Авт переработка нефти

Переработка нефти начинается с ее перегонки. В ходе перегонки, повышая температуру, из нефти выделяют углеводороды, выкипающие в различных интервалах температур. Для получения данных фракций применяют процесс, называемый ректификацией и осуществляемый в ректификационной колонне. Перед закачкой в ректификационную колонну нефть нагревают в трубчатой печи до температуры 350…360°С. При этом легкие углеводороды, бензиновая, керосиновая и дизельная фракции переходят в парообразное состояние, а жидкая фаза с температурой кипения выше 350° представляет собой мазут. Поднимаясь вверх, пары углеводородов за счет контакта с жидкостью (орошением), подаваемой сверху, постепенно охлаждаются. Поэтому их температура в верхней части колонны становится равной 100…180°. Технологический процесс рассчитан таким образом, что в самой верхней части колонны конденсируется бензиновая фракция, ниже — керосиновая, еще ниже — фракция дизельного топлива. Не­скон­денсировавшиеся пары направляются на газофракционирование, где из них получают сухой газ (метан, этан), пропан, бутан и бензиновую фракцию.

На атмосферно-вакуумных трубчатых установках производится полная перегонка нефти до гудрона или полугудрона. При переработке нефти на АВТ по топливной схеме на атмосферной части установки вырабатываются те же светлые нефтепродукты, а на вакуумной части от мазута отбирается широкая фракция, служащая сырьем для каталитического крекинга. В остатке получают либо гудрон, который направляют для переработки в нефтебитум, либо полугудрон, являющийся сырьем для термического крекинга.

Атмосферная часть установки работает по схеме двукратного испарения и двукратной ретификации:

– Фракционировка нагретой нефти с выделением фракций нефтепродуктов и получением мазута в остатке

– Фракционировка мазута с получением масляных дистиллятов или широкой фракции и получением гудрона в остатке.

Http://mydocx. ru/10-140187.html

Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 5 млн. т/год валанской нефти

На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на установке АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка).

С середины 90-х годов перед отечественной нефтепереработкой остро встал вопрос производства моторных топлив, соответствующих европейским нормам качества, что потребовало применения новых катализаторов в процессах риформирования бензинов, депарафинизации и гидроочистки дизельных фракций. В связи с этим изменились и требования, предъявляемые к составу целевых фракций, выводимых с установок первичной переработки нефти. Одним из основных требований является повышения качества по фракционному составу (более четкое разделение получаемых фракций).

Использование в атмосферных колоннах и колоннах, работающих при атмосферном давлением, высокоэффективных клапанных трапециевидных тарелок с оптимально выбранным живым сечением для прохода пара и жидкости в каждом конкретном сечении колонны позволяет получать продукты требуемого качества;

Использование в вакуумных колоннах высокоэффективных регулярных насадок с низким гидравлическим сопротивлением, позволяет получать гудрон и вакуумные газойли требуемого качества при заданной производительности колонн. Одним из направлений повышения эффективности работы вакуумного блока установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном – до 10% масляных фракций. В последнее время наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). ВГЦ агрегаты являются альтернативой традиционным системам создания вакуума, таким как вакуумные насосы, паровые эжекторы, пароэжекторные вакуумные насосы, и при определенных условиях имеют существенно лучшие показатели по стабильности работы и стоимости эксплуатации. Основные преимущества ГЦВС:

– повышение экологической безопасности всей установки за счет значительного уменьшения сбросов в окружающую среду тепловой энергии, загрязненных стоков воды и парового конденсата, нуждающихся в очистке;

Экономия за счет снижения затрат на потребление энергоресурсов (водяного пара и охлаждающей воды);

Величина вакуума на входе ВГЦ агрегата слабо зависит от температуры охлаждающей воды, что обеспечивает большое преимущество, особенно в жарких климатических условиях;

Высокая надежность работы, простота в эксплуатации и наружное расположение установки;

Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т. е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах. Процесс первичной переработки нефти является довольно затратным с энергетической точки зрения. В связи с постоянным увеличением стоимости энергоресурсов сокращение энергозатрат на перегонку нефти является весьма актуальным вопросом. Возможным способом частичного решения данной задачи является применение высокоэффективного теплообменного оборудования (спиральные, пластинчатые, кожухо-пластинчатые теплообменники). Преимущества данных аппаратов:

При одинаковых эксплуатационных параметрах данные теплообменники в 3-6 раз меньше по габаритам и составляют 1/6 от веса трубчатых теплообменников;

Обеспечивают гораздо большие коэффициенты теплопередачи (коэффициент теплопередачи в среднем в 3-5 раз больше, чем в теплообменниках с гладкими трубами).

Повышение эффективности технологических процессов переработки нефти (улучшение их технико-экономических показателей) возможно при комбинировании взаимосвязанных технологических процессов. Это дает значительные преимущества, среди которых основными являются:

Сокращение в 2-3 раза площади застройки технологическими установками;

Значительная экономия тепловой энергии за счет того, что продукты от одного технологического процесса поступают к другому горячими, и нет необходимости их охлаждать перед направлением в парк или нагревать при взятии из парка (если процессы не комбинированы);

Возможность рационально расположить однотипное оборудование блоками (колонны, печи, реакторы, теплообменники и др.) и упростить за счет этого обслуживание;

Сокращение штата обслуживающего персонала и соответствующий рост производительности труда.

Очевидно, что для повышения эффективности работы установок АВТ имеются широкие воз

Http://geum. ru/doc/work/187602/

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.  [31]

Процесс первичной переработки нефти наиболее часто комбинируют с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ-AT, ЭЛОУ-АВТ, ЭЛОУ-АВТ – вторичная перегонка, АВТ – вторичная перегонка.  [32]

Процесс первичной переработки нефти по сравнению с процессами деструктивной переработки нефти является наиболее теплоемким.  [33]

Блок первичной переработки нефти состоит из двух атмосферных ( АТ-6 и AT-1) и двух атмосферно-вакуумных ( АВТ-6 и АВТ-2) установок. Продукцией блока являются: сухой газ, используемый как технологическое топливо для заводских печей, жирные газы и рефлюкс, направляемый на ГФУ для получения пропан-бутановой фракции и индивидуальных углеводородов; фракция н. к. – 62 С, используемая как низкооктановый компонент автобензинов или сырье установки изоселектоформин-га; фракция 62 – 105 С – сырье установки риформинга Л Г-35-8 / ЗООБ ( производство бензола и толуола); фракция 85 – 180 С – сырье установки получения суммарных ксилолов и сырье установок каталитического риформинга; дизельные дистилляты – компоненты дизельных топлив марок ДЛ и ДЗ, причем часть дистиллята ДЛ используют как компонент котельных топлив, а остальную часть подвергают гидроочистке с целью получения дизельных топлив с содержанием серы не более 0 2 и 0 05 %; прямогонный дистиллят ДЗ в дальнейшем компаундируют с денормали-затом установки Парекс с получением топлива ДЗ; прямогонную керосиновую фракцию смешивают с ее гидрогенизатом для получения авиакеросинов; мазут всех установок блока является основным компонентом котельных топлив, а гудрон – сырьем битумных установок.  [34]

Процессы первичной переработки нефти – обезвоживание и обессоливание нефти, а также атмосферная и вакуумная перегонки ее.  [35]

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств.  [36]

При первичной переработке нефти на установках АВТ получают попутный углеводородный газ, который попадает в атмосферу через неплотности аппаратуры, через предохранительные клапаны ректификационных колонн и сепараторов.  [37]

В Казахстане первичная переработка нефти увеличена почти в 4 раза. Открыты залежи нефти в Грузии на площади Самгори в Притбилисской впадине и на Супсинской складке. Это позволило в течение последних лет резко увеличить добычу нефти в республике.  [38]

В процессе первичной переработки нефти, как уже отмечалось, получают бензин, керосин, дизельное топливо ( светлые нефтепродукты) и мазут. При неглубокой переработке нефти по топливному варианту перегонку производят на атмосферных трубчатых установках ( AT), при глубокой – на атмосферно-вакуумных трубчатых установках ( АВТ), имеющих кроме атмосферного, вакуумный блок, где из мазута выделяют фракцию вакуумного газойля – сырье каталитического крекинга или производства масел.  [40]

Современные установки первичной переработки нефти имеют в своем составе блок обессоливания и обезвоживания нефти, блок вторичной перегонки бензина.  [41]

Закнейшей задачей первичной переработки нефти является увеличение отбора дистиллятных продуктов при ее фракциониро-зании чКроме того, шоготоннажноотъ и энергоемкость процесса требую.  [42]

В процессах первичной переработки нефти источниками образования сточных вод, загрязненных нефтью, бензином, керосином, дизельным топливом и другими продуктами, являются: конденсаты водяного пара, подаваемого в атмосферные колонны установок АВТ, стоки из конденсаторов смешения вакуумных колонн, вода, служащая для охлаждения сальников насосов, вода от мытья полов, дренажные воды аппаратуры и трубопроводов. Значительное количество сточных вод образуется в процессах защелачивания бензина и керосина, проводимых для их очистки от сернистых соединений. Следы щелочи из светлых нефтепродуктов удаляется промывкой водой. Отработанный щелочной раствор содержит около 2 % щелочи. При термическом и каталитическом крекинге основное количество сточных вод образуется в процессе охлаждения и конденсации нефтепродуктов. Нефтесодержащие сточные воды образуются при конденсации водяного пара, подаваемого в реактор. В канализацию сбрасываются сточные воды от промывки аппаратуры, мытья полов, охлаждения сальников насосов.  [43]

