Сырая нефть проходит установки подготовки нефти (ЭЛОУ-2, ЭЛОУ-6). Подготовка нефти заключается в удалении из сырой нефти хлористых солей кальция, магния, натрия и воды, растворимых в нефти, в виде эмульсии. Процесс ведётся за счёт воздействия специальных реагентов (деэмульгаторов) и электрического поля.
Обессоленная и обезвоженная нефть (содержание солей до 5 мг/л) поступает на установки первичной переработки нефти (АТ, АВТ-3, АВТ-6).
Установки первичной переработки нефти состоят из атмосферных блоков (АТ) в сочетании с вакуумными блоками (ВТ) на установках АВТ-3 и АВТ-6.
В атмосферной части путём ректификации (перегонки) нефти при определённой температуре и давлении отбираются светлые фракции нефтепродуктов: бензин, керосин, дизельное топливо. Остаток нефти после атмосферной перегонки (мазут>350 °С) направляется на вакуумные блоки установок АВТ-3 и АВТ-6, где при остаточном давлении 40-60 мм. рт. ст. из мазута отгоняется дополнительное количество вакуумных дистиллятов (350-530 °С), которые направляются на процессы глубокой переработки нефти (установка Г-43-107).
Остаток вакуумной перегонки – гудрон (фр. 500 °С) направляется на производство нефтебитума и на смешение котельного топлива (топочного мазута), а также на установку висбрекинга для снижения вязкости гудрона (особенно в зимний период).
В основу технологического процесса получения битумов положен метод непрерывного окисления гудрона кислородом воздуха в аппаратах колонного типа при определенной температуре:
На блоке висбрекинга установки АТ-ВБ остаток вакуумной перегонки – гудрон подвергается термическому крекированию при температуре 440-4500С и давлении 22 кгс/см2.
Полученные жидкие нефтепродукты остаток висбрекинга и бензин – отгон направляются на смешение котельного топлива.
Бензиновые фракции, получаемые с блока атмосферной перегонки установок АТ, АВТ-3, АВТ-6, подвергаются стабилизации (удалению легких газообразных углеводородов) и разгонке на отдельные фракции установки вторичной перегонки бензинов (22-4) и блоке стабилизации вторичной перегонки, входящем в состав комбинированной установки АВТ-6.
После стабилизации и вторичной перегонки более тяжелая бензиновая фракция с пределами кипения 85-180 °С направляется на установки каталитического риформинга Л-35-11/300М и ЛЧ-35-11/1000, где в присутствии платинорениевых катализаторов при высокой температуре (до 520 °С) и давлении (15; 35 кгс/см2) происходят процессы облагораживания бензина (его ароматизация) для повышения основной характеристики автомобильного бензина – октанового числа с 60 пунктов до 94-97 пунктов и. м.
Полученный после установок каталитического риформинга высокооктановый компонент поступает в парк смешения товарных бензинов, куда также поступают и легкие прямогонные фракции бензина, выкипающие до 85 °С.
Керосиновый дистиллат с атмосферной части установок АТ, АВТ-3, АВТ-6 выводится как компонент реактивного топлива ТС-1.
Часть из него подвергается гидрообессериванию на установке гидроочистки 24-5 (п. б.) для снижения содержания меркаптановой серы. Гидроочищенный компонент смешивается с прямогонным в требуемом соотношении и выпускается как товарное топливо ТС-1 (высшего сорта).
Дизельные фракции (компоненты дизельного топлива) подвергаются следующим процедурам.
Легкий компонент диз. топлива (фракция 180-240 °С) используется для получения товарного зимнего дизельного топлива или как компонент летнего топлива.
Фракция 240-380 °С направляется на установки гидроочистки (24-5 л. б, 24-2000), где в присутствии водорода на катализаторах происходит разложение сернистых соединений до сероводорода, который потом отделяется от реакционной массы и выделяется из газов в процессе очистки МЭА.
В результате гидроочистки содержание серы в дизельном топливе снижается с 0,8-1,0% до 0,05% (на высокоактивных катализаторах).
Гидроочищенный компонент поступает в товарный цех на компаундирование товарного дизельного топлива.
