устройство мини нпз по переработке газового конденсата
Устройство мини нпз по переработке газового конденсата
Мини-завод по переработке газового конденсата и нефтегазоконденсатных смесей
По плотности газового конденсата можно судить только о наличии, либо отсутствии более тяжёлых углеводородов или фракций. Делать заключение о выходе основного конечного продукта (бензина или дизельного топлива) можно лишь на основании анализа данного газового конденсата на фракционный состав, который и покажет, какая фракция будет основным конечным продуктом (бензина или дизельного топлива)
Плотность газового конденсата варьируется от состава в пределах от 0,7 до 0,840, в зависимости от углеводородного состава. Если плотность дизельно – парафиновых фракций выше, то и плотность газового конденсата выше. Конденсат с повышенным содержанием газов имеет самый низкий уровень плотности.
Стабильный газовый конденсат, представляет смесь жидких углеводородов метанового, нафтенового и ароматического ряда и по физико – химическим показателям должен соответствовать следующим требованиям и нормам:
1. Давление насыщенных паров, Па (мм.рт.ст.) не более: зимний период 93325 (700), летний период 66661 (500)
2. Массовая доля воды, % не более 0,1
3. Массовая доля механических примесей, % не более 0,005
4. Масса хлористых солей, мг/л, не более 10
5. Массовая доля общей серы, %, не нормируется (определение по требованию потребителя).
6. Плотность при 20 градусов С, г/см3, не нормируется (определение обязательно).
7. Вязкость: при 20 (50) градусов С, мм2/сек, не нормируется (определение по требованию потребителя).
8. Фракционный состав, не нормируется (определение по требованию потребителя).
Нефтегазоконденсатная смесь представляет собой сложную смесь различных органических соединений, в основном углеводородов, отличающихся между собой температурами кипения и химическим строением молекул, входящих в их состав. Наряду с жидкими углеводородами, составляющими основу нефти и газового конденсата, в растворенном состоянии в ней присутствуют газовые углеводородные соединения, как правило, предельного характера. Добавление газового конденсата в нефть может преследовать различные цели.
Например:
1. Увеличить выход светлых нефтепродуктов (бензина, керосина, дизельного топлива), поскольку ГК содержит большое количество высокомолекулярных углеводородов, входящих в состав бензиновых, керосиновых, а также дизельных фракций нефти.
2. Получить так называемое газоконденсатное топливо, которое по сравнению с дизельным топливом по ГОСТ 305-82 имеет ряд преимуществ:
-лучшая испаряемость при низких температурах;
-высокая скорость горения и стабильность периода задержки воспламенения;
-высокая полнота сгорания;
-меньшие индикаторные и эффективные расходы топлива;
– пониженный износ узлов деталей цилиндропоршневой группы двигателя.
3. Удешевление процесса производства дистиллятных моторных топлив.
В отношении вопроса о выявлении наличия остатков, полученных при переработке газового конденсата добавленных в нефть с целью ее удешевления: Остатки выявить можно, но сложно, поскольку нефть это смесь, и ее состав может сильно варировать. Нефть определенных нефтяных райнов имеет как правило стабильный в течение времени состав, и на данную нефть получен соответствующий паспорт. Данные о плотности нефти (из паспорта) можно сравнить с образцом нефти, если она разбавлена, плотность будет НИЖЕ. Еще одним косвенным доказательством может служить повыщенный выход легких фракций в момент переработки нефти: другими словами, больше будет получено бензинов.
Технологии используемые на мини-заводе по переработке газового конденсата.
1. Нагрев сырья.
2. Получение жидко-топливных фракций.
3. Очистка дизельных фракций (комплектуется при необходимости).
Мини-завод комплектуется установками на усмотрение заказчика под востребованный технологический процесс.
Малогабаритная установка по переработке нефти и газового конденсата (УПНГК)
УПНГК — установка периодического действия с четким фракционированием получаемых узких фракций светлых нефтепродуктов таких как: петролейный эфир, лигроин, уайт-спирит, нефрасы, керосины, фракция бензиновая стабильная.