На установках первичной переработки нефти достигнута высокая степень автоматизации. Так, на заводских установках используют автоматические анализаторы качества ( на потоке), определяющие: содержание воды и солей в нефти, температуру вспышки авиационного керосина, дизельного топлива, масляных дистиллятов, температуру выкипания 90 % ( масс.) пробы светлого нефтепродукта, вязкость масляных фракций, содержание продукта в сточных водах. Некоторые из анализаторов качества включаются в схемы автоматического регулирования. Например, подача водяного пара в низ отпар-ной колонны автоматически корректируется по температуре вспышки дизельного топлива, определяемой с помощью автоматического анализатора температуры вспышки. Для автоматического непрерывного определения и регистрации состава газовых потоков применяют хроматографы.  [44]

Остаточный продукт первичной переработки нефти – мазут, используемый на тепловых электростанциях и крупных котельных в качестве котельно-печного топлива.  [45]

Http://www. ngpedia. ru/id251693p3.html

Технологические установки переработки нефти предназначены для разделения нефти на фракции и последующей переработки или использования их как компоненты товарных нефтепродуктов. Они являются основой всех НПЗ. Здесь вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырьё для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависят ассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Установки первичной перегонки нефти у нас получили название трубчатых (по-видимому, в период перехода от кубовых перегонных установок к установкам с нагревом нефти в змеевике печи). Соответственно, если установка рассчитана на перегонку нефти с отбором только светлых дистиллятов (бензин, керосин, дизельное топливо), кипящих до 350 °С, то ее именуют атмосферной трубчатой (AT) установкой. Если установка рассчитана на перегонку только мазута под вакуумом, она называется вакуумной трубчатой (ВТ) установкой. В общем же случае, когда установка предназначена для полной, глубокой перегонки нефти, ее называют атмосферно-вакуумной трубчатой (АВТ) установкой. При комбинировании ее с блоком глубокого обес-соливания нефти установку называют ЭЛОУ-АВТ.

Современные процессы перегонки нефти являются комбинированными с процессами обезвоживания и обессоливания, вторичной перегонки и стабилизации бензиновой фракции: ЭЛОУ – AT, ЭЛОУ – АВТ, ЭЛОУ-АВТ-вторичная перегонка и т. д. На рис. 2 показана принципиальная технологическая схема такой установки, включающая 4 блока – ЭЛОУ, AT, ВТ и блок стабилизации и вторичной перегонки бензина (ВтБ).

В зависимости от направления использования фракций установки перегонки нефти принято именовать топливными, масляными или топливно-масляными и соответственно этому – варианты переработки нефти.

На установках АТ осуществляют неглубокую нефти с получением топливных (бензиновых, керосиновых, дизельных) фракций и мазута. Установки ВТ предназначены для перегонки мазута. Получаемые на них газойлевые, масляные фракции и гудрон используют в качестве сырья процессов последующей (вторичной) переработки их с получением топлив, смазочных масел, кокса, битумов и других нефтепродуктов.

Мощности действующих сейчас АВТ колеблются от 0,5 до 10 млн т/год. Небольшие по мощности установки (0,5 – 2,0 млн т/год) строились в основном до конца 1950-х гг. В 1960-х гг. было начато массовое строительство установок ЭЛОУ-АВТ вначале на 3, а затем на 6 и 8 млн т/год. Самая крупная установка АВТ мощностью 11 млн т/год была построена в 1975 г. в Антверпене. В те же годы в США были пущены две установки мощностью по 10,5 млн т/год. В последующем строительство таких мощных установок не велось, и в большинстве своем мощность установок ЭЛОУ-АВТ сохранилась на уровне 6-8 млн т/год как у нас в стране, так и за рубежом. В перспективе из-за дальнейшего падения добычи нефти не исключено, что более выгодными вновь станут установки АВТ средней и малой мощности (2-3 млн т/год).

/ – резервуар с нефтью; 2 – электродегидраторы; 3, 4 и 5 – отбензинивающая, атмосферная и вакуумная колонны; 6 – стриппинги; 7 и 8 – колонны стабилизации и вторичной перегонки; 9, 10 – атмосферная и вакуумная печи; // – двухступенчатые пароэжекторные насосы; / – нефть, // и /// – углеводородный газ низкого и высокого давления; IV – сжиженный газ; V – головка бензина (Cf – 85 °С); VI – бензиновая фракция (85-180 °С); VII – нестабильный бензин; VIII – отбензиненная нефть; IX – тяжелый компонент бензина (100-180 “С); Х – керосин (140-240 °С); XI – дизельное топливо (200-350 С), XII – мазут; XIII-смесь неконденсируемых газов; XIV – легкая газойлевая фракция (до 300 °С); XV – легкий вакуумный газойль (280-360 °С); XVI – вакуумный газойль (350-500 °С); XVII – гудрон (выше 500 °С); ВП и KB – водяной пар и его конденсат; ГС – горячая струя; ВЦО и ПЦО – верхнее и промежуточное циркуляционное орошение

На современном НПЗ установки АВТ являются головными во всей технологической цепи переработки нефти и определяют мощность завода в целом. Общее число дистиллятов, выделяемых из нефти на АВТ, колеблется от 7 до 10, и каждый из них направляется на дальнейшие технологические операции (очистка, облагораживание химического состава, каталитическая переработка). /

Первичная переработка нефти – это тепловой процесс, и поэтому он связан с существенными затратами энергоресурсов (топливо, вода, воздух на охлаждение, электроэнергия на перекачки, водяной пар). Удельные энергозатраты (расход энергоносителя, отнесенный к 1 т перерабатываемой нефти) для АВТ мощностью 6 млн т/год составляют:

Если перевести по соответствующим эквивалентам все эти энергоносители в топливный эквивалент, то на первичную перегонку 1 т нефти в среднем затрачивается 50 – 60 кг топлива с теплотой сгорания, близкой к теплоте сгорания нефти (или 60 -80 кг условного топлива).

Перегонка нефти на АВТ – это многоступенчатый процесс (обессоливание, отбензинивание, атмосферная и вакуумная перегонка, стабилизация и вторичная перегонка бензина), поэтому может рассматриваться как общий, так и поступенчатый материальный баланс перегонки нефти. В первом случае под материальным балансом понимают выход [в %(мас.)] всех конечных продуктов перегонки от исходной нефти, количество которой принимают за 100%. Во втором случае под материальным балансом каждой ступени понимают выход [в %(мас.)] продуктов перегонки на данной ступени (они могут быть не конечными, а промежуточными, как, например, в отбензиниваюшей колонне) от сырья данной ступени, которое принимается для каждой ступени за 100%.

Ниже речь пойдет об общем материальном балансе по конечным продуктам перегонки. Поступенчатый материальный баланс составляется при технологических расчетах АВТ.

Нефть (I)(100%) поступает на установку с содержанием минеральных солей от 50 до 300 мг/л и воды 0,5 – 1,0% (мае).

Углеводородный газ (II).Выход его от нефти зависит от содержания в ней растворенного после промысловой подготовки газа. Если нефть легкая (плотностью 0,8 – 0,85), то выход этого газа может составлять 1,5 – 1,8%(мас). Для тяжелых нефтей этот выход меньше [0,3 – 0,8%(мас.)], а для нефтей, прошедших стабилизацию, он равен нулю.

Из указанного выше общего выхода газа около 90% составляет газ, отбираемый в отбензинивающей колонне. В состав этого газа входят насыщенные углеводороды C1 – С4 с примесью С5. Низкое давление этого газа и его малые количества не позволяют использовать его на газофракционирующих установках (ГФУ) для выделения отдельных углеводородов, и этот газ часто используют как энергетическое топливо в печах АВТ. При достаточно высоком выходе этого газа (1,5% и выше) может быть экономически выгодным его сжатие газовым компрессором до более высокого давления (2-4 МПа) и переработка на ГФУ.

Сухой углеводородный газ стабилизации бензина (III) – это часть легких углеводородов C1 – C3, оставшаяся растворенной в бензине. Выход его невелик [0,1 – 0,2%(мас.)]. Давление его – до 1,0 МПа, поэтому он может направляться на ГФУ, но из-за малого количества направляется часто в газовую линию и сжигается в печах.

Сжиженная головка стабилизации бензина (IV)содержит в своем составе в основном пропан и бутаны с примесью пентанов. Выход ее также невелик [0,2 – 0,3%(мас.)]. Используется она в качестве компонента сжиженного бытового газа или газового моторного топлива для автомобилей (СПБТЛ или СПБТЗ).

Легкая головка бензина (V) – это фракция бензина н. к. -85 °С. Выход ее от нефти 4-6% (мае). Октановое число в зависимости от химического состава не превышает 70 (моторным методом), чаще всего составляет 60 – 65. Используется для приготовления нефтяных растворителей или направляется на каталитическую переработку (изомеризацию) с целью повышения октанового числа до 82 – 85 и вовлечения в товарные автомобильные бензины.

Бензиновая фракция 85 – 180°С (VI). Выход ее от нефти в зависимости от фракционного состава последней может колебаться в широких пределах, но обычно составляет 10 – 14%. Октановое число этой фракции бензина низкое (ОЧм = 45 т 55), и поэтому ее направляют на каталитическое облагораживание (каталитический риформинг), где за счет превращения н-алканов и нафтенов в ароматические углеводороды ее октановое число повышается до 88 – 92, и затем используют как базовый компонент автомобильных бензинов.