Смесь газовых компонентов, которые выделяются в процессе стабилизации прямогонных бензинов и бензинов каталитического риформинга (рефлюкс стабилизации) с установок АВТ-6, 22-4 и 35-11/1000 в сжиженном виде направляются на газоразделение – установку газофракционирования ГФУ-2. На установке ГФУ за счёт ректификации выделяют (пропан+бутан) и остаток (пентан и выше).
Смесь пропана и бутана поступает на компаундирование для получения бытового сжиженного газа (установка газораздачи); остаток (газовый бензин) на смешение в товарный бензин.
Http://studbooks. net/1965649/matematika_himiya_fizika/tehnologicheskaya_shema_neftepererabatyvayuschego_zavoda
Схема нефтеперерабатывающего завода ( НПЗ) определяется потребностью в нефтепродуктах того или иного ассортимента, качеством перерабатываемой нефти, состоянием разработки технологических процессов. Кроме того, балансом производства и потребления нефтепродуктов предусматриваются их постоянные и временные перевозки из одного района в другой по схеме, обеспечивающей минимум затрат. [1]
В схемы перспективных нефтеперерабатывающих заводов обязательно включают процессы гидроочистки дизельных фракций, полученных при прямой перегонке нефти и в деструктивных термических и каталитических процессах. Гидроочистка либо входит в состав комбинированной установки ( например, ЛК-6у), либо включается в схему завода в виде отдельной установки. [3]
В схеме нефтеперерабатывающих заводов, разрабатываемой Ленгипрогазом и ВНИИ-нефтехимом, увеличение выработки дизельного топлива нужно предусмотреть на основе термоконтактного крекинга с последующей гидроочисткой его легких дистиллятов. Для придания топливно-нефтехимического профиля заводу в этой же схеме надо заменить гидрокрекинг нефтехимической модификацией установки каталитического крекинга типа 43 – 104, хорошо перерабатывающей тяжелые дистилляты термоконтактного крекинга. [4]
В схемах нефтеперерабатывающих заводов, имеющих только установки гидроочистки прямогонных сернистых топлив, вторичных продуктов каталитического крекинга и термоконтактных процессов, потребность в водороде обычно удовлетворяется количествами, вырабатываемыми в процессе каталитического риформинга; при глубоких его формах выход водорода достигает 2 вес. [5]
В схемах нефтеперерабатывающих заводов ближайших лет процесс гидрокрекинга при 50 ати целесообразно предусматривать, учитывая, что первые заводские опыты гидрокрекинга при 50 ати, проведенные в конце 1964 г., дали положительные результаты. [6]
Ранее в схемы нефтеперерабатывающих заводов включались несколько однотипных установок небольшой мощности, которые работали параллельно, что требовало создания сложной сети трубопроводов, промежуточных емкостей и насосных, обеспечивающих транспорт, сбор, перекачивание газов и жидких углеводородов на газофр акционирующую установку. С введением же в схему завода укрупненных или комбинированных установок, производительностью по 6 млн. т нефти в год, резко изменились условия размещения установок, в том числе и ГФУ. [7]
При разработке схем перспективных нефтеперерабатывающих заводов исходили из того, что в Советском Союзе в зависимости от района должны строиться заводы с различной глубиной переработки нефти. В связи с этим была сделана попытка разработать ряд типовых укрупненных элементов, например в виде комбинированных многосекционных установок различного назначения, набором которых можно было бы создавать НПЗ с различной глубиной переработки нефти. [8]
Для всех предлагавшихся схем нефтеперерабатывающих заводов характерен разный объем выработки водорода на установках каталитического риформинга. [9]
Целесообразность включения в схему нефтеперерабатывающего завода с неглубокой переработкой нефти процесса висбрекинга объясняется тем, что остатки перегонки арланской нефти характеризуются высокой смолистостью и вязкостью, что вызывает определенные трудности при получении котельных топлив. [10]
Несколько замечаний о схемах перспективных нефтеперерабатывающих заводов, которые были нам доложены. Я примерно такого же мнения, какое здесь высказал тов. [11]
На рис. 12 представлена схема нефтеперерабатывающего завода, в состав которого входят установки: гидрирования сырья, идущего на каталитический крекинг, коксования ( для снижения выхода остаточных нефтепродуктов) и изомеризации фракций С4 – С5 для получения сырья алки-лирования и компонентов бензина. Гидрокрекинг в этой измененной схеме не предусмотрен, но включены процессы изомеризации и коксования. Эффективность низкотемпературной изомеризации парафиновых фракций по водороду чрезвычайно высока. Ниже приводятся выходы ( в вес. [13]