Установка дробного разделения позволяет полностью извлечь фракцию сырого бензола, высоколиквидный продукт, цена которого рынке в два раза выше цены на прямогонную бензиновую фракцию, и тем самым получить бензин, соответствующий требований Евро-4 по данному показателю.
Базовые условия поставки установок УПНГК включают:
1) получение исходных данных на проектирование и их согласование;
— технологической схемы установки;
— проектов нестандартного оборудования;
— рабочего проекта УПНГК с привязкой к коммуникациям;
3) поставку основного оборудования в блочно-модульном исполнении для сборки установки на месте. Объем поставки согласовывается при заказе установки;
4) поставку оборудования КИПиА для оснащения пульта управления (включает АСУ ТП, и т.д);
5) поставку вспомогательного оборудования (емкости, блоки насосов, котельные, площадки обслуживания, материалы и т.д.) для оснащения склада и ОЗХ. При необходимости может быть поставлено лабораторное оборудование;
6) авторский надзор за монтажом и пуско-наладочными работами;
7) пуско-наладочные работы (шеф-монтаж).
Оборудование проектируется и изготавливается в строгом соответствии с действующими нормами и правилами, в том числе, природоохранными, требованиями заказчика с учетом параметров сырья, а также местных географических и климатических условий.
-
На установках имеющих только блок атмосферной перегонки, из малосернистого сырья получают следующие продукты:
При вовлечении в переработку сырья с высоким содержанием воды и солей в состав установки обязательно включается блок обезвоживания и обессоливания.
При необходимости возможна поставка:
- установки вакуумной перегонки нефти для получения вакуумных газойлей, масел, гудронов, битумов;
- блока компаундирования для повышения октанового числа прямогонного бензина до АИ-92.
Выход и качество продуктов определяются качеством исходного сырья.
Состав установок по переработке углеводородного сырья определяется техническим заданием и зависит как от пожеланий Заказчика, так и от характеристик сырья и условий размещения установок.
Все установки комплектуются горизонтальными трубчатыми печами, которые в базовой комплектации оснащаются горелками фирмы ECOSTAR. С целью утилизации попутных нефтяных газов, по согласованию с Заказчиком, печи оснащаются узлом дожига газов. Для футеровки печи используются мягкие, термостойкие футеровочные материалы, значительно снижающие массу печи, повышающие ее КПД и облегчающие процесс транспортировки и монтажа печи.
На установках УПНГК применяются насадочные колонны с регулярной насадкой типа MELLAPAK.
Теплообменное оборудование выбирается с учетом физико-химических параметров технологических потоков. С целью оптимизации аппаратного оформления установок, при малых расходах технологических потоков применяются теплообменники типа «труба в трубе» или пластинчатые теплообменники, а для технологических потоков с большими расходами сред – кожухотрубчатые теплообменники с неподвижными трубными решетками или теплообменники с плавающей головкой.
Возможно комплектование установки аппаратами воздушного охлаждения, которые позволяют охлаждать в оптимальных режимах как один, так и несколько потоков в одном аппарате.
Установка поставляется блоками. Габариты и вес блоков соответствуют требованиям перевозки железнодорожным и автомобильным транспортом, монтаж может выполняться автомобильными кранами. Блочная поставка уменьшает объем монтажных работ, гарантирует высокую скорость и качество сборки установки.
Установки комплектуются системами аварийных сигнализаций и блокировок, которые позволяют вести технологический процесс, производить пуск и остановку в безаварийном режиме.
Гарантийный срок – 1 год с момента ввода в эксплуатацию.
По желанию заказчика установки могут быть укомплектованы автоматизированной системой управления технологическим процессом (АСУТП).
УПНГК – высокорентабельное производство, срок окупаемости капиталовложений — на основании анализа уже работающих установок, не превышает 8 ÷ 14 месяцев.
