица 3

Групповой углеводородный состав фракций нефти (скв. №4), выкипающих до 200 °С

Темп-ра отбора, °С	Выход на нефть, %			Содержаниеуглеводородов, %
				ароматических	нафтеновых	парафиновых
Н. к. -62	1,9	0,6733	1,3820	0	27,0	73,01
62-95	3,4	0,7220	1,4090	3	54,0	43,0
95-122	3,5	0,7480	1,4180	5	50,0	45,0
122-150	4,1	0,7700	1,4280	9	47,0	44,0
150-200	7,7	0,7950	1,4430	16	44,0	40,0

Таблица 4

Потенциальное содержание фракций, %

Температура отбора, °С	Нефть из скважины № 4	Товарная нефть (1991г.)	Товарная нефть (1992г.)
1	2	3	4
60	2,0	1,7	5,06
70	2,6	-	-
80	3,6	8,6 (85 єС)	7,50
90	4,8	-	-
100	6,2	11,9	12,73
110	7,4	13,9	15,01
120	8,8	16,0	17,08
130	10,4	17,2	19,44
140	12,0	19,3	21,56
150	13,2	21,5	24,07
160	14,8	23,6	26,25
170	16,4	25,5	28,60
180	18,0	27,9	30,62
190	19,5	29,1	32,37
200	20,9	31,3	33,97
210	22,4	32,5	35,45
220	24,1	34,1	37,04
230	25,7	36,3	39,12
240	27,6	38,8	41,35
250	29,2	41,4	43,35
260	30,9	42,1	45,53
270	32,6	43,0	47,52
280	34,4	44,4	49,50
290	36,2	46,6	51,30
300	38,0	47,5	52,94
310	39,6	49,4	54,73
320	41,4	51,8	57,00
330	43,2	53,8	58,47
340	44,8	58,2	60,03
350	46,4	59,9	62,20
360	48,2	60,4	63,92
370	50,1	62,2	65,67
380	52,0	64,2	67,15
390	54,0	65,8	68,90
400	56,2	68,2	70,80
410	58,2	70,1	Остаток выше 400 29,20
420	60,2	71,2
430	62,2	74,0
440	64,2	75,6
450	65,8	77,1
460	67,4	77,9
470	69,2	79,7
480	71,0	81,6
490	72,0	83,3
500	74,6	84,1
Остаток	25,4	15,9
		Газ 1

Таблица 5

Характеристика дизельных топлив и их компонентов из нефти (скв. № 4)

Темп-ра отбора,°С	Выход на нефть, %	с204	н 20 , мм 2/с	н 50 , мм2/с	Температура, °С	Содержание серы, %	Кислостность, мг КОН на 100 мл топлива
					помутнения	застывания
150-350	33,2	0,8330	3,91	2,03	-21	-31	0,06	2,81
180-350	28,4	0,8400	4,96	2,53	-17	-21	0,07	-
200-350	25,5	0,8440	5,70	2,63	-16	-19	0,08	-
230-350	20,7	0,8490	7,00	4,40	-11	-16	-	-
240-350	18,8	8522	7,60	4,60	-10	-15	0,09	4,04
Фракционныйсостав,°С, при	Анилиновая точка, °С	Дизельный индекс	Цетановое число
10%	50%	90%	98%
196	260	320	330	58,4	51,0	46,0
225	271	320	332	59,6	50,0	47,0
244	280	326	333	72,4	-	50,0
-	-	-	-	-	-	-
273	288	314	33258,4	74,2	56,0	52,0



Нефть Жанажола малосернистая, парафиновая, с высоким содержанием топливных и масляных фракций. Фракции н. к.- 120 и н,к- 150 °С отвечают требованиям ГОСТа 1012-72 на авиабензин Б-70, другие бензиновые фракции могут служить прямогонными компонентами реактивных топлив или растворителями для лакокрасочной промышленности. Во всех фракциях до 200 °С отсутствует сера.