Керосин (X). Здесь могут быть два варианта отбора этого погона нефти. Один вариант – это отбор авиационного керосина – фракции 140 – 230 “С. Выход ее составляет 10 – 12% и она используется как готовое товарное реактивное топливо ТС-1. Если из нефти такое топливо получено быть не может (по содержанию серы, температуре начала кристаллизации или другим показателям), то первым боковым погоном Xв атмосферной колонне выводят компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Выход такого компонента (фракции 140 – 280 °С или 140 – 300 °С) составляет 14 – 18%(мас). Используется он либо непосредственно как компонент этих топлив (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуры помутнения и застывания), либо направляется на очистку от серы и выделение н-алканов (депарафинизацию).

Дизельное топливо (XI). Выход его 22 – 26%(мас), если потоком А” отбирается авиакеросин, или 10 – 12%(мас), если потоком Xотбирается компонент зимнего или арктического дизельного топлива. Как правило, этот поток является компонентом зимнего или летнего дизельного топлива непосредственно (если удовлетворяет нормам на содержание серы и температуру помутнения) или после очистки от серы и н-алканов.

Легкая газойлевая фракция (XIV).Выход ее составляет 0,5 -1,0%(мас.) от нефти. Как уже отмечалось, это фракция 100 -250 °С, она является результатом частичной термодеструкции мазута при нагреве его в печи. В состав ее входят поэтому не только насыщенные, но и ненасыщенные алканы. Используют ее как компонент дизельного топлива, если последнее направляется на гидроочистку от серы, или направляют в легкое котельное топливо.

Легкий вакуумный газойль (XV) – фракция 240 – 380 °С, выход ее от нефти 3 – 5%(мас). По своим качественным показателям она близка летнему дизельному топливу XIи чаще всего поэтому смешивается с ним и соответственно используется.

Вакуумный газойль (XVI)- основной дистиллят вакуумной перегонки мазута по топливному варианту (если нефть не позволяет получать масла высокого качества). Пределы его кипения 350 – 500 °С (в отдельных случаях 350 – 550 °С). Выход от нефти соответственно составляет 21 – 25%(мас.) (или 26 – 30%). Используется в качестве сырья процесса каталитического крекинга (для получения высокооктанового бензина и других моторных топлив) или гидрокрекинга (для получения авиационного керосина или высокоиндексных масел). Использовать его можно или непосредственно [если содержание серы в вакуумном газойле ниже 0,5%(мас.)], или после очистки от серы и других примесей (азота, металлов).

Если нефть (и соответственно мазут) позволяет получать высокоиндексные масла, то из вакуумной колонны 5 вместо одного погона XVIвыводят два погона масляных дистиллятов 350 -420 °С [выход от нефти 10 – 14%(мас.)] и 420 – 500 °С [выход 12 -16%(мас.)]- Оба погона направляют на очистку (от смол, высокомолекулярных ароматических соединений, парафина, серы) для получения из них базовых дистиллятных масел средней и высокой вязкости.

Гудрон (XVII)- остаточная часть нефти, выкипающая выше 500 °С, если отбирается вакуумный газойль с температурой конца кипения 550 °С. Выход его от нефти, в зависимости от содержания в ней асфальтосмолистых веществ и тяжелых углеводородных фракций, составляет от 10 до 20%(мас). В некоторых случаях, например при переработке тенгизской нефти, доходит до 5, а каражанбасской нефти – до 45%(мас).

Использование гудрона может быть осуществлено по нескольким вариантам:

Как остаточный битум (если нефть позволяет его получить) или как сырье для получения окисленного битума;

Как сырье для коксования и получения из него ценного нефтяного кокса (если нефть малосернистая);

Как сырье для получения базового остаточного масла (для нефтей 1 и 2 групп и подгруппы).

Кроме перечисленных целевых конечных продуктов перегонки нефти на АВТ получается несколько отходов переработки, к числу которых относятся следующие.

Сточная вода ЭЛОУ – это в основном вода, использованная для промывки нефти от солей Количество этой воды достаточно велико – 1-3%(мас.) от количества перерабатываемой нефти (на установке ЭЛОУ-АВТ мощностью 6 млн т/год это составит в сутки около 250 – 700 т).

Эта вода содержит растворенные минеральные соли, отмытые от нефти (от 10 до 30 г/л, рН 7,0 – 7,5), значительные количества деэмульгатора, а также эмульгированную в воде нефть (до 1%).

Из-за такого загрязнения сточная вода ЭЛОУ не может быть повторно использована в системе оборотного водоснабжения как хладагент и поэтому направляется на очистку. Очистка обычно многоступенчатая.

Конденсат водяного пара (KB).Водяной пар при первичной, перегонке используется как отпарной агент в ректификационных колоннах, как эжектирующий агент для отсоса парогазовой смеси из вакуумной колонны и как теплоноситель в ребойлерах. После конденсации все эти потоки образуют водяной конденсат разного качества.

Технологический конденсат (из колонн и эжекторов) непосредственно контактирует с нефтепродуктами и поэтому загрязнен эмульгированными в нем углеводородами и серосодержащими соединениями. Количество его составляет 2,5 – 3,0% на нефть. Направляется он на блок ЭЛОУ как промывная вода, либо на очистку, после чего может быть использован повторно для получения водяного пара.

Энергетический конденсат (из ребойлеров) является чистым и направляется на повторную генерацию водяного пара.

Неконденсируемый газ из эжекторов (XIII)представляет собой смесь легких углеводородов (до Q), сероводорода, воздуха и водяного пара. Выход смеси этих газов составляет в среднем около 0,05%(мас.) на исходную нефть (максимум – до 0,1%). Направляют газы в топку одной из трубчатых печей для дожига горючих составляющих.

Важной характеристикой работы АВТ является отбор суммы светлых дистиллятов и отбор суммы масляных дистиллятов.

Http://prod. bobrodobro. ru/82204

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

“Уфимский государственный нефтяной технический университет” в г. Салавате (Филиал ФГБОУ ВПО УГНТУ в г. Салавате)

3. Процесс обессоливания нефти в аппарате с одновременной верхней и нижней подачей нефти

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех нефтеперерабатывающих заводов, от работы этих установок зависят качество и выходы получаемых компонентов топлив, а также сырья для вторичных и других процессов переработки нефти.

В зависимости от исходного состава нефти может варьироваться принципиальная схема установки. Обычно установки предлагаются комплексом ЭЛОУ + АВТ.

На установке ЭЛОУ-АВТ-6 осуществляется процесс подготовки (обессоливания и обезвоживания) сырой нефти и первичной переработки подготовленной нефти по топливной схеме с целью получения: бензина прямогонного, фракции керосина, фракции дизельного топлива, газойля вакуумного, газойля вакуумного тяжелого, полугудрона. В качестве побочных продуктов на установке получаются углеводородный газ, кислый газ, ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов).

Установка состоит из блоков ЭЛОУ, отбензинивания нефти, атмосферной перегонки нефти, вакуумной перегонки мазута, физической стабилизации бензина, отпарки кислой воды.

Ввод установки ЭЛОУ-АВТ-6 позволяет увеличить мощности первичной переработки нефти, повысить четкость разделения целевых фракций, а также позволит вывести из эксплуатации морально и физически устаревшие производства АВТ-1, АВТ-4, ЭЛОУ-2, ЭЛОУ-5.

Стандартно специалисты компании комплектуют установки универсальными электродегидраторами с двойным вводом, позволяющими при необходимости эксплуатировать их в следующих режимах:

· только с нижней подачей – для обработки легкой и малообводненной нефти

· только с верхней подачей – для обработки нефти средней плотности с высокой обводненностью

· одновременно с верхней и нижней подачей – для обработки высоковязких нефтей

Предварительно нагретая нефть смешиваясь с пресной водой и деэмульгатором образует мелкодисперсную водонефтяную эмульсию, которая поступая в аппарат, промывается в дренажном слое воды и дальше движется к уровню раздела фаз вода – нефть.

Отделившаяся капельная жидкость оседает и дренируется из аппарата, а нефтяная эмульсия, содержащая в себе мелкие диспергированные частицы воды, поступает в зону электрического поля, которое усиливается от уровня раздела фаз по направлению к электродам.

Под воздействием электрического поля и оказываемого деэмульгатором действия происходит разрушение нефтяной эмульсии и процесс коалесценции частиц воды в капельную жидкость, содержащую в себе растворенные соли. По ходу гравитационного осаждения вода с растворенными в ней солями дренируется из аппарата, а обезвоженная и обессоленная нефть поступает на дальнейшую переработку.

3. Процесс обессоливания нефти в аппарате с одновременной верХНей и нижней подачей нефти

Нефтяная эмульсия вводится в распределитель и разделяется на два потока. Около 70% нефти поступает в горизонтальные нижние отводы и распределяется по всему сечению аппарата. После стадии промывки в слое воды нефтяная эмульсия движется восходящим потоком вверх, постоянно коалесцируя с крупными частицами диспергированной воды снижая скорость. мазут бензин перегонка нефть

Промытая в слое дренажной воды эмульсия проходит уровень раздела фаз, освобождаясь от крупных водяных частиц и замедляя свое движение. Затем нефть поступает в электрическое поле высокой напряженности.