Строительство установок УПНГК целесообразно и экономически выгодно:
- в местах отдаленных от центров крупнотоннажного производства нефтепродуктов;
- для переработки сырья из труднодоступных месторождений, запасы сырья в которых малы, их разработка экономически невыгодна для подачи сырья в магистральные трубопроводы, но полезна для обеспечения региональной потребности;
- для обеспечения нефтепродуктами геологических и нефтедобывающих предприятий, так как завоз и потребление нефтепродуктов по существующим ценам является наибольшей статьей расходов указанных предприятий;
- для регионального обеспечения отдаленных от центра предприятий, расположенных вдоль магистральных нефтепроводов большой протяженности.
Исходное сырье (нефть и/или газовый конденсат) из сырьевых емкостей подается на узел подготовки, где происходит обессоливание и обезвоживание сырья. Далее подготовленное сырье поступает в испарительную емкость для ректификации.
Подогрев сырья производится посредством рекуперации тепла горячего теплоносителя через поверхность трубного пучка испарительной емкости. Теплоносителем является термическое масло, подогреваемое в горизонтальной огневой печи и перекачиваемое горячим циркуляционным насосом.
Работа установки происходит по принципу исчерпывания в результате поэтапного нарастающего нагрева сырья в испарительной емкости.
Ректификационная колонна с дефлегматором, теплообменниками-конденсаторами, системой острого орошения и рефлюксной емкостью монтируются в общем блочном каркасе в непосредственной близости от испарительной емкости.
Охлаждение и конденсация углеводородных паров в дефлегматоре и теплообменниках осуществляется оборотной водой подаваемой насосами.
Верх ректификационной колонны и параллельно расположенный вертикальный теплообменник-дефлегматор соединены с общей газовой обвязкой завода. В теплообменнике-конденсаторе углеводородные пары охлаждаются, конденсируются и стекают в рефлюксную емкость, откуда впоследствии производится подача дистиллятных фракций на орошение и предусмотрена возможность дренирования подтоварной воды.
Готовая продукция распределяется коммутационной аппаратурой в различные емкости в соответствии с заданными температурами начала и конца кипения.
Оставшаяся в испарителе тяжелая фракция откачивается насосом через теплообменник в мазутную емкость для дальнейшего использования в качестве топлива для горелки и сырья для энергогенерирующих мощностей, поставляемых отдельно от основного заказа.
Сброс подтоварной воды из испарителя осуществляется через специальный узел в подземную емкость, с последующим вывозом автоцистернами.
Установка соответствует всем требованиям санитарных норм, предъявляемых к данному оборудованию. Основной источник вредных выбросов в атмосферу – жидкотопливная блочная горелка. Максимальная количество вредных выбросов в атмосферу для установки производительностью по сырью 10 тыс. т/год при работе на жидком топливе составляет (кг/год): углеводороды – 364, окись углерода – 35, окись азота – 112, двуокись азота – 5, пыль неорганическая – 0,7.
По степени воздействия на организм человека (токсичность) вредные выбросы относятся к малоопасным (4 и 3 класс опасности).
Всю интересующую Вас информацию об изготовлении и производстве малогабаритной установки по переработке нефти и газового конденсата (УПНГК) можете узнать у наших специалистов по телефону.
Информация и соответствующие материалы могут быть изменены без предварительного уведомления. Bеб-сайт, а также вся информация и связанные с ним материалы, которые он содержит, предоставляются в состоянии «как есть». ООО «УКРНЕФТЕМАШ ЕРС» не предоставляет каких-либо гарантий и не гарантирует полноту, точность, «актуальность» или адекватность, пригодность, функциональность, доступность или работу этого веб-сайта или информации и материалов, которые он содержит. Используя этот веб-сайт, вы соглашаетесь с тем, что информация и материалы на этом веб-сайте могут быть неполными, неточными, устаревшими или не соответствовать вашим потребностям и требованиям.
