финская мини нпз характеристики– cccp-online.ru

финская мини нпз характеристики

НПЗ — это промышленное предприятие перерабатывающее нефть

Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие по переработке нефти и нефтепродуктов

  • Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) — это, определение
  • Характеристика нефтеперерабатывающих заводов
  • Профили нефтеперерабатывающих заводов
  • Топливный профиль НПЗ
  • Топливно-масляный профиль НПЗ
  • Топливно-нефтехимический профиль НПЗ
  • Подготовка сырья для процесса каталитического крекинга на НПЗ
  • Перегонка нефти на нефтеперерабатывающем заводе
  • Классификация установок первичной перегонки нефти на НПЗ
  • Продукты первичной перегонки нефти на НПЗ
  • Комбинированная установка первичной переработки нефти на НПЗ
  • Крекинг нефти на НПЗ
  • Каталитический крекинг на НПЗ
  • Гидроочистка нефти на нефтеперерабатывающем заводе
  • Гидроочистка нефтепродуктов
  • Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу) при переработке нефти на НПЗ
  • Способы утилизации сероводорода и получение серы
  • Подземная закачка газа
  • Процесс Клауса
  • Схема процесса Клауса
  • Окислительные процессы в процессе Клауса
  • Нефтепереработка в России на НПЗ
  • История переработки нефти в России на НПЗ
  • Источники статьи “Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) — это”

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) — это, определение

Мощность переработки. Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как предприятия в целом (исчисляемой миллионами тонн в год), так и технологических процессов. Мощность НПЗ зависит от многих факторов, прежде всего от потребности в нефтепродуктах экономического района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий. Наряду с заводами, перерабатывающими 5-15 млн. тонн черного золота в год, имеются заводы-гиганты, перерабатывающие 20-25 млн. тонн в год, и небольшие заводы, перерабатывающие 3-5 млн. тонн в год.

Ассортимент выпускаемых нефтепродуктов. Ассортимент выпускаемых нефтепродуктов, как правило, насчитывает около сотни наименований. В соответствии с выпускаемыми продуктами НПЗ принято классифицировать на следующие группы: НПЗ топливного профиля, НПЗ топливно-масляного профиля, НПЗ топливно-нефтехимического профиля (нефтехимкомбинаты), НПЗ топливно-масляно-нефтехимического профиля. Наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку на моторные топлива приходится наибольший процент потребления. Комплексная переработка нефтяного сырья (то есть топливно-масляно-нефтехимическая) по сравнению с узкоспециализированной переработкой, например, чисто топливной, более эффективна.

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это

Заворды по переработке нефти характеризуются по варианту переработки нефти и ее глубине. На этапе проектирования НПЗ, вторая группа показателей определяет выбор тех или иных технологий для получения соответствующей товарной продукции.Варианты переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический.Глубина переработки нефти – выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа.

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это

Набор установок включает в себя: обязательно — перегонку черного золота, риформинг, гидроочистку; дополнительно — вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг,изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки черного золота, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ – атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.

АВТ разделена на два блока – атмосферной и вакуумной перегонки.

1. Атмосферная перегонка

Атмосферная перегонка предназначена для отбора светлых нефтяных фракций – бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки – мазут.

Процесс заключается в разделении нагретой в печи черного золота на отдельные фракции в ректификационной колонне – цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость – вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.

2. Вакуумная перегонка

Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.

Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля – 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы.

3. Стабилизация и вторичная перегонка бензина

Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы переработки нефти, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему нефтепереработки данного процесса, при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.Продукты первичной нефтепереработки охлаждаются в теплообменниках, в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ.Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой черного золота в год.На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт.

На НПЗ топливно-масляного профиля помимо различных видов топлив и углеродных материалов производятся смазочные материалы: нефтяные масла, смазки, твердые парафины и т. д.

На НПЗ топливно-нефтехимического профиля помимо различных видов топлива и углеродных материалов производится нефтехимическая продукция: полимеры, реагенты и т. д.