Второй поток нефти (около 30%) поступает по вертикальным коллекторам сразу в зону действия электрического поля между нижним и средним электродами откуда выделенная крупно капельная жидкость осаждается в подэлектродную зону.

Вследствие наличия в этой зоне двух встречных потоков нефти, содержащих микрочастицы воды, и снижения вертикальной скорости движения нижнего потока за счет подачи части нефти сразу в межэлектродную зону, процессы слияния, коалесценции и осаждения водяных капель в подэлектродной зоне происходят намного эффективней.

Выбор конкретного типа применяемого электродегидратора в рамках установки ЭЛОУ зависит от ряда факторов.

После первой подготовительной стадии подготовки нефти на блоке ЭЛОУ, обессоленная и обезвоженная нефть, нагреваясь в теплообменниках, поступает на атмосферную перегонку в ректификационную колонну, в которой происходит разгон на фракции.

Обезвоженная и обессоленная на ЭЛОУ нефть дополнительно подогревается в теплообменниках и поступает на разделение в колонну частичного отбензинивания

1. Уходящие с верха этой колонны углеводородный газ и легкий бензин конденсируются и охлаждаются в аппаратах воздушного и водяного охлаждения и поступают в емкость орошения. Часть конденсата возвращается на верх колонны 1 в качестве острого орошения.

Отбензиненная нефть с низа колонны 1 подается в трубчатую печь 4, где нагревается до требуемой температуры и поступает в атмосферную колонну

2. Часть отбензиненной нефти из печи 4 возвращается в низ колонны 1 в качестве горячей струи. С верха колонны 2 отбирается тяжелый бензин, а сбоку через отпарные колонны 3 выводятся топливные фракции 180-220, 220-280 и 280-350С.

Атмосферная колонна, кроме острого орошения, имеет два циркуляционных орошения, предназначенных для отвода тепла ниже тарелок отбора фракций 180-220, 220-280С.

В нижние части атмосферной и отпарных колонн подается перегретый водяной пар для отпарки легко кипящих фракций. С низа атмосферной колонны выводится мазут, который направляется на блок вакуумной перегонки.

Рисунок 2- Принципиальная схема блока атмосферной перегонки нефти установки ЭЛОУ-АВТ-6: 1-отбензинивающая колонна; 2-атмосферная колонна; 3-отпарные колонны; 4- трубчатая печь; I – нефть с ЭЛОУ; II – легкий бензин; III – тяжелый бензин; IV – фракция 180-220С; V – фракция 220-280С; VI – фракция 280-350С; VII – мазут; VIII – газ; IX – водяной пар.

На гидроочистку, депарафинизацию и получение низкозастывающего топлива и жидкого парфина

Полученные бензиновые фракции отправляются в колонну стабилизации, после которой поступают на вторичную разгонку на более узкие фракции, а остаток атмосферной перегонки – мазут, разгоняют в вакуумной колонне.

О четкости разделения мазута обычно судят по фракционному составу и цвету вакуумного газойля. Последний показатель косвенно характеризует содержание смолисто-асфальтеновых веществ, то есть коксуемость и содержание металлов. Металлы, особенно никель и ванадий, оказывают отрицательное влияние на активность, селективность и срок службы катализаторов процессов гидрооблагораживания и каталитической переработки газойлей.

Поэтому при эксплуатации промышленных установок ВТ исключительно важно уменьшить унос жидкости (гудрона) в концентрационную секцию вакуумной колонны в виде брызг, пены, тумана и т. д. В этой связи вакуумные колонны по топливному варианту имеют при небольшом числе тарелок (или невысоком слое насадки) развитую питательную секцию: отбойники из сеток и промывные тарелки, где организуется рециркуляция затемненного продукта. Для предотвращения попадания металлоорганических соединений в вакуумный газойль иногда вводят в сырье в небольших количествах антипенную присадку типа силоксан.

В процессах вакуумной перегонки, помимо проблемы уноса жидкости усиленное внимание уделяется обеспечению благоприятных условий для максимального отбора целевого продукта без заметного его разложения. Многолетним опытом эксплуатации промышленных установок ВТ установлено, что нагрев мазута в печи выше 420-425°С вызывает интенсивное образование газов разложения, закоксовывание и прогар труб печи, осмоление вакуумного газойля.

При этом, чем тяжелее нефть, тем более интенсивно идет газообразование и термодеструкция высокомолекулярных соединений сырья. Вследствие этого при нагреве мазута до максимально допустимой температуры уменьшают время его пребывания в печи, устраивая многопоточные змеевики (до четырех), применяют печи двустороннего облучения, в змеевик печи подают водяной пар и уменьшают длину трансферного трубопровода (между печью и вакуумной колонной). Для снижения температуры низа колонны организуют рецикл (квенчинг) частично охлажденного гудрона.

С целью снижения давления на участке испарения печи концевые змеевики выполняют из труб большего диаметра и уменьшают перепад высоты между вводом мазута в колонну и выходом его из печи. В вакуумной колонне применяют ограниченное количество тарелок с низким гидравлическим сопротивлением или насадку; используют вакуумсоздающие системы, обеспечивающие достаточно глубокий вакуум.

Количество тарелок в отгонной секции также должно быть ограничено, чтобы обеспечить малое время пребывания нагретого гудрона. С этой целью одновременно уменьшают диаметр куба колонн.

В процессах вакуумной перегонки мазута по топливному варианту преимущественно используют схему однократного испарения, применяя одну сложную ректификационную колонну с выводом дистиллятных фракций через отпарные колонны или без них. При использовании отпарных колонн по высоте основной вакуумной колонны организуют несколько циркуляционных орошений.

Принципиальная схема блока вакуумной перегонки мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6 приведена на рисунке 3.

Мазут, отбираемый с низа атмосферной колонны блока АТ (рисунок 3), прокачивается параллельными потоками через печь 2 в вакуумную колонну 1. Смесь нефтяных и водяных паров, газы разложения (и воздух, засасываемый через неплотности) с верха вакуумной колонны поступают в вакуумсоздающую систему. После конденсации и охлаждения в конденсаторе-холодильнике она разделяется в газосепараторе на газовую и жидкую фазы.

Газы отсасываются трехступенчатым пароэжекторным насосом, а конденсаты поступают в отстойник для отделения нефтепродукта от водного конденсата. Верхним боковым погоном вакуумной колонны отбирают фракцию легкого вакуумного газойля (соляр). Часть его после охлаждения в теплообменниках возвращается наверх колонны в качестве верхнего орошения.

Вторым боковым погоном отбирают широкую газойлевую (масляную) фракцию. Часть ее после охлаждения используется как среднее циркуляционное орошение вакуумной колонны. Балансовое количество целевого продукта вакуумного газойля после теплообменников и холодильников выводится с установки и направляется на дальнейшую переработку.

С нижней тарелки концентрационной части колонны выводится затемненная фракция, часть которой используется как нижнее циркулирующее орошение, часть – может выводиться с установки или использоваться как рецикл вместе с загрузкой вакуумной печи.

С низа вакуумной колонны отбирается гудрон и после охлаждения направляется на дальнейшую переработку. Часть гудрона после охлаждения в теплообменнике возвращается в низ колонны. В низ вакуумной колонны и змеевик печи подается водяной пар.

Рисунок 3-Принципиальная схема блока вакуумной перегонки мазута установки ЭЛОУ-АВТ-6: 1 – вакуумная колонна; 2 – вакуумная печь; 3 – пароэжекторный насос; I – мазут из АТ; II – легкий вакуумный газойль; III – вакуумный газойль; IV – затемненная фракция; V – гудрон; VI – водяной пар; VII – газы разложения; VIII – конденсат (вода и нефтепродукт).

Http://revolution. allbest. ru/manufacture/00643802_0.html

Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 5 млн. т/год валанской нефти

С середины 90-х годов перед отечественной нефтепереработкой остро встал вопрос производства моторных топлив, соответствующих европейским нормам качества, что потребовало применения новых катализаторов в процессах риформирования бензинов, депарафинизации и гидроочистки дизельных фракций. В связи с этим изменились и требования, предъявляемые к составу целевых фракций, выводимых с установок первичной переработки нефти. Одним из основных требований является повышения качества по фракционному составу (более четкое разделение получаемых фракций).