На рис. 152 приведена схема нефтеперерабатывающего завода топливного профиля для переработки непарафинистых и несернистых нефтей. [14]
Включение почти во все схемы перспективных нефтеперерабатывающих заводов процесса гидрокрекинга, основывалось, вероятно, на тенденциях, проявляемых в зарубежной заводской практике. Однако при этом не было учтено то, что в США гидрокрекинг развивался, в основном, в промышленных зонах, располагающих избытками водорода от процесса каталитического риформинга, где нет надобности экономить водород. Проявившаяся на совещании тенденция повышать рабочее давление процесса гидрокрекинга, как это делается за рубежом, поведет к значительному увеличению расхода водорода: с 1 % вес. В результате этого может произойти сильное удорожание производства вторичных дизельных топлив, так как водород, получаемый при каталитическом риформинге, обеспечивает потребность только процесса гидроочистки, а водород, получаемый для гидрокрекинга всеми другими современными методами, оказывается примерно в 35 раз дороже водорода, получаемого при каталитическом риформинге. [15]
Http://www. ngpedia. ru/id495399p1.html
Характеристика продуктов полученных при первичной перегонке нефти
В связи с переходом на интенсивные методы технологии и строительством; укрупненных и комбинированных установок все большую роль играет повышение качества расчетов процессов и аппаратов нефтепереработки, оптимизации действующих и проектируемых технологических схем.
Современные требования, предъявляемые к ассортименту и уровню качества нефтепродуктов, оказали решающее влияние на технический прогресс в области производства нефтепродуктов, на создание более совершенных технологических установок и производственных комплексов.
Особое место отводится вопросам тщательного обезвоживания и обессоливания нефтей как основному условию повышения технико-экономических показателей производства за счет увеличения межремонтных пробегов технологических установок, снижения возможности отравления катализаторов, улучшения качества остаточных продуктов и т. д.
Повышение эффективности использования нефти в процессе ее первичной и вторичной переработки прежде всего связано с углублением отбора нефтепродуктов от их потенциального содержания. Эта задача должна решаться преимущественно путем интенсификации и реконструкции действующих установок первичной и вторичной переработки нефти. Основой реконструкции являются прежде всего надежные проверочные расчеты, позволяющие уточнить оптимальные параметры по производительности имеющихся аппаратов и оборудования.
На современных нефтеперерабатывающих заводах можно высокоэффективно перерабатывать нефтяное сырье различного состава и получать широкую гамму продуктов заданного качества. Следует помнить, что увеличение мощностей нефтеперерабатывающих заводов требует повышения эффективности мер по охране природы. Успешное решение экологических проблем в значительной степени зависит от рационального проектирования и совершенствования таких технологических процессов, как системы факельного хозяйства, каталитического обезвреживания газовых выбросов и очистки производственных сточных вод.
Таким образом, проектирование варианта переработки определенной нефти, расчет материальных балансов отдельных установок и нефтеперерабатывающего завода в целом позволяют оценить целесообразность применения данного сырья для получения целевых продуктов, а также рассчитать экономическую эффективность производства.
Шкаповская нефть характеризуется следующими основными свойствами.
Http://vunivere. ru/work89659
ПОТОЧНЫЕ СХЕМЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ ПО ТОПЛИВНОМУ И КОМПЛЕКСНОМУ ВАРИАНТАМ
Современные нефтеперерабатывающие заводы должны отвечать следующим требованиям:
1) обладать высокой пропускной Способностью и минимальным числом единичных технологических установок с использованием комбинированных систем;
2) осуществлять комплексную переработку нефти с минимальной долей отходов;
3) обеспечивать высокое качество получаемых продуктов при максимальной рентабельности;
4) использовать безотходную технологию с учетом экологических требований.
