Проект установки гидрокрекинга вакуумного газойля

    В отпарной колонне К-1 происходит стабилизация жидкой фазы с сепаратора низкого давления С-3, где происходит отпарка сероводорода и легких газов (кислый газ) за счет подачи перегретого пара в куб колонны К-1. Отпаренный кислый газ с верха колонны поступает в воздушный холодильник ВХ-2, где охлаждается до температуры 51°С и поступает в емкость орошения С-5. Из емкости С-5 углеводородный неочищенный газ поступает на очистку.

    Нестабильный  бензин с емкости орошения С-5 поступает на прием насоса Н-4. От насоса Н-4 нестабильный бензин подается на орошение в отпарную колонну К-1 на 1-ую тарелку, а балансовый избыток по уровню в емкости С-5 выводится с установки. Жидкая фаза – кислая вода – с емкости орошения С-5 далее поступает на очистку.

    Стабильный  продукт с низа отпарной колонны  К-1 поступает на прием насоса Н-3. От насоса Н-3 кубовый продукт проходит трубное пространство теплообменника Т-5, где нагревает жидкую фазу с сепаратора низкого давления С-3 и далее с температурой 107^оС поступает на прием насоса Н-5. 

    2.2.5. Секция фракционирующей колонны. Стабильный продукт после насоса Н-5 нагревается в теплообменнике Т-6 циркуляционным орошением колонны К-2, в теплообменнике Т-7 остатком колонны К-2, поступает в печь П-2 и далее в колонну К-2.

    Сырье поступает в печь двумя потоками. В печи П-2 осуществляется перегрев поступающего на установку пара для  использования в технологических  целях в колоннах К-2 и К-4. После печи П-2 стабильный продукт направляется в куб колонны К-2. Из зоны ввода сырья пары бензина, керосиновой и дизельной фракций поступают вверх колонны.

    Пары  дизельной фракции конденсируются циркуляционным орошением и дизельная фракция отбирается с 20-ой тарелки. Пары керосиновой фракции поступают выше и конденсируются острым орошением. Пары бензина уходят сверху колонны и поступают в воздушный холодильник ВХ-3, где полностью конденсируются. Охлажденная смесь углеводородов и воды из конденсатора ВХ-3 поступает в сепаратор орошения С-6.

    В сепараторе С-6 происходит разделение бензина и воды. При правильной работе стабилизационной колонны и конденсатора ВХ-3 предполагается полная конденсация паров, уходящих сверху К-2, в ином случае в сепараторе может появляться свободный газ. В этом случае для стабильной работы колонны К-2 давление в сепараторе сбрасывается с помощью клапана-регулятора на факел. Кислая вода из сепаратора С-6 выводится с установки на очистку.

    Бензин  из сепаратора С-6 забирается насосом  Н-6 и подается как орошение в колонну  К-2. Балансовый избыток бензина насосом Н-6 по уровню в сепараторе С-6 выводится через воздушный холодильник ВХ-4 на установку каталитического риформинга.

    С восьмой тарелки колонны К-2 отбирается керосиновая фракция, которая направляется в отпарную тарельчатую колонну (стриппинг) К-3, где из нее удаляются легкие компоненты. Пары сверху отпарной колонны К-3 возвращаются в колонну К-1. Из отпарной колонны К-3 керосин отбирается насосом Н-7, охлаждается в воздушном холодильнике ВХ-5 и выводится как товарный продукт с установки.

    С двадцатой тарелки колонны К-2 отбирается дизельное топливо, которое  направляется в отпарную колонну (стриппинг) К-4, где удаляются легкие компоненты при помощи перегретого пара. Отпаренные легкие углеводороды сверху стриппинга К-4 возвращаются в колонну К-2. Из стриппинга К-4 дизельное топливо забирается насосом Н-8, охлаждается в воздушном холодильнике ВХ-6 и выводится как товарный продукт с установки.

    Конденсация дизельной фракции в колонне  К-2 обеспечивается циркуляционным орошением (при помощи насоса Н-9). Дизельная фракция забирается с двадцатой тарелки К-2, охлаждается в теплообменнике Т-6 и возвращается на 18-ую тарелку колонны К-2. Часть дизельного топлива после насоса Н-9 без охлаждения направляется в колонну К-2 над 21-ой тарелкой в качестве орошения нижней части колонны.

    В куб колонны К-2 подается перегретый пар для снижения остаточного  содержания дизельного топлива в нижнем продукте (остаточном продукте ГК). Остаточный продукт ГК из колонны К-2 поступает на прием насоса Н-10, прокачивается через рибойлер Т-8, нагревает сырье в теплообменнике Т-7, охлаждается в воздушном холодильнике ВХ-7 и выводится с установки. Часть остаточного продукта ГК после рибойлера Т-8 возвращается в печь П-2.