– использование в атмосферных колоннах и колоннах, работающих при атмосферном давлением, высокоэффективных клапанных трапециевидных тарелок с оптимально выбранным живым сечением для прохода пара и жидкости в каждом конкретном сечении колонны позволяет получать продукты требуемого качества;

– использование в вакуумных колоннах высокоэффективных регулярных насадок с низким гидравлическим сопротивлением, позволяет получать гудрон и вакуумные газойли требуемого качества при заданной производительности колонн. Одним из направлений повышения эффективности работы вакуумного блока установок АВТ является улучшение отбора фракций от их потенциального содержания. С мазутом уходит до 5% дизельных фракций, а с гудроном – до 10% масляных фракций. В последнее время наметилась тенденция к использованию вместо традиционных пароэжекторных вакуумных систем (ПЭВС) гидроциркуляционных (ГЦВС). ВГЦ агрегаты являются альтернативой традиционным системам создания вакуума, таким как вакуумные насосы, паровые эжекторы, пароэжекторные вакуумные насосы, и при определенных условиях имеют существенно лучшие показатели по стабильности работы и стоимости эксплуатации. Основные преимущества ГЦВС:

– повышение экологической безопасности всей установки за счет значительного уменьшения сбросов в окружающую среду тепловой энергии, загрязненных стоков воды и парового конденсата, нуждающихся в очистке;

– экономия за счет снижения затрат на потребление энергоресурсов (водяного пара и охлаждающей воды);

– величина вакуума на входе ВГЦ агрегата слабо зависит от температуры охлаждающей воды, что обеспечивает большое преимущество, особенно в жарких климатических условиях;

– высокая надежность работы, простота в эксплуатации и наружное расположение установки;

Углубление вакуума, обеспечиваемое применением ГЦВЦ, даёт возможность снизить температуру потока питания вакуумной колонны при сохранении и даже увеличении доли отгона, т. е. уменьшить термическое разложение сырья в трубчатых печах. Процесс первичной переработки нефти является довольно затратным с энергетической точки зрения. В связи с постоянным увеличением стоимости энергоресурсов сокращение энергозатрат на перегонку нефти является весьма актуальным вопросом. Возможным способом частичного решения данной задачи является применение высокоэффективного теплообменного оборудования (спиральные, пластинчатые, кожухо-пластинчатые теплообменники). Преимущества данных аппаратов:

– при одинаковых эксплуатационных параметрах данные теплообменники в 3-6 раз меньше по габаритам и составляют 1/6 от веса трубчатых теплообменников;

– обеспечивают гораздо большие коэффициенты теплопередачи (коэффициент теплопередачи в среднем в 3-5 раз больше, чем в теплообменниках с гладкими трубами).

Повышение эффективности технологических процессов переработки нефти (улучшение их технико-экономических показателей) возможно при комбинировании взаимосвязанных технологических процессов. Это дает значительные преимущества, среди которых основными являются:

– сокращение в 2-3 раза площади застройки технологическими установками;

– значительная экономия тепловой энергии за счет того, что продукты от одного технологического процесса поступают к другому горячими, и нет необходимости их охлаждать перед направлением в парк или нагревать при взятии из парка (если процессы не комбинированы);

– возможность рационально расположить однотипное оборудование блоками (колонны, печи, реакторы, теплообменники и др.) и упростить за счет этого обслуживание;

– сокращение штата обслуживающего персонала и соответствующий рост производительности труда.

Очевидно, что для повышения эффективности работы установок АВТ имеются широкие возможности. Однако процесс модернизации установок АВТ представляет собой весьма сложную технологическую задачу и, кроме того, зачастую требует огромных материальных вложений. Целью данного курсового проекта является разработка проекта установки АВТ мощностью 6 млн. тонн аренской нефти в год.

1. Характеристика нефти по ГОСТ Р51858-2002 и выбор варианта её переработки

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти в большой степени зависит от её качества. Показатели качества желонской нефти приведены в виде таблиц 1.1 и 1.2. Данные о нефти взяты в справочной литературе [1].

На основании данных, представленных в таблицах 1.1 и 1.2 необходимо сделать вывод о целесообразности производства базовых масел, т. е. о получении узких масляных фракций (погонов, дистиллятов) на установке АВТ.

Т. к. выход базовых масел на мазут превышает 20%, то экономически выгодно перерабатывать желонскую нефть на установке АВТ с получением узких масляных фракций (т. е. нефть следует перерабатывать по масляному варианту с применением физических методов очистки масляных фракций).

Такое количество масел с ИВ>90 и температурой застывания ниже -15°С обеспечивает их производство равное 803000 т/год (510 6 0,1606=803000) при мощности АВТ 5 млн т/год (где 0,1606 – выход базовых масел на нефть, масс. доли).

Характеристики всех фракций нефти составим по данным справочника [1] и приведем в виде таблиц.

Валанская нефть в основном содержит тяжелые газы, т. е пропан, бутан и изобутан (таблица 2.1). Поэтому смесь этих газов можно получать в жидком состоянии в емкости орошения стабилизационной колонны в виде рефлюкса и далее использовать как товарный сжиженный газ

Фракция н. к. – 70°С является сырьем для процесса изомеризации. В ходе данного процесса из неё получают изомеризат, использующийся как экологически чистая высокооктановая добавка к автомобильным бензинам.

Фракции 70-180°С не удовлетворяет требованиям на товарный бензин из-за низкого октанового числа, поэтому её необходимо отправить на каталитический риформинг для повышения ОЧ и производства высокооктанового компонента автомобильных бензинов.

Целесообразно из желонской нефти получать фракцию 180-360°С как основной компонент дизельного топлива при работе АВТ без производства реактивного топлива. Характеристика дизельной фракции представлена в таблице 2.3.

Фракция отвечает требованиям стандарта на дизельное топливо, но требуется их гидроочистка для понижения содержания серы.

Таблица 2.4 – Характеристика вакуумных дистиллятов валанской нефти

Т. к. на основании данной таблицы выход базовых масел, имеющих повышенный индекс вязкости, на дистиллят достаточно высок, то на установке целесообразно из валанской нефти получать все три вакуумных дистиллята, которые служат сырьем для производства базовых масел. Избыток этих дистиллятов можно отправить на установки каталитического крекинга и (или) гидрокрекинга.

На установке АВТ получают остатки: остаток атмосферной перегонки – мазут (>360 °С) и остаток вакуумной перегонки – гудрон (>560°С). Характеристика остатков приведена в таблице 2.5.

Мазут может применяться в качестве компонента котельного топлива без переработки на установке висбрекинга, а также для производства высококачественных базовых масел.

Гудрон можно направить на установку висбрекинга для понижения вязкости, а затем использовать в качестве котельного топлива. Используется в качестве сырья для процесса деасфальтизации, коксования и производства битумов по специальной технологии из-за повышенного содержания парафинов (>3%).

В блоке ЭЛОУ для получения обессоленной нефти с содержанием хлористых солей 2 – 3 мг/л при степени обессоливания 95% устанавливается две ступени обессоливания. Это позволяет довести содержание хлористых солей до – в первой ступени, где 57 – содержание хлористых солей в сырой нефти, мг/л (см. таблицу 1.1), и до

Концентрация хлористых солей в воде, находящейся в обессоленной нефти:

Для понижении концентрации хлористых солей в воде подают промывную воду.

Для желонской нефти с учетом вышеуказанных концентраций солей в воде это уравнение имеет вид:

Откуда В=83,7 л/м 3 нефти или 8,37 % об. на нефть. Обычно промывную воду подают с избытком 50-200%. В данном случае принимаем расход промывной нефти 12,9%.

Дренажная вода из электродегидратора сбрасывается в специальную емкость для отстоя, а после отстоя – в канализацию соленых вод и далее на очистные сооружения.

Технологическая схема установки АВТ должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным методом. По заданию необходимо получить фракции:

Установка АВТ включает 3 блока, атмосферный блок, вакуумный блок, блок стабилизации и четкой ректификации бензина.

2) схема с предварительным испарителем и ректификационной колонной;

3) схема с предварительной отбензинивающей колонной и основной ректификационной колонной.

Схему 1 применяют для стабилизованных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2-10%. Установка проста и компактна. Совместное испарение легких и тяжелых фракций в колонне позволяет понизить температуру нагрева нефти в печи. Однако схема не обладает достаточной гибкостью и универсальностью. Переработка нефтей с высоким содержанием растворенного газа и низкокипящих фракций по этой схеме затруднительна, т. к. повышается давление на питательном насосе до печи, наблюдается нестабильность температурного режима и давления в основной колонне из-за колебания состава сырья, невозможность конденсации легких бензиновых фракций, насыщенных газообразными компонентами, при низком давлении в воздушных конденсаторах. повышение же давления в колонне уменьшает четкость фракционирования.

С применением схемы 2 уменьшается перепад давления в печных трубах. Пары из испарителя направляются в атмосферную колонну, поэтому не нужно устанавливать самостоятельные конденсационные устройства и насосы для подачи орошения. Одновременная ректификация в одной колонне легких и тяжелых фракций несколько снижает необходимую температуру нагрева в печи. Однако при высоком содержании бензиновых фракций и растворенных газов атмосферная колонна чрезмерно перегружается по парам, что заставляет увеличивать ее диаметр. Все коррозионно-агрессивные вещества попадают вместе с парами из испарителя в колонну, т. е. испаритель не защищает атмосферную колонну от коррозии.

Схема 3 самая распространенная. Она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов. Коррозионно-агрессивные вещества удаляются через верх первой колонны, таким образом, основная колонна защищена от коррозии. Благодаря предварительному удалению бензиновых фракций в змеевиках печи и теплообменниках не создается высокого давления, что позволяет устанавливать более дешевое оборудование без усиления его прочности. Но при работе по этой схеме следует нагревать нефть в печи до более высокой температуры. Кроме того, установка оборудована дополнительной аппаратурой – колонной, насосами печными и для подачи орошения, конденсаторами-холодильниками и т. д.

Сверху К-1 головной погон – бензиновая фракция н. к.- 140 0 С, которая состоит из 100% фракции н. к.- 85 0 С и 40% фракции 70 -140 0 С, в паровой фазе поступает в воздушный конденсатор Кд-1, где конденсируется, охлаждается до 80°С и далее поступает в водяной холодильник Х-1, где доохлаждается до температуры 40-50 °С и собирается в ёмкости Е-2. Из Е-2 часть бензина подаётся на верх К-1 в качестве острого орошения, а избыток перетекает в ёмкость Е-4. Газ из Е-2, при необходимости, может направляться либо к горелкам печи П-1, либо в заводскую факельную систему.