Linas Technology – Distillation of 21 century
Технология ЛИНАС – ректификация ХХI века
Установка НПУ-50 мощностью 50000 тонн нефти в год является наиболее востребованной на рынке мини НПЗ в России.
На базе НПУ-50 разработана установки НПУ-65, которая отличаются более мощной печью, увеличенными холодильниками и более мощными насосами.
НПУ-50 имеет высокую экономическую эффективность наряду с низкими затратами на эксплуатацию данной установки.
НПУ-50 может быть использована для переработки нефти, газового конденсата и их смеси. Производительность НПУ-50 при переработке газового конденсата сильно зависит от состава газового конденсата. При содержании бензиновой составляющей около 55% объемных в газовом конденсате НПУ-50 может иметь производительность около 4,0-4,4 тонны в час. При использовании нефти или ее смеси с конденсатом плотностью выше 805 кг/м 3 производительность НПУ-50 равна 6,25 тонны в час. Реальный опыт работы на одном из НПЗ показал, что лучше работать на смеси газового конденсата и нефти. Это позволяет снизить выход мазута, увеличить выход дизельной фракции и лучше сбалансировать её состав. Тем не менее, уменьшение выхода мазутной фракции ниже 10-20% приводит к неравномерной загрузке теплообменного оборудования установки и к увеличению отложений кокса в змеевике печи и в колонне.
Установка успешно прошла экспертизу по промышленной безопасности и имеет разрешение на применение Ростехнадзора России.
В 2005 году компания Линас-Техно завершила монтаж первой НПУ-50, которая расположена в Красноярском крае. НПУ-50 является глубоко модернизированным вариантом НПУ-8(12). Технология работы НПУ-50 прошла всестороннюю проверку в лаборатории Линас и в промышленном масштабе.
НПУ-50 на месте постоянной эксплуатации (Красноярский край)
В августе 2006 года в Западной Сибири была запущена в промышленную эксплуатацию НПУ-50, использующая в качестве сырья газовый конденсат. На фото ниже представлен общий вид мини-НПЗ и непосредственно фото НПУ-50. Позднее установка была модернизирована для отбора дополнительной – керосиновой – фракции.
НПУ-50 на месте эксплуатации
В январе-феврале 2007 года группой компаний Линас осуществлен запуск в промышленную эксплуатацию очередной установки НПУ-50. Установка расположена на Черниговском НПЗ (Кузбасс). В качестве сырья используются различные виды нефти Западной Сибири. На фото ниже представлен общий вид мини-НПЗ и непосредственно установки НПУ-50.
НПУ-50 на месте эксплуатации
В конце июня 2008 года группой компаний Линас осуществлен запуск в промышленную эксплуатацию очередной установки НПУ-50. Установка расположена в Западной Сибири, в Курганской области. В качестве сырья используются различные виды нефти Западной Сибири. Данная установка НПУ-50 выполнена по новой технологической схеме с вынесенной отдельно печью нагрева сырья. На фото ниже представлен общий вид установки НПУ-50.
НПУ-50 на месте эксплуатации
Новейшая модель НПУ-50-4 была запущена в промышленную эксплуатацию на Черниговской НПЗ (Кузбасс) в марте 2009 года. Данная модель установки обеспечивает повышенный выход дизельной фракции. Позднее еще несколько усовершенствованных моделей НПУ-50 с увеличенной глубиной отбора светлых фракций были запущены в Красноярском крае, в Курганской и Кемеровской областях.
НПУ-50-4 на месте эксплуатации
В 2014 году в Самарской области на нефтеперерабатывающем предприятии СТН-Терминал запущены две установки НПУ-50 нового поколения, построенные по вертикальной планировке. От предыдущих установок Линас они отличаются более высокими эксплуатационными характеристиками, более эффективным разделением смеси углеводородов и значительной компактностью расположения оборудования. Установки прошли испытания и признаны годными к промышленной эксплуатации.
Также новые установки Линас оснащены новой более эффективной системой управления и ПАЗ, соответствующей современным требованиям промышленной безопасности.