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это

Нефтехимическая или комплексная нефтепереработка предусматривает, наряду с топливами и маслами, производство сырья для нефтехимии: ароматические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза и др., а также выпуск продукции нефтехимического синтеза.По топливно-нефтехимической схеме работают Нижнекамскнефтеоргсинтез, Салаватнефтеоргсинтез, Орскнефтеоргсинтез, Ангарская НХК, Ярославнефтеоргсинтез. Особенностью этого варианта нефтепереработки заключается в том, что нет процесса термического крекинга (по сравнению с топливным вариантом), а есть процесс пиролиз. Сырьём для этого процесса являются бензин и дизтопливо. Получаются непредельные углеводороды: алкены и алкадиены (этилен, пропилен, изобутилен, бутелены, изоамилен, амилен, цеклопентадиен), которые затем подвергаются экстракции и дегидрированию (целевые продукты – дивинил и изопрен), а также ароматические углеводороды (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы).

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это

Подготовка сырья для процесса каталитического крекинга на НПЗ

Легкий и тяжелый газойль получают в главной фракционирующей колонне. Остальные продукты выделяют в секции газофракционирования с последующей очисткой от сернистых соединений, например, в секциях “Мерокс”. Выходы и качественные показатели получаемых продуктов приведены в таблицах

Углеводородные газы каталитического крекинга содержат не менее 75-80 % жирных газов – от пропана и пропилена до пентана и амилена. Кроме того, в них присутствуют 25-40% изомерных (разветвленных) углеводородов. Поэтому они являются ценным сырьем для ряда процессов нефтехимического синтеза.Сухой газ после выделения и очистки от сероводорода моноэтаноламином (МЭА) на секции газофракционирования направляют в топливную сеть НПЗ.Удаление меркаптанов из бензина, пропанпропиленовой и бутанбутиленовой фракций происходит в секциях 4000 и 5000 в присутствии катализатора, щелочи и кислорода при 40-50°С. В результате реакции:сильной коррозионной активностью, превращаются в дисульфиды – практически нейтральные соединения. Как видно из реакции, общее содержание серы в продуктах не изменяется.

Пропанпропиленовая фракция может использоваться для получения полипропилена и изопропилового спирта, однако для Мозырского НПЗ более привлекательно производство на ее основе диизопропилового эфира (ДИПЭ) – высокооктанового кислородсодержащего компонента для автомобильных бензинов.Бутан-бутиленовая фракция также будет использована для получения ценного высокооктанового компонента бензина – алкилата. Он является товаром установки алкилирования изобутана бутиленами. Кроме этого, бутан-бутиленовая фракция может направляться на синтез метилтретбутилового эфира (МТБЭ), полимерных материалов и бутиловых спиртов.Бензин является целевым товаром процесса MSCC и применяется в качестве компонента для приготовления всех марок товарных бензинов. Он имеет (таблица 3.6) достаточно высокие плотность – от 742 до 745 кг/м3 и октановое число – от 92 до 94 пунктов (по исследовательскому методу). Последнее обусловлено значительным содержанием алкенов (10-18% мас.) и аренов (20-30 % мас.). Кроме того, входящие в его состав алканы, алкены и арены не менее чем на 65 % состоят из углеводородов изомерного строения, обладающих повышенными значениями октановых чисел. Таким образом, бензин каталитического крекинга существенно отличается по химическому составу от аналогичных продуктов других процессов переработки нефти. Характеристика стабильного бензина приведена в таблице 3.6.

Легкий газойль и кубовый товар, выходы и качество которых приведены в таблице 3.7, обычно используются в качестве компонентов котельного топлива. Они на 50-80 % мас. состоят из ароматических углеводородов.

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это

Рис. Принципиальные схемы атмосферной колонны для перегонки черного золота (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;

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 затрата 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 фирмы 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 издержках тепла, необходимого для таких энергоемких процессов, как первичная перегонка черного золота и мазута.

Классификация установок первичной перегонки нефти на НПЗ

Технологические схемы установок первичной перегонки черного золота обычно выбираются для определенного варианта нефтепереработки:

При неглубокой нефтепереработке 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 нефтепереработки 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 нефтепереработки и наличии на заводе установок каталитического крекинга и АВТ большой единичной мощности целесообразно использование комбинированной технологи­ческой схемы установки первичной перегонки черного золота, обеспечивающей одновременное или раздельное получение из черного золота наряду с топливны­ми фракциями широкой и узких масляных фракций. Принципиальные технологические схемы таких установок приведены на рис. По данной схеме нефтепереработка 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 черного золота по топливному ва­рианту неглубокой переработки АТ (а), топливному варианту глубокой переработки АВТ (б) и топливно-масляному варианту (в):

1 — атмосферная колонна; 2—отпарная секция; 3— вакуумная колонна;

I—нефть; II—легкий бензин; III—углеводородный газ; IV—тяжелый

бензин; V—водяной пар; VI—керосин; VII—легкое дизтопливо; VIII—тяжелое дизтопливо; 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 черного золота, с двухступенчатой вакуумной перегонкой показана на рис. 3.