Керосиновые фракции в интервале 160-260 °С имеют высокую температуру начала кристаллизации и утяжеленный фракционный состав. Фракции 150-280 °С соответствует ГОСТу на осветительный керосин КО-20.

Таблица 6

Характеристика остатков нефти (скв. № 4)

Темп-ра отбора,°С	Выход на нефть, %	Плотность при 20 °С	н 50 , мм 2/с	н 80 , мм2/с	Температура, °С	Содержание серы, %	Коксуемость, %
					застывания	вспышки
300	62,0	0,9205	11,631	3,601	15	208	0,40	6,60
350	53,6	0,9320	23,00	7,20	19	246	0,43	8,10
400	43,8	0,9440	-	13,90	21	290	0,49	10,10
450	34,2	0,9555	-	22,30	24	332	0,60	12,80
500	25,4	0,9657	-	-	27	350	0,75	15,94

Таблица 7

Физико-химическая характеристика газовых бензинов

Показатели	Сепаратор
	С-402	С-302
1	2	3
с204	0,6868	0,7116
Содержание, %:
серы общей	0,40	0,39
сероводорода	0,007	0,038
серы меркаптановой	0,165	0,141
Йодное число, гI2 на 100 г	1,26	1,34
Кислотность, мг КОН на 100 мл	0,93	1,24
Октановое число в чистом виде	59,2	53,0
Содержание углеводородов, %:
ароматических	6,08	6,07
непредельных	0,51	0,55
нафтеновых	28,24	24,95
парафиновых	65,17	68,43
Фракционный состав по ГОСТу 2177-82, ,°С, при:
н.к	31	40
5%	43	54
10%	50	64
30%	69	87
50%	88	108
70%	109	129
80%	125	143
90%	152	165
95%		179
н.к	176	187
Выход, %	96	98

Дизельные дистилляты имеют высокие температуры застывания и невысокие значения дизельных индексов. Без депарафинизации они могут служить топливом марки ДЛ по ГОСТу 4749-73.

При депарафинизации фракций 240-350 °С получены 15,4 % (на фракцию) жидких парафинов, при этом температуре застывания фракции снижается от минус 15 до минус 59°С.

Широкая масляная фракция 350-450°С нефти (скв. № 4) после депарафинизации имеет температуру застывания минус 21°С; ИВ равен 62. Индекс вязкости масел из фракции 350-450 °С после селективной очистки (84%) также невысокий и равен 68.

Температура застывания минус 22 °С, кинематическая вязкость при 50°С 25,13 мм²/с, выход 16,4 % (на нефть). Общий выход дистиллятных базовых масел с ИВ, равным 30-68, составляет 23,8 %, высокие индексы вязкости (89-93) имеет лишь парафино-нафтеновая часть дистиллятных фракций.

Остаточные масла, содержащие только парафино-нафтеновую часть, а такжеI, II и частично IV группы арамотических углеводородов, имеют индексы вязкости 83,71 и 61 и температуры застывания минус 17°С(для I группы) и минус 18 °С (для II и IV групп) [7].

2.2 Физико-химическая характеристика нефти месторождения Кенкияк

Месторождение открыто в 1959 г., введено в эксплуатацию в 1968 г. Месторождение расположено в центральной части Жаркамысско-Енбекской зоны нефтегазонакопления.

Температура пласта 20єС, газовый фактор 4,6 м3/т, плотность нефти в пластовых условиях 0,909 г/см3, средняя вязкость 145 сП. Надсолевые нефти в юрских к нижнетриасовым горизонтам изменяется от 0,917 до 0,813. Физико-химические свойства надсолевыхнефтей приведены в табл.9НГДУ «Кенкиякнефть» было проведено определение фракционного состава нефти (по Энглеру), в результате чего получены следующие данные:

Таблица 8

Определение фракционного состава нефти (по Энглеру)

Температура отгона, єС	Кол-во отогнанной нефти, %	Температура отгона, єС	Кол-во отогнанной нефти, %
Н.к.-130 єС
180	1,5	260	10,0
190	-	270	-
200	2,53	280	14,5
210	-	290	-
220	4,0	300	21,5
230	-	Общий выход	22,5
240	7,0	Остаток и потери, %	77,5

Ряд характеристик фракций надсолевыхнефтей дан в табл.10-12.