Повышение четкости разделения и поддержание необходимого теплового режима в К-1 достигается “горячей струей”: полуотбензиненная нефть забирается с низа К-1, проходит через печь П-1 и возвращается вниз колонны К-1. В печи нефть нагревается до температуры 300-320 С.

Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1, пройдя через печь П-1, поступает в основную атмосферную колонну К-2. В колонне К-2 применяется острое и два циркуляционных орошения.

Пары воды и бензиновой фракции 85-180С верха колонны К-2 поступают в воздушный конденсатор Кд-2, где конденсируются и охлаждаются до 90 С, а затем в водяной холодильник Х-2, где доохлаждаются до 60 С и направляются в емкость Е-3. В Е-3 происходит отделение воды от бензина. Вода дренируется в промканализацию. Часть бензина из емкости Е-3 забирается и подается на верх колонны К-2 в качестве острого орошения, а избыток бензина откачивается в емкость Е-4.

Для регулировки температуры внутри колонны К-2 по зонам служат циркуляционные орошения.

Из колонны К-2 осуществляется вывод дизельной фракций 180-360?С. Т. к. выход фракции большой (т. е. сложно отобрать из одной точки) и по заданию нет необходимости получать реактивное топливо, то фракцию будем выводить двумя потоками: 180-240?С и 240-360?С в виде боковых погонов, поступающих соответственно в отпарные колонны К-3/1 и К-3/2

Для уменьшения парциального давления паров углеводородов и в целях наиболее полного извлечения светлых нефтепродуктов в К-2, отпарки легких нефтепродуктов в стриппинговых колоннах К-3/1 и К-3/2, в нижние части этих колонн подается водяной пар с давлением до 1,2 МПа.

С низа колонны выходит мазут, который через печь П-2 направляется на блок вакуумной перегонки.

Т. к. в пункте 1 был сделан вывод о целесообразности получения узких масляных фракций, то выбираем второй вариант перегонки мазута. Переработка мазута в данном случае может осуществляться по следующим схемам:

Выбираем одноколонную схему перегонки мазута с насадочной колонной К-5.

В вакуумной колонне К-5 установлено шесть пакетов структурной регулярной насадки КОХ-ГЛИТЧ Флексипак, т. к. данные насадки обладают высокой эффективностью разделения при малом гидравлическом сопротивлении, и пять отпарных тарелок в низу колонны.

Сырье подается после предварительного нагрева в печи П-2 в зону ввода сырья колонны. Жидкость из зоны ввода сырья перетекает через пять отпарных тарелок в нижнюю часть вакуумной колонны (куб). Для усиления испарения и уменьшения содержания летучих компонентов в жидкости в низ колонны подается перегретый водяной пар низкого давления.

Пары из зоны ввода сырья поступают во фракционирующую часть колонны. Она состоит из шести пакетов насадки.

Пакет №6, расположенный над вводом сырья имеет функцию так называемой промывной зоны. Эта часть колонны предотвращает унос жидкости из зоны ввода сырья во фракционирующую часть колонны. С глухой тарелки, расположенной под пакетом насадки №6, отбирается тяжелый боковой продукт, так называемый затемненный продукт. Затемненный продукт охлаждается в теплообменнике и подается в куб для понижения температуры в низу колонны К-5 (квенч).

Пакеты насадок №5, №4, №3 и №2 используются как фракционирующие пакеты для получения узких масляных фракций: 500-560°С, 420-500°С, 360-420°С и легкого вакуумного газойля (ЛВГ) соответственно. В колонне используем 4 циркуляционных орошения: для масляных дистиллятов кратностью – 2, для легкого вакуумного газойля – 15. Циркуляционные орошения и боковые погоны колонны используются в качестве теплоносителей для подогрева нефти.

Пакет №1, установленный в верху вакуумной колонны, выполняет прежде всего теплообменную функцию: съем оставшегося тепла на верху колонны.

С низа колонны К-5 отбирается вакуумный остаток (гудрон), который выводится с установки через ряд теплообменников.

Колонна К-4 служит для стабилизации бензина – отделения от бензина газовой головки С1-С4. Узкая верхняя часть колонны способствует улучшению отделения газа от бензина за счет увеличения скорости и уменьшения давления в этой части. В стабилизационную колонну К-4 поступает бензин из Е-4. Поддержание необходимого теплового режима в нижней части К-4 достигается циркулирующей флегмой, т. е. бензин с низа К-4 забирается, прокачивается через печь П-3 и возвращается в К-4. С верха К-4 пары головного погона – газы до С4 поступают в водяной холодильник Х-3, где конденсируются, охлаждаются и с температурой до 40С поступают в емкость Е-5, где происходит отделение сухого газа от рефлюкса. Головной погон из Е-5 в виде острого орошения возвращается на верх К-4, а избыток откачивается с температурой до 40 С.

Блок четкой ректификации или вторичной перегонки бензина предназначен для разделения бензина на узкие бензиновые фракции путем нагрева его в печи П-3 и дальнейшей перегонки в ректификационных колоннах. Колонна К-6, куда поступает бензин со стабилизатора К-4, имеет 60 клапанных тарелок (клапана – трапециевидные). Бензин в К-6 поступает с температурой равной температуре низа К-4, т. е. до 210 С, на 36-ю тарелку под давлением колонны К-4. Поддержание необходимого теплового режима в К-6 достигается циркулирующей флегмой, т. е. бензин с низа К-6 забирается, прокачивается через печь П-3, где нагревается до температуры сырья и возвращается в низ колонны. С верха колонны К-6 фракция н. к.-70С поступает в воздушный конденсатор – холодильник КХ-1, где конденсируется, охлаждается и поступает в емкость орошения Е-6. Из Е-6 фракция н. к.-70С подается на верх К-6 в виде острого орошения, а избыток выводится как продукт и используется в процессе изомеризации, с низа К-6 забирается бензиновая фракция 70-180С.

Следовательно, пускаем нефть через теплообменники двумя потоками. Скорость нефти по трубному пространству теплообменников будет составлять около 0,8 м/с. В первый и во второй поток направляем по 50% нефти. Для эффективного снятия тепла в колоннах К-2 и К-5, а также чтобы иметь возможность использовать орошения в качестве теплоносителей для нагрева нефти, примем их кратности равные – 2, а для ЛВГ – 19.

Http://stud. wiki/manufacture/2c0a65625a3ac68b4d43b89421206c36_0.html

Установка по подготовке и первичной переработке нефти (ЭЛОУ-АВТ-6 Саратовский НПЗ). Идентифицируется по признакам получения использования, переработки, образования и утилизации опасных веществ. (Идентифицируется по признаку использования оборудования, работающего под давлением более 0,07 МПа).

Размеры: 720 х 540 пикселей, формат: .jpg. Чтобы бесплатно скачать слайд для использования на уроке, щёлкните на изображении правой кнопкой мышки и нажмите «Сохранить изображение как. ». Скачать всю презентацию «Дисциплина Промышленная безопасность. ppt» можно в zip-архиве размером 8538 КБ.

«Нефть и газ» – Фенол. «Нефть – не топливо, топить можно и ассигнациями». Нефть: физические свойства. Природный газ. Природные источники углеводородов. Классификация важнейших источников углеводородов. Условные обозначения: Жидкие. Газовый бензин С5Н12 , С6Н14. Нефть. Как : Энергетически эффективное и дешевое топливо.

«Ликвидация разливов нефти и нефтепродуктов» – Анализ и разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов. Средства ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов. Предлагаемый способ сбора разлившейся нефти при помощи судна. Дамбы. Анализ методов ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов. Предлагаемая схема конструкции металлической сетки по сбору нефти.

«Подготовка к ЕГЭ по русскому» – Проблемная ситуация, призванная убедить учащихся в тесной связи лексики и орфоэпии. Обобщающее повторение орфоэпии и лексики. Постановка цели. Домашнее задание (основное задание по вариантам и дополнительное—по уровням). Воспитательные: Воспитание трудолюбия, бережного и вниматель – ного отношения к родному слову.

«Процессы переработки нефти» – Имеет специфический запах. Но полностью извлечь нефть из месторождений не удается (65% – максимум). Ближний и Средний Восток (64%). Макет установки для проведения крекинга. Мазут при высокой температуре разгоняют и получают машинные и смазочные масла. Термический крекинг. Добыча и запасы нефти. Кислород, азот и др. элементы.

«Методика подготовки к ЕГЭ» – Анализ проверочных мини-срезов. Количественный анализ. Качественный анализ. Содержание методики. География без зубрежки. Журнал учета результативности. Повышение уровня знаний учащихся, для успешной сдачи экзамена по географии. Методика подготовки к егэ.

«Проблемы переработки отходов» – Для получения 1 тонны бумаги расходуется около 17 деревьев. Переработка. Проблемы упаковки. Домашнее задание: Тема 8 Экологические проблемы международной логистики Рециклинг. Выход: строгое соблюдение условий международной конвенции по предотвращениям загрязнений моря. Страны лидеры в создании технологий по переработке отходов упаковки: Япония, Германия.

Http://900igr. net/prezentacija/obg/distsiplina-promyshlennaja-bezopasnost-189002/ustanovka-po-podgotovke-i-pervichnoj-pererabotke-nefti-elou-avt-6-19.html

Основной их недостаток — меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2 5-3 0 % мае.) отбор светлых фракций по сравнению с двухколонной схемой необходимость более качественной подготовки нефти.