Рис. 3. Комбинированная схема установки АВТ:

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 дизтопливо; IX—тяже­лое дизтопливо; 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).

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это

В зависимости от состава черного золота, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов уста­новок первичной перегонки черного золота может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефтей получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержа­нию целевых компонентов): бензиновые н.к. — 140 (180) 0С, керосиновые 140 (180)—240 °С, дизельные 240—350 0С, вакуумный дистиллят (га­зойль) 350—490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350—400, 400—450 и 450—500 0С, тяжелый остаток > 500 °С — гудрон.Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава черного золота, т. е. от потенциального содержания целевых фракций в нефтях. В качестве примера в табл. 8.1 приведены данные по выходу топливных и масляных фракций из ромашкинской и самотлорской нефтей, различающихся потенциальным содержанием топливных фракций — содержание фракций до 350 °С в этих нефтях составляет около 46 и 50 % (мае.) соответственно (табл. 8.1).Рассмотрим направления использования продуктов первичной пе­регонки черного золота и мазута.Углеводородный газ состоит в основном из пропана и бутана. Пропан-бутановая фракция используется как сырье газофракционирующей установки для выделения из нее индивидуальных углеводородов, полу­чения бытового топлива. В зависимости от технологического режима и аппаратурного оформления первичной перегонки черного золота пропан-бута-новая фракция может получаться в сжиженном или газообразном со­стоянии.Бензиновая фракция н.к. -180 °С используется как сырье установки вторичной перегонки бензинов (вторичной ректификации).Керосиновая фракция 120—240 0С после очистки или облагоражива­ния используется как реактивное топливо; фракция 150—300 0С – как осветительный керосин или компонент дизтоплива. Фракция дизтоплива 180—350 °С после очистки используется в качестве дизтоплива; возможно получение компонентов лег­кого (зимнего) и тяжелого (летнего) дизтоплива соответствую­щего фракционного состава, например 180—240 и 240—350 °С. Фрак­ция 200—220 °С парафинистых нефтей используется как сырье для про­изводства жидких парафинов — основы для получения синтетических моющих средств.Атмосферный газойль 330—360 °С — затемненный товар, получает­ся на установке АВТ, работающей по топливному варианту; используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установки катали­тического крекинга.Мазут — остаток первичной перегонки черного золота; облегченный мазут (> 330 °С) может использоваться в качестве котельного топлива, утяже­ленный мазут (> 360 °С) – как сырье для последующей переработки на масляные фракции до гудрона. В настоящее время мазут может исполь­зоваться также как сырье установок каталитического крекинга или гид­рокрекинга (ранее применялся в качестве сырья установок термическо­го крекинга).Широкая масляная фракция (вакуумный газойль) 350—500° или 350— 550 °С используется как сырье установки каталитического крекинга и гидрокрекинга.Узкие масляные фракции 350—400, 400—450 и 450—500 0С после со­ответствующей очистки от сернистых соединений, полициклических ароматических и нормальных парафиновых углеводородов используют­ся для производства смазочных масел.Гудрон — остаток вакуумной перегонки мазута — подвергается даль­нейшей переработке с целью получения остаточных масел, кокса и (или) битума, а также котельного топлива путем снижения вязкости на установках висбрекинга.

