МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования
«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
УТВЕРЖДАЮ
Директор ИШПР
«
»
А.С. Боев
2017 г.
Е.М. Юрьев
Расчет показателей установки переработки углеводородных газов на НПЗ
Методические указания к выполнению лабораторной работы
по курсу «Технология переработки углеводородных газов» для студентов
I курса, обучающихся по программе подготовки магистров 18.04.01 —
«Химическая технология топлива и газа»
Издательство
Томского политехнического университета
2017
Цель работы.
Провести расчеты материального баланса комплекса по переработке газов,
определить расходы основных продуктов комплекса и вспомогательных материалов.
Основные сведения.
Комплекс переработки газовых рефлюксов предназначен для смешения
рефлюксов первичных и вторичных процессов НПЗ и переработки их в единой
технологической линии. Комплекс включает в себя основные установки: аминной очистки газового сырья, фракционирования газов, производства серы и
производства водорода – а также ряд вспомогательных, как то смесители и т.д.
Блок-схема комплекса, детализированная для расчетов данной работы, приведена на рис. 1.
VIII
V
3
VI
I
II
IV
X
5
IX
2
XI
1
6
XII
III
VII
4
XIII
Рисунок 1 - Блок-схема комплекса переработки газовых рефлюксов
1 — смеситель газовых рефлюксов; 2 — абсорбер установки аминной очистки газов;
3 — колонна деэтанизации; 4 — десорбер установки аминной очистки газов; 5 —
установка производства Н2; 6 — установка производства серы по процессу Клауса
Описание аппаратов.
1. Смеситель газовых рефлюксов.
В смесителе происходит смешение газовых рефлюксов процессов риформинга, гидроочистки и первичной перегонки нефти. Газовые рефлюксы — газо-
2
образные смеси, получаемые при разделении продуктов вторичных процессов
переработки нефти (крекинг, риформинг и др.). На НПЗ газообразные продукты
всех вторичных процессов смешиваются для последующей очистки и фракционирования. Эти газы содержат углеводороды, водород и сероводород.
2. Абсорбер установки аминной очистки газов.
В абсорбере происходит извлечение сероводорода из смеси углеводородных газов нисходящим потоком раствора диэтаноламина (ДЭА) в воде. Регенерированный раствор ДЭА входит в абсорбер сверху аппарата. В расчетах принимаем, что степень насыщения ДЭА составляет 0,5 моль/моль, т.е. 1 моль ДЭА
поглощает 0,5 моль сероводорода. Принимаем, что сероводород извлекается
амином полностью, амин не растворяет углеводородные газы. Концентрация
ДЭА в водном растворе — 25 % масс.
3. Колонна деэтанизации.
В колонне происходит разделение очищенной от H2S смеси водорода и углеводородных газов на этановую и пропан-бутановую фракции. Примем, что
степень извлечения (степень конденсации) составляет (по массе): для водорода
– 0 %; для этана — 40 %; для пропана — 78 %; для бутанов — 98 %. Пропанбутановая фракция используется в дальнейшем для приготовления одной из марок сжиженного углеводородного газа (см. ГОСТ Р 52087-2018).
4. Десорбер установки аминной очистки газов.
В десорбере происходит регенерация раствора ДЭА. Примем, что сверху
аппарата отводится весь поглощенный сероводород.
5. Установка производства Н2.
Установка производства Н2 из углеводородных газов включает в себя несколько стадий: конверсии углеводородов, конверсии CO в CO2, аминной
очистки от CO2 и метанизации полученного газа.
Суммарные реакции образования водорода можно записать следующим
образом:
C2H6 + 2H2O = 2CO + 5H2
C3H8 + 3H2O = 3CO + 7H2
C4H10 + 4H2O = 4CO + 9H2
Эту группу процессов рассмотрим укрупненно, примем лишь, что мольный
выход водорода из углеводородов составляет 95 % от максимально возможного.
Водород, приходящий на установку вместе с сырьем, изменений не претерпевает.
6. Установка производства серы по процессу Клауса.
На установке, работающей по процессу Клауса, из сероводорода в результате двухстадийного окисления производится сера. Эту группу аппаратов также
рассмотрим укрупненно. Примем, что конверсия сероводорода в серу S составляет 98,5 % от стехиометрической. Оставшаяся часть серы попадает в виде SO2
в хвостовые газы. Хвостовые газы — побочные продукты процессов переработ-
3
ки сырья, сбросные газообразные смеси, которые отводятся в атмосферу. В хвостовых газах производства серы содержится большое количество серосодержащих газов, которые требуют утилизации или переработки.
Ход работы
1. Ознакомьтесь с исходными данными Вашего варианта (Таблица 1).
2. По исходным данным определите массовые расходы компонентов в потоках I-III (Таблица 2).
3. Определите расход регенерированного абсорбента (т/сут, м3/сут) в абсорбер очистки углеводородных газов. Плотность раствора ДЭА примите из справочных данных.