Для перегонки легких нефтей с высоким содержанием растворимых газов (1 5-2 2 % мае) бензиновых фракций (до 20-30 % мае.) и фракций до 350 °С (50-60 % мае.) целесообразно применять атмосферную перегонку двукратного испарения то есть установки с предварительной отбензинивающей колонной и сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями для разделения частично отбензиненной нефти на топливные фракции и мазут. Двухколонные установки атмосферной перегонки нефти получили в отечественной нефтепереработке наибольшее распространение. Они обладают достаточной технологической гибкостью универсальностью и способностью перерабатывать нефти различного фракционного состава так как первая колонна в которой отбирается 50-60% мае бензина от потенциала выполняет функции стабилизатора сглаживает колебания во фракционном составе нефти и обеспечивает стабильную работу основной ректификационной колонны.

Применение отбензинивающей колонны позволяет также снизить давление на сырьевом насосе предохранить частично сложную колонну от коррозии разгрузить печь от легких фракции тем самым несколько уменьшить ее требуемую тепловую мощность.

Недостатками двухколонной AT более высокая температура нагрева отбензиненной нефти необходимость поддержания температуры низа первой колонны горячей струей на что требуются затраты дополнительной энергии. Кроме того установка оборудована дополнительной аппаратурой: колонной насосами конденсаторами-холодильниками и т. д.

При выборе ассортимента вырабатываемой продукции необходимо учитывать качество нефти и требования предъявляемые к качеству нефтепродуктов например выработку узких бензиновых фракций (головной (н. к.-62 °С) бензольной (62-85 °С) толуольной (85-120 °С) и ксилольной (120-140 °С)) можно принимать только при высоком содержании нафтеновых углеводородов. При низком и среднем содержании нафтеновых углеводородов предпочтительнее принимать схему выработки головной (н. к. 85 °С) и широкой (85-180 °С) бензиновых фракций с дальнейшим направлением последней на установки каталитического риформинга для получения высокооктановых компонентов бензинов.

Нефть и особенно ее высококипящие фракции и остатки характеризуются невысокой термической стабильностью. Для большинства нефтей температура термической стабильности соответствует температурной границе деления примерно между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК то есть приблизительно 350-360 °С. Нагрев нефти до более высоких температур будет сопровождаться ее деструкцией и следовательно ухудшением качества отбираемых продуктов перегонки.

В этой связи перегонку нефти и ее тяжелых фракций проводят с ограничением по температуре нагрева.

В условиях такого ограничения для выделения дополнительных фракций нефти выкипающих выше предельно допустимой температуры нагрева сырья возможно использовать практически единственный способ повышения относительной летучести компонентов – перегонку под вакуумом. Например перегонка мазута при остаточных давлениях в зоне питания вакуумной колонны 100 и 20 мм рт. ст. (133 и 30 кПа) позволяет отобрать газойлевые (масляные) фракции с температурой конца кипения соответственно до 500 и 600 °С. Обычно для повышения четкости разделения при вакуумной а также и атмосферной перегонки применяют подачу водяного пара для отпаривания более легких фракций. Следовательно с позиций термической нестабильности нефти технология ее глубокой перегонки то есть с отбором фракций до гудрона должна включать как минимум две стадии: атмосферную перегонку до мазута с отбором топливных фракций и перегонку под вакуумом мазута с отбором газойлевых (масляных) фракций я в остатке гудрона.

При переработке нефтей содержащих серу требуются дополнительные процессы гидроочистки для обессеривания нефтепродуктов а для парафинистых нефтей – установки по депарафинизации фракций особенно керосино-газойлевых.

Пользуясь кривой истинных температур кипения (ИТК) сырья устанавливают выходы продуктов перегонки в процентах на сырье исходя из выбранных пределов выкипания фракций. На рисунке 3 представлен пример установления выходов фракций и их показатели качества. После этого составляется материальный баланс установки в виде таблицы 2 [1].

М – молекулярная масса; t – температура кипения (индексы нк – начало кипения кк – конец кипения); – плотность; XJ

В показатели выхода определенные по ИТК вносится поправка на реальный отбор от потенциала. Для газов C1 – С4 он составляет 0 98; фракции н. к. -62 °С — 1 05; фракции 62-180 °С — 0 98-0 99; керосиновой фракции — 0 97; дизельной фракции — 0 95; вакуумных дистиллятов — 0 8. Величины выраженные в т/год т/сут кг/ч подсчитываются из заданной годовой мощности установки исходя из числа рабочих суток в году. Время отводимое на ремонт оборудования можно принимать в пределах 20-25 суток в год тогда число рабочих дней в году составит 340-345.

Мощность установок AT и АВТ может составлять от 2 до 12 млн. т./год. Выход продукции на установках первичной переработки зависит от свойств исходной нефти достигнутого отбора от потенциала светлых нефтепродуктов вакуумного дистиллята и т. д. Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) приводится ниже.

Таблица 2 – Материальный баланс первичной переработки типа ромашкинской (I) и самотлорской (II) нефтей.

Http://refy. ru/20/42291-2-processy-pervichnoy-pererabotki-nefti. html

Подготовленная на ЭЛОУ нефть после удаления солей и воды поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятные фракции, мазут и гудрон. Полученные фракции и остаток, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ на товарные н/п, поэтому для их облагораживания, а также углубления переработки нефти продукты, полученные на установках АТ и АВТ, используются в качестве сырья вторичных (деструктивных) процессов.

Технология первичной перегонки нефти имеет целый ряд принципиальных особенностей, обусловленных природой сырья и требованиями к получаемым продуктам. Нефть как сырье для перегонки обладает следующими свойствами:

– невысокую термическую стабильность тяжелых фракций и остатков, содержащих значительное количество сложных малолетучих смолистоасфальтеновых и серо-, азот – и металлоорганических соединений, резко ухудшающих эксплуатационные свойства н/п и затрудняющих последующую их переработку. Поскольку температура термической стабильности тяжелых фракций примерно соответствует температурной границе деления нефти между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, первичную перегонку нефти до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, а перегонку мазута в вакууме. Также этот выбор обусловлен не только термической стабильностью тяжелых фракций нефти, но и технико-экономическими показателями процесса разделения в целом. В некоторых случаях температурная граница деления нефти определяется требованиями к качеству остатка, так, например, при перегонке нефти с получением котельного топлива температурная граница деления проходит около 300 0 С, т. е. примерно половина фракции дизельного топлива отбирается с мазутом для получения котельного топлива.

В последние годы для расширения ресурсов дизельного топлива, а также сырья каталитического крекинга – наиболее важного и освоенного процесса, углубляющего переработку нефти – на установках АТ и АВТ осуществляется все более глубокий отбор дизельной фракции и вакуумного газойля соответственно, а для получения котельного топлива заданной вязкости используется процесс висбрекинга тяжелого остатка вакуумной перегонки. Таким образом, вопрос обоснования и выбора температурной границы деления нефти зависит от вариантов технологических схем переработки мазута и вариантов переработки нефти в целом. Обычно перегонку нефти и мазута ведут соответственно при атмосферном давлении и в вакууме при максимальной (без крекинга) температуре нагрева сырья с отпариванием легких фракций водяных паром. Сложный состав остатков перегонки требует также организации четкого отделения от них дистиллятных фракций, в том числе и высокоэффективной сепарации фаз при однократном испарении сырья. Для этого устанавливают отбойные элементы, что и позволяет избежать уноса капель паровым потоком.

Рис. Принципиальные схемы атмосферной колонны для перегонки нефти (а) и вакуумной колонны для перегон­ки мазута (б):

1 — секция питания; 2 сепарационная секция; 3 сложная колонна; 4—боковые отпарные секции; 5—нижняя отпарная секция;

I—нефть; II — дистиллятные фракции; III – водяной пар; IV – затемненный продукт; V – мазут; VI – гудрон; VII – вода;

F – питание; Fn, Fm – количество флегмы и парового потока со­ответственно; SДi — сумма дистиллятов.

Нефть, нагретая в печи, поступает в секцию питания 1 сложной ко­лонны 3, где происходит однократное ее испарение с отделением в сепарационной секции 2 паров дистиллятной фракции от мазута. Пары, поднимаясь из секции питания навстречу флегме орошения, разделяются ректификацией на целевые фракции, а из мазута за счет отпаривания водяным паром в нижней отпарной секции 5 выделяются легкокипящие фракции. Отпаривание легкокипящих фракций боковых погонов производят в боковых отпарных секциях (колоннах) 4 водяным паром или «глухим» подогревом. Орошение в сложной колонне 3 создается конденсацией паров в верху колонны и в промежуточных ее сечениях. Аналогичным образом организуется и процесс разделения мазута в вакуумной колонне.

Эффективная сепарация фаз в секции питания сложной колонны достигается установкой специальных сепараторов жидкости и промывкой потока паров стекающей жидкостью. Для этого режим работы колонны подбирают таким образом, чтобы с нижней сепарационной секции сложной колонны в нижнюю отпарную секцию стекала флегма Fn, количество которой обусловлено определенным избытком однократного испарения. Если принять расход избытка однократного испарения равным Fn = (0,05-0,07)F, то доля отгона сырья должна быть на величину Fn больше отбора дистиллятной фракции.