Промышленная нефтегазонасосность в 1971 г.установлена и в подсолевых отложениях, в которых выделены два этажа нефтеносности-каменноугольный и нижнепермский.

Бензиновые фракции являются лишь компонентами автомобильных бензинов, могут служить для промышленно-технических целей и в качестве бензинов-растворителей в лакокрасочной промышленности.

Легкие керосиновые фракции отвечают требованиям ГОСТа на реактивные топлива, керосиновые дистилляты удовлетворяют требованиям технических норм на осветительный керосин.

Дизельные дистилляты без депарафинизации могут быть использованы как летнее дизельное топлива, а также могут служить компонентами дизельного арктического и зимнего топлива.

Из юрской нефти можно получать базовые дистиллятные и остаточные масла без депарафинизации.

Масляные дистилляты из нефти других горизонтов после депарафинизации могут использоваться как индустриальные масла общего назначения с достаточно высокими индексами вязкости [7].



Таблица 9

Общая характеристика нефти

Горизонт	Интервал,м	№скважины		М	Вязкость, /с, при:	Температура застывания,	Темп-ра вспышки в закры-том тигле,
					20	50	с обработ-кой	без обра-ботки
Юрский	268-262	11	0,9083	381	188,0	37,98	-39	-29	-35
Юрский	-	12	0,9170	-	-	46,65	-44	-34	-
Юрский	320-304	15	0,9134	-	-	37,95	-42	-39	-

Таблица 10

Элементный состав сырья для деструктивных процессов,

Остаток после отбора фракций до темп-ры, є С	С	Н	О	S	N
Нефть нижнетриасового горизонта
350 450 500	86.75 86.80 86.90	12.10 11.70 11.32	0.16 0.25 0.36	0.72 0.82 0.90	0.27 0.43 0.52
Нефть VIII горизонта
350 450 490	86,16 86,20 86,23	12,86 12,65 12,52	0,25 0,19 0,11	0,59 0,80 1,10	0,14 0,20 0,24

Таблица 11

Характеристика дизельных топлив и их компонентов

Темп-ра отбора,°С	Выход на нефть, %	Цетановое число	Дизельный индекс	Температура °С
				10 %	50%	90%	98 %
Нефть юрского
150-330	24,3	-	46,0	195	235	306	314	0,8640
150-340	26,8	-	46,7	197	246	310	320	0,8670
150-350	29,2	-	47,0	200	260	320	332	0,8772
н 20 , мм 2/с	н 50 , мм2/с	Температура, °С	Содержание серы, %	Кислостность, мг КОН на 100 мл топлива
		застывания	помутнения	вспышки
5,62	2,28	Ниже -60	Ниже -60	Ниже-60	Менее 0,1	3,02
6,50	2,85	Ниже -60	Ниже -60	62	Менее 0,1	3,37
7,20	3,00	Ниже -60	Ниже -60	66	Менее 0,1	3,50

Таблица 12

Характеристика мазута и остатков

Продукт	Выход на нефть				Темп-ра,	Содержание серы,	Коксуемость,
					застывания	вспы-шки
Нефть нижнетриасового горизонта
Мазут флотский Ф-12	92,8	0,9118	12,00	-	-19	135	0,58	6,92
Мазут топочный: 40 100 200	81,7 75,2 70,4	0,9276 0,9374 0,9446	8,00 15,50 25,30	3,40 4,70 6,50	-4 5 11	173 200 220	0,63 0,66 0,69	8,35 9,28 9,98
Остаток, выше: 300 350 400 450 500	71,9 64,4 56,2 48,2 40,1	0,9422 0,9535 0,9632 0,9745 0,9931	22,20 45,00 79,20 - -	5,93 11,40 24,40 54,40 211,9	10 19 30 37 41	214 245 280 315 346	0,68 0,72 0,77 0,82 0,90	9,72 10,98 12,83 14,96 17,10