На ряде отечественных заводов успешно эксплуатируются установки первичной перегонки нефти проектной мощностью 6 млн. т в год (фактически до 9 млн. т в год). Разработаны проекты перспективных установок первичной перегонки мощностью
12 млн. т нефти в год, каталитического риформинга бензина мощностью 2 млн. т в год, гидроочистки дизельного топлива мощностью 4 млн. т в год и др. В VIII и IX пятилетках сооружение укрупненных установок на действующих и новых заводах позволило снизить удельные капитальные затраты (на 1 т нефти) на
20—30%. Помимо капитальных затрат снижаются удельное эксплуатационные расходы и себестоимость продукции.
Значительное повышение эффективности переработки нефти дает использование комбинированных установок, работающих по «жестким связям». В этом случае дистиллятное или остаточное сырье вторичного процесса (каталитический крекинг, коксование) поступает в виде горячего потока непосредственно с установки, подготавливающей это сырье (АТ, АВТ).
На случай остановки какого-либо звена «цепочки», составляющей комбинированную систему, предусмотрен небольшой парк промежуточных резервуаров. Если имеется несколько комбинированных блоков, «жесткие связи» могут быть предусмотрены не только внутри каждой системы, но и между блоками. Например, на одном из новых заводов Казахстана запроектировано два комбинированных комплекса типа ЛК-6у, включающих первичную перегонку нефти, каталитический риформинг бензина, гидроочистку дизельного топлива и керосина, газофракционирование*.
Углубление переработки нефти проводят на трех других комбинированных установках. На одной осуществляют вакуумную перегонку полученного мазута, а отгон направляют на каталитический крекинг с последующей гидроочисткой получаемого бензина, глубокой гидроочисткой бензина коксования, поступающего с соседнего блока, совместной очисткой от серы и фракционированием непредельных газов (каталитического крекинга и коксования). На второй комбинированной установке также имеется вакуумная перегонка мазута с направлением отгона на гидрокрекинг; в этот же блок входит производство водорода. Наконец, третий комбинированный блок включает замедленное коксование в сочетании с обессериванием кокса, карбамидную депарафиниза-цию дизельного топлива, экстракцию ароматических углеводородов из каталнзата риформинга, изомеризацию н-пентана, сернокислотное алкилирование, производство серы и получение битумов. Подобные комбинированные установки сооружены и эксплуатируются на ряде нефтеперерабатывающих заводов Советского Союза.
Комбинированная система ГК-3 состоит из установок первичной перегонки нефти, вторичной перегонки бензина, вакуумной перегонки мазута, каталитического крекинга вакуумного газойля и легкого термического крекинга гудрона. Об экономической эффективности комбинированных установок говорят следующие цифры. Сооружение двух систем ЛК-6у взамен комплекса соответствующих установок меньшей мощности старого типа уменьшает число технологических установок с 22 до 8, затраты металла на 30 тыс. т, территорию завода в 1,9 раза, капитальные затраты на 89 млн. руб. в год и эксплуатационные расходы на 15,3 млн. руб. в год (с учетом значительного упрощения общезаводского хозяйства) *.
Строительство заводов большой мощности имеет и то преимущество, что только при значительных объемах перерабатываемой нефти становится экономичным использование некоторых ценных продуктов, которые на заводах средней мощности часто используют не по назначению из-за их малых количеств. Например, тяжелый газойль каталитического крекинга присоединяют к котельному топливу, хотя газойль является хорошим сырьем для получения технического углерода; тяжелый алкилат, содержащий набор утяжеленных изопарафинов, смешивают с дизельным топливом и т. д.
Убедительным примером, правда относящимся к нефтехимии, являются результаты, полученные при укрупнении установок пиролиза. При мощности этих установок 300 и 600 тыс. т в год по этилену становится экономически выгодным выделять и перерабатывать не только пропилен и бутадиен, но и ацетилен, циклопентадиен, нафталин и прочие ценные продукты.