4. Определить мощность комплекса по водороду (тыс. нм3/сут), оценить
достаточно ли этого водорода для удовлетворения потребностей процесса гидроочистки, потребляющего 750 тыс. нм3/сут (нм3, нормальный
кубический метр — это единица измерения объема газа, соответствующая одному кубическому метру этого газа, измеренному при нормальных условиях — давлении 760 мм рт. ст. и температуре 0° С).
5. Определить мощность комплекса по сере S (т/сут).
6. Определить мощность комплекса по пропан-бутановой фракции (т/сут,
тыс. нм3/сут). Установите, какой марке сжиженных углеводородных газов соответствует получаемая смесь пропана и бутанов, согласно ГОСТ
Р 52087-2018 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия.
7. Определить расход SO2 с хвостовыми газами процесса Клауса (тыс.
нм3/сут).
8. Подготовьте отчет, в котором приведите последовательность Ваших
расчетов и таблицу результатов, выполненную по шаблону таблицы 2.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1. Дж. Х. Гэри, Г. Е. Хэндверк, М. Дж. Кайзер. Технологии и экономика
нефтепереработки / пер. с англ. 5-го изд. Под ред. О.Ф. Глаголевой. –
СПб.: ЦОП «Профессия», 2013. – 440 с.
2. Паркаш, Суриндер. Справочник по переработке нефти : пер. с англ. / С.
Паркаш. — Москва: Премиум Инжиниринг, 2012. — 776 с.
3. ГОСТ Р 52087-2018 Газы углеводородные сжиженные топливные. Технические условия.
4
Таблица 1 — Исходные данные
2
52
3
40
4
47
5
55
6
32
7
36
8
45
9
50
10
38
11
49
12
47
13
34
14
51
15
36
16
36
17
50
12
13
13
10
11
12
11
11
13
10
13
15
15
14
12
12
13
39
40
36
37
37
38
36
39
38
40
36
38
40
38
40
38
38
39
36
38
39
38
38
37
39
36
36
36
37
36
38
37
39
37
4
5
4
2
4
1
5
5
2
4
3
5
1
1
1
1
2
6
6
9
12
10
11
11
6
11
10
12
5
8
9
10
10
10
12
14
14
14
10
16
11
11
15
19
19
16
11
15
20
19
17
14
13
14
15
11
11
15
12
11
12
10
14
13
10
10
11
13
39
38
39
36
37
36
38
36
40
36
36
36
37
37
40
36
40
36
38
38
37
39
40
38
40
38
36
38
39
36
40
36
38
40
5
4
5
2
3
1
1
5
1
3
1
5
3
4
1
3
3
6
7
4
10
10
12
8
7
10
13
15
6
11
9
13
12
4
3
3
4
6
7
5
3
3
6
6
6
5
5
3
5
7
3
Гидроочистка
Массовый расход, т/сут
Содержание H2, % масс.
Содержание C2H6, % масс.
Содержание C3Н8, % масс.
Содержание и- + н-C4Н10, %
масс.
1
33
Содержание H2S, % масс.
Массовый расход, т/сут
Содержание H2, % масс.
Содержание C2H6, % масс.
Содержание C3Н8, % масс.
Содержание и- + н-C4Н10, %
масс.
Перегонка нефти
Риформинг
Номер варианта
Содержание H2S, % масс.
Массовый расход, т/сут
Содержание H2, % масс.
Содержание C2H6, % масс.
Содержание C3Н8, % масс.
Содержание и- + н-C4Н10, %
масс.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
40
38
39
40
39
38
39
37
39
38
40
37
37
38
39
39
40
39
40
37
40
37
38
36
39
36
38
37
40
39
37
36
36
40
21
22
24
20
24
24
25
24
25
24
23
23
24
25
25
25
20
Содержание H2S, % масс.
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
VI
VII
VIII
IX
X
XI
XII
XIII
Смесь УВ на газофракционирование
Регенерированный ДЭА
Насыщенный ДЭА
Этановая фракция на
производство Н2
Пропан-бутановая фракция
Водородсодержащий газ
Кислый газ на процесс
Клауса
Хвостовые газы процесса
Клауса
Сера газовая
Газ перегонки нефти
V
Исходные данные
IV
Газ гидроочистки
III
Исходные данные
Массовый расход
вещества, т/сут
H2
C2 H6
C3 Н8
и- + н-C4Н10
H2S
Объемный расход
ДЭА, м3/сут
Объемный расход абсорбента, м3/сут
Объемный расход водорода, тыс.нм3/сут
Массовый расход серы S, т/сут
Массовый расход
пропан-бутановой
фракции, т/сут
Объемный расход
пропан-бутановой
фракции, тыс. нм3/сут
II
Газ риформинга
Название потока
I
Исходные данные
Номер потока
Сырье установки аминной очистки
Таблица 2 — Шаблон таблицы результатов расчета
6