2.3 Физико-химическая характеристика смеси Жанажол-Кенкияк

Таблица 13

Физико-химическая характеристика смеси Жанажол - Кенкияк

Жанажол-Кенкияк 80:20 Фракционный состав:	Жанажол	Кенкияк	Смесь
	0,8586	0,9083	0,86854
/ с	25,01	188,0	13,652
/ с	7,57	37,98	57,608
Содержание серы, %	0,3	0,63	0,366
Содержание парафина, %	2,94	1,13	2,578
Коксуемость остатков	5,41	17,10	7,748
ИВ (350-500 °С)	45,04	28,25	41,682
Содержание смол, %	9,5	26	12,8
Содержание асфальтенов, %	0,34	0,27	2,774
Содержание ароматических углеводородов, %	33	46,3	35,66
Содержание изомеров, %	32,12	167,6	59,216
Газ	2	0	1,6
Бензиновая фракция (н.к. - 180 °С)	16	1,5	8,69
Керосиновая фракция (180 - 240 °С)	9,6	5,5	7,02
Дизельная фракция (240 - 350 °С)	18,8	15	20,81
Вакуумный дистиллят (350 - 500 °С)	28,2	0	29,58
Гудрон (выше 500°С)	25,4	78	33,16

Таблица 14

Шифр смеси нефти Жанажол - Кенкияк

Класс	Тип	Группа	Подгруппа	Вид
II	T3	М1	И2	П2
0,366	40,14	28,2	41,682	2,578



2.4 Описания поточной схемы

Заводы с такой схемой переработки имеют в своем составе установки, на которых с помощью различных деструктивных и каталитических процессов можно получить дополнительные количества светлых нефтепродуктов.

Первичная переработка нефти проводится на установке АВТ.

Помимо атмосферных дистиллятов на этой установке получают вакуумный дистиллят - фракцию (350°С - 500°С) и гудрон.

Газовые потоки установок первичной перегонки нефти каталитическогориформинга перерабатываются на газофракционирующей установке.

При этом получают товарные сжиженные газы: пропан, бутан, изобутан. Атмосферные дистилляты, бензиновый, дизельный, перерабатываются так же, как и на заводе с неглубокой переработки нефти.

Вакуумный дистиллят направляется на установку каталитического крекинга.

При каталитическом крекинге получают газ, бензин, легкий газойль и сырье для технического углерода.

Газ направляется на ГФУ, бензин используется как компонент товарного, автомобильного бензина, а легкий газойль используется как компонент дизельного топлива.

Гудрон подвергается переработке с применением установки замедленного коксования.

Газовые потоки установок каталитического крекинга и установки замедленного коксования содержит непредельные углеводороды и поэтому перерабатываются отдельно от газовых потоков первичной перегонки и риформинга.

Выделенные газы этих потоков пропан-пропиленовая и бутан-бутиленовая фракции используется для получения дополнительных количеств высококачественного бензина методом алкилирования.

Бензин-алкилат является наилучшим легким компонентом для получения товарных бензинов на базе катализатариформинга [8].