Комбинированная установка первичной переработки нефти на НПЗ

В большинстве случаев атмосферная перегонка черного золота и вакуумная перегонка мазута проводятся на одной установке АВТ, которая часто комбинируется с ЭЛОУ, а иногда и с блоком вторичной перегонки бен­зина. Типовые мощности отечественных установок первичной перера­ботки черного золота 2, 3, 4, 6 млн т/год.Ниже приводится описание работы комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ с секцией вторичной перегонки бензиновой фракции.Установка рассчитана на переработку нестабильной черного золота типа ромашкинской и отбор фракций н. к. — 62, 62—140, 140—180, 180—220 (240), 220 (240)-280, 280-350, 350-500 °С (остаток-гудрон). Исход­ное сырье, поступающее на установку, содержит 100—300 мг/л солей и до 2 % (мае.) воды. Содержание низкокипящих углеводородных газов в черного золота достигает 2,5 % (мае.) на нефть. На установке принята двухсту­пенчатая схема электрообессоливания, позволяющая снизить содержа­ние солей до 3—5 мг/л и воды до 0,1 % (мае.). Технологическая схема установки предусматривает двукратное испарение черного золота. Головные фракции из первой ректификационной колонны и основной ректифи­кационной колонны вследствие близкого фракционного состава полу­чаемых из них продуктов объединяются и совместно направляются на стабилизацию. Бензиновая фракция н. к. — 180 °С после стабилизации направляется на вторичную перегонку для выделения фракций н. к. — 62, 62—140 и 140—180 °С. Блок защелачивания предназначается для щелочной очистки фракций н. к. — 62 (компонент автобензина) и 140— 220 °С (компонент топлива ТС-1). Фракция 140—220 °С промывается водой, а затем осушается в электроразделителях.Сырая нефть (рис. 8.17) прокачивается насосами двумя потоками через теплообменники, где нагревается до 160 °С за счет регенерации тепла горячих нефтепродуктов, и направляется двумя параллельными потоками в электродегидраторы 3. На прием сырьевых насосов подает­ся щелочной раствор и деэмульгатор. В электрическом поле высокого напряжения эмульсия разрушается и вода отделяется от черного золота. Электродегидраторы рассчитаны на работу при 145—160 °С и давлении 1,4— 1,6 МПа. Обессоленная и обезвоженная нефть двумя потоками допол­нительно нагревается в теплообменниках до 210—250 °С и направляется в первую ректификационную колонну 6. С верха колонны головной погон в паровой фазе отводится в конденсаторы-холодильники воз­душного охлаждения и после доохлаждения в водяном холодильнике до 30—35 °С поступает в емкость 4. Тепловой режим в колонне б под­держивается «горячей» струей, поступающей из печи 75 с температу­рой 340 0С.

Рис.5 Принципиальная схема комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ

производитель­ностью 6 млн т/год сернистой черного золота:

1 — насосы; 2 —теплообменники; 3—электродегидраторы; 4— емкости; 5—конденсаторы-холо­дильники; 6— первая ректификационная колонна; 7—основная ректификационная колонна; 8— отпарные колонны; 9 — фракционирующий абсорбер; 10— стабилизатор; 11, 12 — фракцио­нирующие колонны вторичной перегонки бензина; 13— вакуумная колонна; 14 — вакуумсоздающее устройство; 15—печи;

I—сырая нефть; II—обессоленная нефть; III— V—компоненты светлых нефтепродуктов; VI, VII— узкие бензиновые фракции (н.к. — 62 °С и 85— 120 °С соответственно); VIII — продукты разложения; IX— дистилляты вакуумной колонны; X—острый водяной пар; XI—гудрон; XII— бензольная фракция (62—85 °С); XIII — тяжелая фракция бензина (выше 120 °С); XIV— су­хой газ; XV— жирный газ

Остаток первой ректификационной колонны 6— полуотбензиненная нефть — нагревается в печи атмосферного блока установки до 360 °С и поступает в основную ректификационную колонну 7, вверху которой поддерживается давление 0,15 МПа. В этой колонне применя­ются верхнее острое и два циркуляционных орошения. С верха колон­ны выходят пары фракции 85— 180°С и водяной пар, которые направ­ляются в конденсаторы-холодильники. Конденсат при 30—35 0С пода­ется в емкость. Из основной ректификационной колонны 7 в виде бо­ковых погонов через соответствующие отпарные колонны 8 выводят фракции 180-220 °С (III), 220-280 °С (IV) и 280-350 0C (V).Фракции 85—180°С и 180—220 °С защелачивают. Фракции 220— 280 °С и 280—350 0С после охлаждения до 60 °С направляют в резервуа­ры. Мазут (нижний товар основной ректификационной колонны) подается в печь 75 вакуумного блока установки, где нагревается до 410 °С, и с этой температурой проходит в вакуумную колонну 13.Получаемая в вакуумной колонне верхняя боковая фракция до 350 °С подается в основную ректификационную колонну 7. Из вакуум­ной колонны в виде бокового погона отводится фракция 350—500 0С. В этой колонне обычно применяется одно промежуточное циркуляцион­ное орошение. Гудрон с низа вакуумной колонны прокачивается через теплообменники и холодильники и при 90 °С направляется в промежу­точные резервуары.На установке применяются в основном аппараты воздушного ох­лаждения, что способствует сокращению затраты воды.