При правильной организации промывки отбойников и сепарации фаз после однократного испарения тяжелая дистиллятная фракция содержит незначительное количество смолистоасфальтеновых, сернистых и металлоорганических соединений.

Используемые в промышленности ректификационные колонны позволяют обеспечить требуемую степень разделения дистиллятных фракций при оптимальных затратах тепла, необходимого для таких энергоемких процессов, как первичная перегонка нефти и мазута.

Технологические схемы установок первичной перегонки нефти обычно выбираются для определенного варианта переработки нефти:

При неглубокой переработке нефти по топливному варианту перегонка ее осуществляется на установках АТ (атмосферных трубчатках); при глубокой переработке – на установках АВТ (атмосферно-вакуумных трубчатках) топливного варианта и при переработке по масляному варианту – на установках АВТ масляного варианта.

В зависимости от варианта переработки нефти получают различный ассортимент топливных и масляных фракций, а на установках АТ при неглубоком топливном варианте получают компоненты моторных топлив и в остатке мазут (котельное топливо).

По глубокому топливному варианту на атмосферном блоке получа­ют бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут подвергают дальнейшей переработке на блоках вакуумной перегонки с выделением широкой дистиллятной фракции и гудрона с последующим их крекиро­ванием.

При топливно-масляном варианте переработки нефти и наличии на заводе установок каталитического крекинга и АВТ большой единичной мощности целесообразно использование комбинированной технологи­ческой схемы установки первичной перегонки нефти, обеспечивающей одновременное или раздельное получение из нефти наряду с топливны­ми фракциями широкой и узких масляных фракций. Принципиальные технологические схемы таких установок приведены на рис.

По данной схеме переработка нефти осуществляется в три ступени: атмосферная перегонка с получением топливных фракций и мазута, ва­куумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона и вакуумная перегонка смеси мазута и гудрона, или с получе­нием широкой масляной фракции и утяжеленного остатка, используемого для производства гудрона.

Рис. 2. Принципиальные схемы установок первичной перегонки нефти по топливному ва­рианту неглубокой переработки АТ (а), топливному варианту глубокой переработки АВТ (б) и топливно-масляному варианту (в):

Бензин; V—водяной пар; VI—керосин; VII—легкое дизельное топливо; VIII—тяжелое дизельное топливо; IX мазут; X—неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздающую систему; XI широкая масляная фракция; XII гудрон; XIII легкий масляный дистиллят; XIV—средний масляный дистиллят; XV тяжелый масляный дистиллят.

Применение двух ступеней вакуумной перегонки с одновременным или раздельным получением широкой и узких масляных фракций придает установкам АВТ значительную технологическую гибкость.

Установка АВТ, комбинированная с обезвоживанием и обессоливанием нефти, с двухступенчатой вакуумной перегонкой показана на рис. 3.

1 электродегидратор; 2 — колонна стабилизации; 3—атмосферная колонна;

4 – отпарная сек­ция; 5—вакуумная колонна I ступени; 6—вакуумная колонна II ступени;

1—нефть; II — легкий стабильный бензин; III—сжиженный газ; IV—углеводородный газ; V— тяжелый бензин; VI—водяной пар; VII—керосин; VIII – легкое дизельное топливо; IX—тяже­лое дизельное топливо; X—легкий вакуумный газойль; XI — неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздаюшую систему; XII легкий масляный дистиллят; XIII средний масляный дистиллят; XIV- тяжелый масляный дистиллят; XV гудрон (на деасфальтизацию); XVI— широ­кая масляная фракция; XVII—утяжеленный гудрон (асфальт).

Http://studopedia. su/5_55769_pervichnaya-peregonka-nefti-na-promishlennih-ustanovkah. html

Нефть представляет собой смесь тысяч различных веществ. Полный состав нефтей даже сегодня, когда имеются в наличии самые изощренные средства анализа и контроля: хроматография, ядерно-магнитного резонанса, электронных микроскопов — далеко не все эти вещества полностью определены. Но, несмотря на то, что в состав нефти входят практически все химические элементы таблицы Д. И. Менделеева, её основа всё-таки органическая и состоит из смеси углеводородов различных групп, отличающихся друг от друга своими химическими и физическими свойствами. Независимо от сложности и состава, переработка нефти начинается с первичной перегонки. Обычно перегонку проводят в два этапа — с небольшим избыточным давлением, близким к атмосферному и под вакуумом, при этом используя для подогрева сырья трубчатые печи. Поэтому, установки первичной переработки нефти носят названия АВТ — атмосферно-вакуумные трубчатки.

Смысл процесса довольно прост. Как и все другие соединения, нефть преимущественно содержит жидкие углеводороды, которые имеют свою температуру кипения, то есть температуру, выше которой они испаряются, переходят в паровую фазу.

Перегонка осуществляется в ректификационной колонне, которая представляет собой высокий цилиндрический аппарат, перегороженный множеством ректификационных тарелок. Их конструкция такова, что поднимающиеся вверх пары углеводородов, могут частично конденсироваться, собираться на этих тарелках и по мере накопления на тарелке жидкой фазы сливаться вниз через специальные сливные устройства. В то же время парообразные продукты продолжают проходить через слой жидкости на каждой тарелке, и по мере прохождения по колонне вверх насыщаются более близкими по температурам кипения фракциями.

Температура в ректификационной колонне снижается по её высоте — от куба, до самой верхней тарелки. Для получения из нефти необходимой фракции, кипящей в заданных температурных пределах, достаточно сделать отводы из колонны на определённой высоте. Каждая фракция имеет свое конкретное назначение и в зависимости от него может быть широкой или узкой, то есть выкипать в интервале двухсот или двадцати градусов. И чем более узкие фракции необходимо получить, тем выше должны быть колонны. Чем больше в них тарелок, тем больше раз одни и те же молекулы должны, поднимаясь вверх с тарелки на тарелку контактировать друг с другом, переходя из газовой фазы в жидкую и обратно. Другими словами пройти многократную конденсацию и испарение с массообменом.

На практике перегонку (или, как говорят специалисты, разгонку), проводят в нескольких колоннах. Обычно их пять. На первой колонне выделяется легкая бензиновая фракция, во второй керосиновая и дизельные фракции. Легкая, нестабильная бензиновая фракция конденсируется в специальном холодильнике-конденсаторе и уже в жидком виде отправляется в стабилизационную колонну, откуда стабильная, широкая бензиновая фракция направляется в колонну для разделения на узкие фракции с последующим использованием их на вторичных процессах. Остатки атмосферной перегонки нефти направляют для извлечения более тяжелых масляных фракций в вакуумную колонну.

Омский НПЗ, при существующей переработке 14 млн. тонн нефти в год, способен перерабатывать до 20 млн. тонн нефти. Наличие резервных мощностей по первичной переработке, гарантирует надёжную, стабильную работу всех вторичных процессов и предприятия в целом.

Нефти различных месторождений заметно отличаются по фрак­ционному составу — содержанию легких, средних и тяжелых дистиллятов. Большинство нефтей содержит 15-25% бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С, и 45-55% фракций, перего­няющихся до 300-350 °С.

Основные химические элементы, входящие в состав нефти, – углерод (82-87%), водород (11-14%), сера (0,1-7%), азот (0,001-1,8%), кислород (0,5-1%).

Общее содержание алканов (парафины) в нефтях достигает 30-50%, циклоалканов (циклопарафины, нафтены) — от 25 до 75%. Арены (ароматические углеводороды) содержатся, как пра­вило, в меньшем количестве по сравнению с алканами и цикло-алканами (10-20%).

Соотношения между группами углеводородов придают неф-тям различные свойства и оказывают влияние на выбор метода переработки нефти и номенклатуру получаемых продуктов.

Нефть является основным источником сырья для нефтепере­рабатывающих заводов при получении моторных топлив, масел и мазута. Нефть и продукты ее переработки служат также сы­рьем для синтеза многочисленных химических продуктов: по­лимерных материалов, пластических масс, синтетических каучу-ков и волокон, спиртов, растворителей и др. В перспективе большая часть нефтепродуктов (особенно энергетических топ­лив) может быть замещена альтернативными энергоносителями, в то время как замена нефтяного сырья в качестве источника получения нефтехимических продуктов мало вероятна. Более того, доля нефти, используемой в нефтехимических произ­водствах, в ближайшие годы в мире возрастет до 8% и по про­гнозам в 2000 г. достигнет 20-25%. В связи с этим происходит интеграция нефтеперерабатывающей и нефтехимической про­мышленности и формирование нефтехимических комплексов.

Комбинирование нефтепереработки (первичная переработка, каталитический крекинг, риформинг) с нефтехимическими про­цессами (пиролиз, синтез мономеров, производство пластмасс и др.) значительно расширяет возможности выбора оптимальных схем глубокой переработки нефти, повышает гибкость произ-водственньгх систем для получения моторных топлив или неф­техимического сырья, способствует увеличению их рентабель­ности. В настоящее время имеется большое число процессов и их комбинаций, которые потенциально могут обеспечить глуби­ну переработки нефти вплоть до 100%.

Существуют первичные и вторичные методы переработки неф­ти. Первичными являются процессы разделения нефти на фрак­ции перегонкой, вторичные процессы — это деструктивная (химическая) переработка нефти и очистка нефтепродуктов (фракции перегонки различаются интервалом температур кипе­ния компонентов).

Http://www. ronl. ru/diplomnyye-raboty/himiya/289649/

Добавить комментарий