В марте 2018 года в г.Томске успешно завершены испытания установки КБР-50, разработанной, изготовленной и запущенной компанией Линас-Техно по заказу компании ООО «НПО РеаСиб». Установка КБР-50 создана на основе установки НПУ-50 и ориентирована на разделение фракций в нефтехимии. Она предназначена для разделения углеводородного сырья на три фракции, применяемые для приготовления буровых растворов. Особенностью установки является новая ректификационная колонна Линас, позволяющая получать узкие многокомпонентные фракции с практически нулевым перекрытием между фракциями. Другой особенностью установки является наличие двух печей. Благодаря своим уникальным особенностям, установка КБР-50 позволяет решать широкий класс задач в нефтехимии, в отличие от установок типа НПУ-50, используемых только в нефтепереработке. Данная установка является 18-ой промышленной установкой, спроектированной и построенной нашей компанией.
Основные технические характеристики
нефтеперегонной установки НПУ-50
Назначение: атмосферная перегонка нефти, газового конденсата или их смеси.
Получаемые фракции: бензиновая фракция, фракция дизельная, мазут М100 по ГОСТ 10585-99 или судовое топливо. По желанию заказчика колонна может быть оснащена дополнительными секциями для отбора керосиновой фракции.
Основные технические характеристики НПУ-50 представлены в таблице 1.
Сырьем для установки служит сырая нефть, газовый конденсат или их смесь. Более подробно требования к качеству нефти описаны здесь. Особенности работы на газовом конденсате изложены здесь.
Модульная конструкция установки позволяет доставлять к месту монтажа отдельные блоки обычным грузовым транспортом. При необходимости возможен демонтаж и перемещение установки на новое место.
Воздушная система охлаждения позволяет эксплуатировать установку в безводной местности и не загрязнять окружающую среду. Горелка печи комбинированная. При пуске установке горелка работает на нефти. После выхода на рабочий режим горелка переключается на питание мазутом, получаемым на установке. Возможны варианты использования в качестве дополнительного топлива природного или прямогонного газа. При оснащении установки мобильной дизельной электростанцией возможна эксплуатация в местностях, удаленных от линий электропередач.
Установка НПУ-50 работает полностью в автоматическом режиме. Запуск и остановка установки производятся в ручном режиме.
Установка НПУ-50 полностью герметична, что предотвращает загрязнение окружающей среды. Воздушная система охлаждения и безводная технология перегонки нефти также повышают экологическую безопасность установки.
Для эксплуатации НПУ-50 не используется пар для увеличения выхода светлых продуктов и увеличения температуры вспышки дизельной фракции. Ректификационная эффективность технологии Линас без использования пара позволяет достигать такого же уровня извлечения светлых продуктов как и на традиционной ректификационной колонне в присутствии острого пара. Как следствие отсутствия острого пара исчезает проблема отделения влаги из дизельной фракции. Регулирование температуры вспышки дизельной фракции в колонне Линас осуществляется в дополнительной секции, которая является частью колонны Линас, и за счет регулирования процесса флегмообразования в верхней ректификационной секции.
Малое содержание углеводородов в ректификационной колонне (в 50-100 раз ниже классической колонны) значительно повышают ее взрыво-пожаробезопасность в сравнении с существующими аналогами.
Установка может быстро перенастраиваться на работу с различными видами нефти и газового конденсата, а также на их смеси.
В холодное время года линии установки обогреваются самогреющим кабелем.
Конструкция установки защищена двумя патентами России, международной заявкой и многочисленными ноу-хау.
Принятая технология представляет собой атмосферную перегонку нефти. С целью снижения затрат энергии на нагрев и испарение нефти, предварительный подогрев сырья осуществляется за счет последовательного отбора тепла от выходящих из колонны дизельной фракции и мазута. Отдавая нефти тепло в теплообменниках, дизельная фракция и мазута охлаждаются до необходимых температур. В технологической схеме принят нагрев нефти в змеевике трубчатой печи.