На установке предусмотрена возможность работы без блока вакуум­ной перегонки. В этом случае мазут с низа ректификационной колонны 7 прокачивается через теплообменники и холодильники, где охлаждает­ся до 90 °С, и направляется в резервуарный парк.Широкая бензиновая фракция н.к. — 180 °С после нагрева до 170 °С поступает в абсорбер 9. После отделения в абсорбере сухих газов (XIV) нижний поток направляется в стабилизатор 10. В абсорбере и стабили­заторе поддерживается давление 1,2МПа. В стабилизаторе 10 нижний товар абсорбера разделяется на два потока: верхний (до 85 °С) и ниж­ний (выше 85 °С). В колонне 77 верхний поток разделяется на узкие фракции VI (н.к. — 62 °С) и XII (62—85 °С). Нижний поток из стабили­затора направляется в колонну 72, в которой разделяется на фракцию VII (85—120 °С) и XIII (120—180 °С). Тепловой режим абсорбера регули­руется подачей флегмы, которая прокачивается через печь и в паровой фазе возвращается в низ абсорбера.Установка может работать с выключенным блоком вторичной пере­гонки. В этом случае стабильный бензин с низа стабилизатора 10 на­правляется в теплообменник, откуда поток через холодильник поступа­ет на защелачивание и далее в резервуарный парк.Для удаления следов воды фракцию 140—250 °С осушают в электроразделителях. На 1т перерабатываемой черного золота расходуется 3,5—4м3 воды, 1,1 кг водяного пара, 27—33 кг топлива. На установке рационально использу­ется тепловая энергия вторичных источников. За счет утилизации тепла горячих потоков производится около 35 т/ч пара высокого давления. В начале установка была запроектирована без блока ЭЛОУ, в процессе эксплуатации она была дооборудована этим узлом. На ряде нефтепе­рерабатывающих заводов производительность установки в результате дооборудования дополнительными аппаратами и сооружениями пре­высила проектную — 6 млн т/год и достиглГ 7—8 млн т/год.Материальный баланс установки производительностью 6 млн т/год (для черного золота типа ромашкинской) характеризуется данными табл. Полученные при первичной перегонке черного золота продукты не являются товарными и направляются на облагораживание (гидроочистка, депарафинизация) или на дальнейшую переработку путем деструктивных вторичных процессов. Эти процессы обеспечивают получение ценных компонентов топлива и мономеров для нефтехимического синтеза, уг­лубление нефтепереработки, а также более широкого ассортимента продукции НПЗ.Ко вторичным деструктивным процессам относятся изомеризация, риформинг, термический и каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование, окисление гудрона в битумы. По масляному варианту со­ответствующие узкие фракции вакуумного газойля и гудрон направля­ются на последовательные процессы очистки и приготовления продукт­ных масел.

Таким образом, являясь головным процессом НПЗ как топливного, масляного, так и нефтехимического профиля, первичная перегонка не­фти обеспечивает сырьем все установки завода. От качества разделения черного золота — полноты отбора фракций от потенциала и четкости разделе­ния — зависят технологические параметры и результаты работы всех последующих процессов и в конечном итоге общий материальный ба­ланс завода и качество товарных нефтепродуктов.

Вторичная нефтепереработка проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. Cracking — расщепление).

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это

Ввиду того, что отрыв гидрид-иона от третичного углеродного атома требует меньших издержек энергии, чем от вторичного и первичного, изоалканы крекируются значительно быстрее, чем алканы нормального строения.Реакции развития цепи включают все возможные в данных условиях реакции карбкатионов. Например, если на первой стадии процесса образовался первичный карбкатион С7Н15, то наиболее вероятным направлением его превращения будет изомеризация в более устойчивые вторичную и третичную структуры. Теплота, выделяющаяся при изомеризации, может быть затрачена на расщепление нового иона. Таким образом, процесс превращения карбкатиона С7Н15 состоит в последовательно-параллельном чередовании реакций изомеризации и р-распада. Так как распад алкильных карбкатионов с образованием первичных и вторичных ионов Ci—Сз происходит значительно труднее, чем с образованием третичных ионов с большим числом атомов углерода, то скорость каталитического крекинга алканов возрастает с удлинением цепи. Например, при крекинге в одинаковых условиях степень превращения С5Н12 составляет 1 %; C7H16 —3 %; С12Н24— 18 %; C16H34 —42 %. Легкость (низкая эндотермичность) распада ионов с отщеплением третичных карбкатионов приводит к накоплению изоструктур в продуктах распада алканов, содержащих 7 и более атомов углерода. Выделяющиеся низкомолекулярные карбкатионы после изомеризации отрывают гидрид-ион от молекулы исходного углеводорода, и весь цикл реакций повторяется. Обрыв цепи происходит при встрече карбкатиона с анионом катализатора.