    Выбор именно такой технологической схемы  обусловлен следующими преимуществами: она особенно хорошо подходит для целей производства высококачественных среднедистиллятных топливных компонентов с низким содержанием серы азота и может быть объединена с достижением синергетического эффекта с другими процессами конверсии, в частности с каталитическим крекингом в псевдоожиженном слое (FCC), пиролизом и коксованием; обладает наименьшей стоимостью, максимальной производительность по сырью (до 3-3,5 млн. т. в год); возможностью переработки очень тяжелого сырья с высокой температурой кипения; выработкой качественного кубового продукта для дальнейшего использования на других установках. 

    2.3. Расчет материального и теплового  балансов 

    2.3.1. Расчет материального баланса 

    Цель  расчета материального баланса  – определение расходных коэффициентов  сырья, вспомогательных материалов, полупродуктов установки гидрокрекинга.

    На  рис. 2.2. представлена блок-схема материальных потоков установки гидрокрекинга.

    Наименование  потоков:

    G₁ – тяжелый вакуумный газойль (ТВГ), кг/ч;

    G₂ – ТВГ + водородсодержащий газ (ГСС), кг/ч;

    G₃ – газопаровая смесь (ГПС) из Р-1, кг/ч;

    G₄ – ГПС + водородсодержащий газ (ВСГ) в Р-2, кг/ч;

    G₅ – ГПС из Р-2, кг/ч;

    G₆ – промывная вода, кг/ч;

    G₇ – продуктовая смесь + вода + ВСГ, кг/ч;

    G₈ – продуктовая смесь + вода, кг/ч;

    G₉ – ВСГ в КЦ, кг/ч;

    G₁₀ – свежий ВСГ, кг/ч;

    G₁₁ – свежий + рециркулирующий ВСГ, кг/ч;

    G₁₂ – ВСГ на смешение с ГПС из Р-1, кг/ч;

    G₁₃ – ВСГ на смешение с ТВГ, кг/ч;

    G₁₄ – кислый газ на очистку, кг/ч;

    G₁₅ – кислая вода на очистку, кг/ч;

    G₁₆ – нестабильный продукт, кг/ч;

    G₁₇ – водяной пар, кг/ч;

    G₁₈ – нестабильный бензин + Н₂S + Н₂О, кг/ч;

    G₁₉ – кислый газ на очистку, кг/ч;

    G₂₀ – кислая вода на очистку, кг/ч;

    G₂₁ – нестабильный бензин, кг/ч;

    G₂₂ – нестабильный бензин с установки, кг/ч;

    G₂₃ – нестабильный бензин на орошение, кг/ч;

    G₂₄ – стабильный продукт, кг/ч;

    G₂₅ – водяной пар, кг/ч;

 

    

    Блок-схема  материальных потоков

 
 

    Р-1 – реактор гидроочистки; Р-2 –  реактор гидрокрекинга; КЦ – компрессор водородсодержащего газа; С-2 – сепаратор высокого давления; С-3 – сепаратор низкого давления; К-1 – стабилизационная колонна; С-5, С-6 – сепараторы; К-2 – фракционирующая колонна

    Рис. 2.2.

 

    

    G₂₆ – керосин с установки, кг/ч;

    G₂₇ – дизтопливо с установки, кг/ч;

    G₂₈ – тяжелый остаток с установки, кг/ч;

    G₂₉ – бензин + углеводородный газ + Н₂S + Н₂О, кг/ч;

    G₃₀ – углеводородный газ, кг/ч;

    G₃₁ – кислая вода на очистку, кг/ч;

    G₃₂ – бензин с установки, кг/ч; 

    В табл. 2.3. приведён состав (в % мас.) материальных потоков установки гидрокрекинга. 

    Исходные  данные для расчета материального  баланса:

1. Производительность установки по сырью составляет 900000 т/год;

2. Эффективный фонд времени работы оборудования (Тэф) – 8000 ч/год;

3. Cодержание Н₂ в рециркулирующем ВСГ 43,95% мас.;

4. Выходы веществ в реакторе гидроочистки составляют (в % мас. от сырья):

В₁(H₂O)=0,003%; B₁(NH₃)=0,229%; B₁(H₂S)=1,58%; B₁(CH₄)=0,041%; B₁(C₂H₆)= =0,57%; B₁(C₃H₈)=0,17%; B₁(i-C₄H₁₀)=0,3%; B₁(n-C₄H₁₀)=0,18%; B₁(i-C₅H₁₂)=0,3%; B₁(n-C₅H₁₂)=0,14%; B₁(2-МП)=0,25%; B₁(n-C₆H₁₄)=0,1%; B₁(МЦП)=0,12%; B₁(ЦГ)= =0,034%; B₁(бензол)=0,017%; B₁(л.б.)=3,09%; B₁(т.б.)=1,09%; B₁(кер.)=1,77%; B₁(ДТ)=3,01%; B₁(т.о.)=3,88% /28, с. 32-33/;