Технологическая схема НПУ-50 является усовершенствованной модификацией схемы НПУ-8.
Отличительные особенности технологической схемы НПУ-50:
- работа под низким избыточным давлением 0,01-0,03 МПа (0,1-0,3 атм) или при атмосферном давлении улучшает условия отбора фракций с установки, позволяет использовать прямогонный газ в качестве технологического топлива для печи установки, что значительно улучшает экономические показатели переработки нефти;
- прямогонный газ напрямую отводится из дизельного подогревателя в сепаратор бензина в обход зон высокотемпературного нагрева нефти и ректификационной колонны, что позволяет улучшить условия нагрева нефти, стабилизировать работу подогревателей и колонны;
- прямогонный газ, являющийся отходом производства, может использоваться в качестве “бесплатного” технологического топлива для работы печи при условии достаточного содержания его в сырье.
Технологическая мнемосхема НПУ-50
Качество нефти оказывает решающее воздействие на процесс эксплуатации оборудования НПУ и на качество получаемых нефтепродуктов. Для оценки пригодности нефти для переработки на НПУ необходимо учитывать целый комплекс ее свойств. Статья, посвященная вопросам качества нефти, находится здесь.
Прямогонный газ может использоваться в качестве альтернативного вида топлива для печи нагрева сырья (при условии достаточного количества в сырье).
Однако он является ценным топливом, и экономически более выгодно поставить в составе НПЗ установку по компримированию газа. На выходе будет получаться сжиженная пропан-бутановая фракция, которую можно использовать как в технологических, так и в бытовых целях.
Бензиновая фракция, получаемый в результате перегонки углеводородного сырья, содержит углеводородные фракции с диапазоном кипения от начала кипения до 150-215 о С. Октановое число фракции при этом в зависимости от исходного состава нефти, может колебаться в диапазоне 56-72 по моторному методу. Такая фракция не пригодна для непосредственного использования в качестве моторного топлива. При снижении флегмовой нагрузки на верхнюю ректификационную секцию возможно получение тяжелых бензиновых (нефрасовых) или бензино-керосиновых фракций с концом кипения до 240 о С.
Бензиновая фракция может быть использован в следующих вариантах:
- В качестве топлива двигателей внутреннего сгорания после введения антидетонационных добавок (процесс компаундирования). Это позволяет получать товарный неэтилированный бензин непосредственно в товарно-сырьевом парке установки. Стоимость компаундированного бензина конкурентоспособна с отпускной ценой бензина, производимого на крупных нефтеперерабатывающих заводах. Таким образом можно получать бензин Нормаль-80 по ГОСТ Р 51105-97. Однако это возможно лишь при условии малого содержания серы в исходном сырье.
- В качестве сырья для каталитических установок по получению высокооктанового бензина.
- В качестве сырья для нефтехимических заводов, например, для получения полиэтилена.
Дизельная фракция
Дизельная фракция, получаемая на установке, может удовлетворять требованиям ГОСТ 305-82 и быть пригодной для непосредственного использования при условии низкого содержания серы в исходном сырье. Если серы в исходном сырье много, то потребуется сероочистка полученной фракции. Установка может оперативно настраиваться на получение летней или зимней дизельных фракций. При получении зимней фракции выход полезного продукта несколько снижается, примерно на 5%. При необходимости возможно получение арктической фракции.
При оснащении установки дополнительным блоком вакуумной отпарки мазута выход дизельной фракции увеличивается на 5-8% от общей производительности установки.
Изменяя технологические режимы на установках Линас также возможно получение судового маловязкого топлива, различных технологических топлив и иных дизельных фракций.
Дизельные фракции, получаемые по технологии НПУ-50: слева “зимняя”, справа “летняя”.
Топочный мазут является остаточным продуктом перегонки нефти. На НПУ-50 получается мазут М100 по ГОСТ 10585-99. Мазут М100 получается как в летнем, так и в зимнем режиме.