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это

Гидроочистка нефти на нефтеперерабатывающем заводе

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это

Параметры процесса: Давление 1,5-2,2 МПа; Температура 300-400 °C; Содержание водорода в ВСГ – 75 %; Кратность циркуляции водорода 180-250 мі/мі; Катализатор -кобальт – молибденовый

Параметры процесса: Давление 8-9 МПа; Температура 370-410 °C; Содержание водорода в ВСГ – 99 %; Кратность циркуляции водорода >500 мі/мі; Катализатор -никель-молибденовый.

Гидроочистка нефтяных масел

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это

Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу) при переработке нефти на НПЗ

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) – это

Нефтепереработка в Российской Федерации ведется на 28 крупных заводах по переработке нефти (НПЗ), а также более чем на 200 мини-НПЗ, менее половины которых работает на легальных основаниях. Суммарная мощность перерабатывающих мощностей на территории Российской Федерации — 279 млн тонн.Наибольшие мощности по переработке нефти расположены в Приволжском, Сибирском и Центральном федеральных округах. В 2004 году отмечалось, что на три этих округа приходится более 70 % общероссийских нефтеперерабатывающих мощностей.сновные производства размещены преимущественно вблизи районов потребления нефтепродуктов: в европейской части страны — в Рязанской, Ярославской, Нижегородской, Ленинградской областях, Краснодарском крае, на юге Сибири и Дальнем Востоке — в городах Омск, Ангарск, Ачинск, Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре. Кроме того, НПЗ построены в Башкирии, Самарской области и Пермском крае — регионах, являвшихся в свое время крупнейшими центрами нефтедобычи. Впоследствии, когда добыча земляного масла переместилась в Западную Сибирь, мощности по нефтепереработке на Урале и в Поволжье стали избыточными.В настоящее время на рынке черного золота и нефтепродуктов в Российской Федерации доминирующее положение занимают несколько нефтяных компаний с вертикально-интегрированной структурой, которые осуществляют добычу и нефтепереработку, а также реализацию нефтепродуктов, как крупным оптом, так и через собственную снабженческо-сбытовую сеть. Рыночная ситуация нефтепродуктов полностью зависит от стратегии нефтяных компаний, формирующейся под воздействием цен на нефть, товарной структуры и географии спроса.В собственности вертикально-интегрированных компаний находятся более 70 % перерабатывающих мощностей страны. Наибольшими установленными мощностями к началу 2010 года располагали фирмы «”Роснефть”» и «Лукойл», они же являются лидерами по объёмам нефтепереработки, 49,6 млн тонн и 44,3 млн тонн соответственно. В сумме это почти 40 % переработанного в Российской Федерации сырья.

Большинство нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) Российской Федерации появились в два десятилетия после Великой Отечественной войны. С 1945 по 1965 год было введено в эксплуатацию 16 НПЗ.

При выборе площадок для размещения НПЗ руководствовались прежде всего принципом близости к районам потребления нефтепродуктов. НПЗ в Рязанской, Ярославской и Горьковской областях были ориентированы на Центральный экономический район; в Ленинградской области — на Ленинградский промузел; в Краснодарском крае — на густозаселённый Северо-Кавказский район, в Омской области и Ангарске — на потребности Сибири. Однако шло и наращивание производства нефтепродуктов в местах добычи нефти. До конца 1960-х годов главным нефтедобывающим районом страны было Урало-Поволжье, и новые НПЗ были построены в Башкирии, Куйбышевской и Пермской областях. Эти НПЗ покрывали дефицит нефтепродуктов в Сибири и других районах Российской Федерации, а также в союзных республиках бывшего СССР.