2.5 Расчет материальных балансов входящих в поточную схему

Таблица 15

Материальный баланс электрообессоливающей установки

№	Наименование	Выход
		%	т/г	т/сутки	кг/час
1.	Поступило Нефть сырая Втомчисле вода и соли	100,2 (0,2)	6000000	17647,059	735294,118
2.	Вода свежая или конденсат	5,0	299401,19	880,59	36691,32
	Всего:	105,2	6299401,19	18527,65	771985,44
1.	Получено Нефть обессоленная	99,8	5976047,91	17576,61	732358,81
2.	Соляной раствор	5,4	323353,29	951,04	39626,62
	Всего:	105,2	6299401,19	18527,65	771985,44

Таблица 16

Материальный баланс установки атмосферно-вакуумной трубчатки

№	Найменование	Выход
		%	т/г	т/сутки	кг/час
1.	Поступило Нефть обессоленная	100	5976047,9	17576,61	732358,81
	Всего:	100	5976047,9	17576,61	732358,81
1.	Получено Газ	1,6	95616,77	281,23	11717,74
2.	н.к -62	1,8	107568,86	316,38	13182,46
3.	н.к 62-180	11,3	675293,41	1986,16	82759,54
4.	Керосиновая фракция	8,78	524697,01	1543,23	64301,10
5.	Дизельная топлива	18,04	1078079,04	3170,82	132,117,53
6.	Вакуумный дистиллят	22,56	1348196,41	3965,28	165220,15
7.	Гудрон	35,92	2146596,41	6313,52	263063,28
	Всего:	100	5976047,9	17576,61	732358,81

Таблица 17

Материальный баланс установка изомеризации

№	Найменование	Выход
		%	т/г	т/сутки	кг/час
1.	Поступило Сырье (н.к -62)	100	107568,86	316,38	13182,46
2.	Н2	0,8	860,55	2,5310	105,46
	Всего:	100,8	108429,41	318,91	13287,92
1.	Получено Сухой газ	1,6	1721,101	5,0620	41,66717
2.	Сжиженный газ	16,8	18071,57	53,151	2214,65
3.	Изомеризат	82,4	88636,74	260,69	10862,34
	Всего:	100,8	108429,41	318,91	13287,92

Таблица 18

Материальный баланс установка каталитическогориформинга

№	Найменование	Выход
		%	т/г	т/сутки	кг/час
1.	Поступило н.к 62-180	100	675293,41	1986,16	82756,54
	Всего:	100	675293,41	1986,16	82756,54
1.	Получено Углеводородный газ	10	67529,34	198,61	8275,65
2.	Головка стабилизации	4,5	30388,20	89,37	3724,04
3.	Катализат	83,7	565220,58	1662,41	69267,23
4.	Водород содержащий газ	1,8	12155,28	35,750	1489,62
	Всего	100	675293,41	1986,16	82756,54



Таблица 19

Материальный баланс установка экстракции ароматических углеводородов

№	Найменование	Выход
		%	т/г	т/сутки	кг/час
1.	Поступило Катализат	100	565220,58	1662,41	69267,23
	Всего:	100	565220,58	1662,41	69267,23
1.	Получено Бензин	9,3	52565,52	154,60	6441,85
2.	Толуол	14,4	8139,77	24,822	1034,28
3.	Суммарный ксилол	17,2	97217,94	285,93	11913,96
4.	Ароматический углеводород	6,4	36174,12	106,39	4433,10
5.	Рафинат	52,7	297871,25	876,09	36503,75
	Всего:	100	565220,58	1662,41	69267,23

Таблица 20

Материальный баланс установка газофракционирующей установки непредельных углеводородов.

№	Найменование	Выход
		%	т/г	т/сутки	кг/час
1.	Поступило Газ (АВТ)		95616,77	281,23	11717,74
2.	Головка стабилизации (КР)		30388,20	89,377	3724,04
3.	Углеводородный газ (КР)		67529,34	198,61	8275,65
	Всего:	100	107434,31	315,98	13165,96
1.	Получено Сухой газ	4,8	5156,85	15,167	631,966
2.	Пропановая фракция	24,5	26321,41	77,415	3225,66
3.	Изобутановая фракция	14,6	15685,41	46,133	1922,23
4.	Бутановая фракция	36,8	39535,83	116,28	4845,07
5.	и выше	19,3	20734,82	60,984	2541,03
	Всего:	100	107434,31	315,98	13165,96