5. Количество  Н₂, подаваемого на реакцию гидроочистки – 14,03% мас. от сырья, количество расходуемого в реакции гидроочистки Н₂ – 10,25% /28, с. 70/;

6. Количество ВСГ, подаваемого на смешение с ГПС после Р-1 – 5,12% мас. от ГПС (G₃), количество расходуемого в реакции гидрокрекинга Н₂ – 6,56% (от общего количества Н₂) (рис. 2.3) /1, с. 272/;

7. Выходы веществ  в реакторе гидрокрекинга составляют (в % мас. от сырья):

В₂(H₂O)=0,02%; B₂(CH₄)=0,29%; B₂(C₂H₆)=2,58%; B₂(C₃H₈)=1,23%; B₂(i-C₄H₁₀)= =2,08%; B₂(n-C₄H₁₀)=1,31%; B₂(i-C₅H₁₂)=2,13%; B₂(n-C₅H₁₂)=1%; B₂(2-МП)=1,74%; B₂(n-C₆H₁₄)=0,75%; B₂(МЦП)=0,67%; B₂(ЦГ)=0,24%; B₂(бензол)=0,19%; B₂(л.б.)= =21,4%; B₂(т.б.)=7,56%; B₂(кер.)=12,21%; B₂(ДТ)=20,83%; B₂(т.о.)=26,88% /3, с. 257/;

8. Соотношение  промывная вода : ГПС = 1:16;

9. Соотношение  в колонне К-1 пар : нестабильный  продукт (G₁₆) = 1:60;

10. Флегмовое число колонны К-1 (G₂₃/G₂₂) – 1,98;

11. Соотношение в колонне К-2 пар : стабильный продукт (G₂₄) = 1:42;

12. В колонне К-2 происходит полное разделение поступившей смеси;

13. В сепараторе С-6 происходит полное разделение на газообразную, водную и органическую фазы. 

    Определяем  часовую производительность по исходному сырью (Пч) согласно формуле 3.1.

        Пч = Пг/Тэф,      (2.1)

где Пг – годовая производительность установки по сырью, т/год;

      Тэф – эффективный фонд времени работы оборудования, ч.

 

       Таблица 2.3

  Состав (в % мас.) материальных потоков  установки гидрокрекинга

Компонент/поток	G1	G6	G8	G9	G10	G11	G12	G13	G14	G15	G16	G17	G19
H2О		100	7,75	0,43		0,4	0,4	0,4	1,09	92,13	0,02	100	0,44
NH3			0,2	0,011		0,011	0,011	0,011	0,02	2,45
H2S			1,42	11,86		11,04	11,04	11,04	21,3	5,31	0,86		25,73
H2			0,13	39,91	98,41	43,95	43,95	43,95	12,42		0,015		1,15
CH4			0,27	18,21	0,59	17	17	17	17,07		0,13		16,6
C2H6			0,35	6,65		6,19	6,19	6,19	10,05		0,29		0,07
C3H8			1,1	7,72		7,19	7,19	7,19	13,1		1,08		17,22
i-C4H10			1,86	6,07		5,65	5,65	5,65	10,31		1,95		16,4
n-C4H10			1,17	2,88		2,68	2,68	2,68	4,98		1,24		7,96
i-C5H12			1,91	2,2		2,05	2,05	2,05	3,71		2,06		6,19
n-C5H12			0,89	0,81		0,75	0,75	0,75	1,35		0,97		2,31
2-метилпентан			1,56	0,69		0,64	0,64	0,64	1,18		1,7		1,83
n-C6H14			0,67	0,22		0,21	0,21	0,21	0,33		0,73		0,56
Метилциклопен-тан			0,75	0,23		0,22	0,22	0,22	0,38		0,82		0,51
Циклогексан			0,21	0,06		0,05	0,05	0,05	0,08		0,23		0,1
Бензол			0,17	0,06		0,05	0,05	0,05	0,08		0,18		0,13
Сырье (ТВГ)	100
Легкий  бензин			19,11	1,72		1,6	1,6	1,6	2,7		21,05		1,83
Тяжелый бензин			6,75	0,1		0,09	0,09	0,09	0,16		7,45
Керосин			10,91								12,03
Дизельная фр.			18,61								20,52
Неконв. (тяж.ост.)			24,01								26,48
ИТОГО:	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100	100