За 1966—1991 годах в СССР было построено 7 новых НПЗ, из них 6 — вне РСФСР (в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте и Павлодаре). Единственным новым нефтеперерабатывающим предприятием, построенным после 1966 года на территории РСФСР, стал Ачинский НПЗ, введённый в эксплуатацию в 1982 году. Кроме того, в 1979 году была организована нефтепереработка в Нижнекамске («Нижнекамскнефтехим») для обеспечения потребности в сырье нефтехимического производства.В 1990-х годах произошло резкое сокращение объёма производства в переработке нефти. Из-за резкого сокращения внутреннего потребления черного золота при суммарных мощностях по первичной ее переработке 296 млн т в год в 2000 году фактически переработано 168,7 млн т, то есть загрузка заводов по переработке нефти упала до 49,8 %. На большинстве НПЗ продолжала сохраняться отсталая структура переработки нефти с низкой долей деструктивных углубляющих процессов, а также вторичных процессов, направленных на повышение качества продукции. Всё это обусловило низкую глубину нефтепереработки и низкое качество выпускаемых нефтепродуктов. Глубина нефтепереработки в 1999 году составила в среднем по Российской Федерации 67,4 %, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5 %, приблизившись к западноевропейским стандартам.

В последующие годы в переработке нефти наметилась обнадёживающая тенденция. За период 2002—2007 годов наблюдался устойчивый рост объёмов нефтепереработки со среднегодовым приростом порядка 3 % в 2002—2004 годах и 5,5 % в 2005—2007 годах. Средняя загрузка действующих НПЗ по первичной переработке в 2005 году составила 80 %, объём переработки увеличился со 179 в 2000 году до 220 млн тонн в 2006 году. Существенно увеличились инвестиции в нефтепереработку. В 2006 году они составили 40 млрд рублей, что на 12 % больше, чем в 2005 году. Выросла и глубина нефтепереработки.

На ряде НПЗ было проведено строительство комплексов глубокой нефтепереработки. В 2004 году вступил в строй комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля на Пермском НПЗ («Лукойл»), в 2005 году запущена установка каталитического риформинга мощностью 600 тыс. тонн в год на Ярославнефтеоргсинтезе («Славнефть»), комплекс мягкого гидрокрекинга вакуумного газойля и каталитического крекинга на Рязанском НПЗ (ТНК-BP).

В конце октября 2010 года Группа «группа Татнефть» ввела в строй установку первичной нефтепереработки мощностью 7 млн тонн в год — часть строящегося в Нижнекамске комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО». Комплекс ориентирован на глубокую переработку тяжелой высокосернистой черного золота, из которой планируется производить высококачественные нефтепродукты, в том числе бензин и дизтопливо стандарта Евро-5. Глубина переработки составит 97 %. В конце 2010 года Нижегородский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) начал выпуск автомобильного бензина стандарта Евро-4. В январе 2011 года Саратовский НПЗ начал производство дизельного топлива стандарта Евро-4.

Всего в 2008—2010 годах в модернизацию НПЗ нефтяными компаниями было инвестировано 177 млрд рублей. За этот период было построено шесть новых и реконструировано десять действующих установок по производству качественных моторных топлив на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) вертикально-интегрированных нефтяных компаний.

В середине 2011 года отмечалось, что модернизация ведётся на большинстве крупных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) Российской Федерации.

8 июля 2011 года Путин провёл совещание «О состоянии переработки нефти и рынка нефтепродуктов в России». Путин заявил, что нужно увеличить глубину нефтепереработки, чтобы это полностью покрывало потребности внутреннего рынка в нефтепродуктах. По мнению Путина, надо вплотную заняться увеличением объёмов переработки нефти, причём именно вторичной переработки, в том числе по таким технологическим процессам, как изомеризация, риформинг, крекинг. Он предложил начать постепенное сближение уровней пошлин на сырую нефть и тёмные нефтепродукты. Первоначально, сказал Путин, предлагается снизить экспортную пошлину на нефть до уровня 60 % и установить ставку экспортной пошлины на нефтепродукты на уровне 66 % от ставки экспортной пошлины на сырую нефть, а с 2015 года — выйти на равные ставки по мазуту и по сырой черного золота. Путин заявил, что процесс модернизации переработки нефти нужно взять под самый тщательный контроль и самим компаниям, и под государственный контроль, причём все организации должны представить конкретные программы реконструкции и развития НПЗ.