Благодаря оригинальной конструкции стриппинга установки НПУ-50 удается получать мазут с температурой вспышки в открытом тигле до 165-175 о С. При этом удается увеличить извлечение дизельной фракции из мазута на 3-4% по сравнению с НПУ-8(12).
Мазут может быть использован в качестве топлива в котельных для получения пара, тепла, горячей воды, на электростанциях, может использоваться в качестве сырья для получения покрытий кровельных материалов, мастик для дорожного строительства, и других битумных материалов. Также мазут может использоваться в качестве технологического топлива НПУ-50.
На установках Линас нового поколения с вертикальной планировкой возможно непосредственное получение темного судового топлива с температурой вспышки в закрытом тигле выше 60 о С.
При работе установки на газовом конденсате основными продуктами разгонки являются бензиновая фракция, дизельная фракция и печное топливо (остаток перегонки).
Ниже приводятся примеры материального баланса НПУ-50, полученные в реальных условиях эксплуатации.
Установка по переработке газового конденсата (нефти)
Сырье: Газовый конденсат с содержанием серы не более 400 ppm
Основная продукция установки:
товарные бензины Технический регламент, класс 5.
Возможные другие варианты выпуска бензинов: Нормаль-80 по ГОСТ Р 51105-97, Регуляр Евро-92 и Премиум Евро-95 по ГОСТ Р 51866-2002, (соответствует нормам Евро-3) и Супер Евро-98 по ГОСТ Р 51313-99. Установка рассчитана на максимальный выпуск бензина класса 5 (ЕВРО-5) по Техническому регламенту; дизельное топливо Технический регламент, класс 5. По ГОСТ Р 52368-2005 (Евро-4); мазут.
*Технический регламент “О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту”
Требования к качеству современных высокооктановых автобензинов, выпускаемых по спецификации Евро-3 и выше ограничивают содержание в них бензола величиной не более 1,0 % об.
В данной технологии на блоке гидроизомеризации использовано сырьё, состоящее из смеси фракции нк-85 °С гидрогенизата и фракции НК-85 °С риформата. На этом сырье получается гидроизомеризат с октановым числом по ииследовательскому методу ОЧИ не менее 79 (76 ОЧМ).
Для выпуска товарного бензина по ТР класс 5 (ЕВРО-5), рекомендуются рецептура 60 % мас. тяжелого риформата и 40 % мас. гидроизомеризата, что соответствует балансовому выпуску продуктов на установке и МТБЭ в концентрации до 15 % об.
Рис.1. Схема НПЗ по переработке газового конденсата (содержание серы не более 400 ppm) с выпуском товарных продуктов в соответствии с стандартами ЕВРО-5 (класс 5 по Техрегламенту)
Для производства моторных топлив ЕВРО-5 (класс 5 по Техрегламенту) из нефти установка включает в себя следующие блоки (процессы):
- ЭЛОУ АВТ – установка атмосферно-вакуумной перегонки и ЭЛОУ
- ГО БФ – установка гидроочистки бензиновой фракции
- Риформинг-установка каталитического риформинга
- ГО + ГДп ДФ – установка гидроочистки и гидродепарафинизации дизельной фракции
- УК ДТ – установка компаундирования дизельного топлива
- УК АБ – установка компаундирования автобезнинов
- Из + ГИ – установка изомеризации и гидроизомеризации
- МЭА очистка – установка моноэтаноламинной очистки водородсодержащего газа
- Клаус – установка выделения элементарной серы процессом Клаус
- Битумная установка – установка производства битума окислением гудрона
- ВСГ – контур водородсодержащего газа
- Гидрокрекинг – установка гидрокрекинга вакуумногогазойля
Конкретный состав НПЗ проектируется с учетом качества исходного сырья и Технического задания Заказчика.
Рис.2. Схема НПЗ по глубокой переработке нефти с выпуском товарных продуктов в соответствии с стандартами ЕВРО-5 (класс 5 по Техрегламенту)