Таблица 21

Материальный баланс установка депарафинизации

№	Найменование	Выход
		%	т/г	т/сутки	кг/час
1	2	3	4	5
1.	Поступило Дизельная фракция (240 - 350 °С)		1078079,04	3170,82	32117,52
	Всего:	100	1078079,04	3170,82	32117,52
2.	Получено Жидкий парафин	18	194054,23	570,747	23,781,15
2.	Денормализат	82	884024,78	2600,07	108336,27
	Всего:	100	1078079,04	3170,82	132117,52

Таблица 22

Материальный баланс установки каталитического крекинга

№	Найменование	Выход
		%	т/г	т/сутки	кг/час
1.	Поступило Вакуумный дистиллят (350 - 488 °С)		714635,73	2102,868	87577,908
	Всего:	100	714635,73	2102,868	87577,908
1.	Получено УВ газ и головка стабилизации	17,3	233237,98	685,994	28583,08
2.	Бензин	43,2	582420,85	1713,00	71375,10
3.	Легкий газойль	12,6	169872,75	499,62	20817,74
4.	Сырье для ТУ	10,0	134819,64	396,53	16522,01
5.	Тяжелый газойль	11,6	156390,78	459,97	19165,53
6.	Кокс выжигаемый	5,3	71454,41	210,16	8756,66
	Всего:	100	714635,73	2102,868	87577,908

Таблица 23

Материальный баланс установка термического крекинга

№	Найменование	Выход
		%	т/г	т/сутки	кг/час
1.	Поступило Гудрон		2146596,41	6313,52	263063,28
	Всего:	100	2146596,41	6313,52	263063,28
1.	Получено Углеводородный газ	2,5	53665	157,84	6576,59
2.	Головка стабилизации	3,4	72984,27	214,66	8944,15
3.	Крекинг - бензин	14,2	304816,70	896,51	37354,98
4.	Керосино - газойлевое фракция	3,9	83716,26	246,22	10259,34
5.	Крекинг остаток	76,0	1631413,27	4798,27	199928,09
	Всего:	100	2146596,41	6313,52	26063,28

Таблица 24

Материальный баланс установка газофракционирование не предельных газов

№	Найменование	Выход
		%	т/г	т/сутки	кг/час
1.	Поступило Головка стабилизации		126649,27	372,49	15520,74
2.	УВ газ и головка стабилизации		233237,98	685,99	28583,08
	Всего:	100	359887,25	1058,49	44103,82
1.	Поступило Сух газ	30,5	109765,611	322,84	13451,67
2.	Пропан-пропиленовая фракция	25,5	91771,25	269,91	11246,47
3.	Бутан бутиленовая фракция	37,5	134957,71	396,93	16538,93
4.	С5 и выше	6,5	23392,67	68,801	2866,74
	Всего:	100	359887,25	1058,49	44103,82

Таблица 25

Материальный баланс установки алкилирования

№	Найменование	Выход
		%	т/г	т/сутки	кг/час
1.	Поступило Пропан-пропиленовая фракция		91771,25	269,91	11246,47
2.	Бутан бутиленовая фракция		134957,71	396,93	16538,93
3.	Изобутановая фракция		26321,41	77,415	3225,66
	Всего:	100	253050,37	769,26	32052,74
1.	Получено Легкий алкилат	69,5	175870,01	517,26	21552,69
2.	Тяжелый алкилат	5,9	14929,97	43,911	1829,65
3.	Пропан	14,0	35427,06	104,19	45234,62
4.	Отработанная бутан- бутиленовая фракция	10,6	26823,34	78,892	3287,17
	Всего:	100	253050,37	769,26	32052,74

Таблица 26

Материальный баланс станции смешения дизельного топлива