В 2011 году были заключены тпошлинуонние модернизационные Договора (нефтекомпаний, правитпошлины и ФАС), которые оговаривают, что к 2015 году в Российской Федерации будет производиться около 180 млн тонн светлых нефтепродуктов. В соглашениях было заявлено, что в ходе модернизации НПЗ на Период до 2020 года нефтяными компаниями будет реализована реконструкция и строительство 124 установок вторичных Процессов на НПЗ. Минэнерго Российской Федерации обеспечивает постоянный Контроль и в рамках своей компетенции проводит мониторинг выполнения программ по модернизации нефтеперерабатывающих мощностей и вводу новых мощностей вторичной Нефтепереработки в целях исполнения поручения Путина от 8 июля 2011 года и 28 декабря 2011 года.

В конце августа 2011 года Путин подписал постановление правительства № 716, устанавливающее новый порядок расчёта вывозных Таможенных налогов на нефтепродукты. Постановление было принято в рамках введения так называемой схемы «60-66», призванной стимулировать развитие Отрасли и увеличивать глубину Переработки нефти. Согласно этой схеме, с 1 октября 2011 года были повышены Пошлины на Экспорт тёмных нефтепродуктов (Мазут, бензол, толуол, ксилолы, вазелин, парафин и смазочные масла), а также на Дизтопливо с 46,7 % от Пошлины на Нефть до 66 %. При этом экспортная Пошлина на сырую Нефть по схеме 60—66 была снижена, чтобы компенсировать нефтяным компаниям Издержки, которые возникнут у них в связи с повышением Пошлин на нефтепродукты. Ранее ставка рассчитывалась по формуле «Цена Черного золота на основе мониторинга за предшествующий месяц плюс 65 % от Разницы между этой Ценой и $182 за 1 тонну ($25 за 1 Баррель — Цена, принятая за основную)», теперь в формуле фигурируют 60 % от Разницы Цен. Согласно постановлению № 716, с 1 января 2015 года Пошлина на темные нефтепродукты увеличится до 100 % от Пошлины на сырую Нефть, Пошлина на светлые не изменится.

Программа модернизации Заводов по переработке нефти нпошлин год была полностью выполнена нефтяными компаниями. Организацией ««Роснефть»» было реконструировано пять установок по вторичной Нефтепереработке: одна установка гидрокрекинга, одна установка гидроочистки Дизтоплива на Куйбышевском НПЗ и три установки каталитического риформинга на Куйбышевском, Сызранском и Комсомольском НПЗ. Кроме тогпошлинаше Срока в 2011 году введена в эксплуатацию устапошлинызомеризации на НПЗ ОАО «Славнефть-ЯНОС» мощностью 718 тыс. тонн в год. По итогам 2011 года план по Выпуску топлива, который был положен в основу модернизационных соглашений, Фирмы даже перевыполнили. Так, Дизтоплива произвели на 1,8 млн тонн больше, чем было заявлено. Замглавы ФАС Анатолий Голомолзин заявил: «По сути, впервые за много лет российские Фирмы начали серьёзно заниматься нефтепереработкой. Они вообще не считали нужным вкладываться в модернизацию и предпочитали более легкие пути. К примеру, выпускали Мазут и экспортировали его. Но после того, как вывозные Таможенные налоги на темные и светлые нефтепродукты уравняли, гнать Мазут стало невыгодно. Теперь с экономической точки зрения интереснее выпускать продукты с более глубокой степенью переработки. Более того, действующая сейчас система Акцизных налогов стимулирует нефтяников выпускать более качественные светлые нефтепродукты».

По состоянию на весну 2012 года велись Работы по реконструкции и строительству 40 установок, ввод в эксплуатацию которых планируется осуществить в Период 2013—2015 годов; строительство установок вторичных Процессов, ввод в эксплуатацию которых запланирован на 2016—2020 годы, в основном находился на стадии планирования либо базового проектирования.

В середине 2012 года отмечалось, что Модернизация НПЗ идёт в рамках установленной программы.

По итогам 2012 года нефтеперерабатывающая Промышленность Российской Федерации поставила рекорд по объёмам Нефтепереработки за последние 20 лет и впервые за последние пять-шесть лет избежала осеннего Кризиса на Рынке Бензина.

Добавить комментарий