Использование комбинированных установок в значительной мере способствует охране окружающей среды. Сокращается территория завода за счет устранения части коммуникаций и сокращения резервуарного парка, экономии топлива, уменьшения объема оборотной воды. В связи с этим уменьшается выделение в атмосферу продуктов сгорания углеводородных паров и газов.
Большинство крупных НПЗ в той или другой форме связано с нефтехимическими процессами. Эта связь иногда основана на том, что сырье для нефтехимического синтеза получается в качестве побочного продукта; например, при депарафинизации дизельных фракций с целью снижения их температуры застывания одновременно получают мягкие парафины — ценное сырье для производства белково-витаминных концентратов (БВК) или синтетических жирных спиртов (СЖС). В других случаях сырье для нефтехимии является целевым продуктом: например, на заводах большой мощности со значительными ресурсами бензиновых фракций предусмотрен риформинг фракции 140—180 °С с целью получения высокооктанового бензина, а фракцию 62—140 °С подвергают ри-формингу для получения ароматических углеводородов ’Сб—Се. Обычно на этом же НПЗ бывает организован и сложный комплекс разделения изомеров ксилола четкой ректификацией, фракционной кристаллизацией или адсорбцией на цеолитах. Однако последующие синтезы с использованием полученных чистых ароматических углеводородов (например, на основе ксилолов — производство фта-левого ангидрида, терефталевой кислоты и далее волокон, смол и т. д.) чаще ведут на отдельном химическом предприятии.
При выборе поточной схемы завода, определяющей его струк – Т УРУ, т – е. входящие в его состав технологические установки, учитывают целый ряд факторов. Основные из них следующие:
1) потребность в тех или иных нефтепродуктах в крупных районах их потребления; в настоящее время районы сооружения отечественных НПЗ соответствуют районам максимального потребления нефтепродуктов, что сокращает расходы на их транспортирование;
2) оптимальное соотношение производимых нефтепродуктов — бензина, реактивного, дизельного и котельного топлива;
3) потребность нефтехимической промышленности в отдельных видах сырья или полупродуктов;
4) наличие или отсутствие других доступных энергетических ресурсов, позволяющих обеспечить минимальное использование нефти в качестве котельного топлива;
5) качество перерабатываемой нефти, обусловливающее долю гидрогенизационных процессов, возможность производства битумов и т. д.;
,6) гибкость отдельных процессов, позволяющая при необходимости изменять ассортимент получаемых продуктов..
Поточные схемы заводов топливного профиля обычно характеризуют по глубине переработки нефти (т. е. по отбору светлых нефтепродуктов): с неглубокой и глубокой переработкой. В связи с развитием процессов получения сырья для нефтехимии поточные
Схемы глубокой переработки нефти все с большим основанием заслуживают названия комплексных.
При неглубокой переработке нефти наряду со светлыми нефтепродуктами получают и значительный выход остатка — котельного топлива. При этом в поточную схему завода включено относительно небольшое число установок: прямой перегонки нефти, каталитического риформинга бензиновой фракции, гидроочистки на основе водорода, получаемого на установке риформинга. Подобные схемы НПЗ свойственны тем странам или районам, где высок спрос на котельное топливо. Например, в 1970 г. во Франции был введен в эксплуатацию новый завод, включающий только установки каталитического риформинга и гидроочистки, а также установки для получения битумов, сжиженных газов и серы.
Уже в 1977 г., когда наблюдалась общая тенденция к углублению переработки нефти, отмечалось, что в странах Западной Европы нефть преимущественно используют для получения котельного топлива, а не бензина, выход которого составляет всего 15% (на нефть) по сравнению с 50% в GUI А 329 .
Наиболее типичная схема неглубокой переработки сернистой нефти представлена на рис. 114. Нефть поступает на обессолива-ние и затем на атмосферную перегонку. При этом от нефти отгоняют легкий бензин (до 62°С), который после изомеризации используют при компаундировании товарного бензина; фракцию 62—180 °С, поступающую На каталитический риформинг; фракцию дизельного топлива (180—350 °С). Остаток (мазут выше 350°С) является котельным топливом. Предусмотрены гидроочистка и де-. парафинизация (карбамидная или адсорбционная) фракции ди-зельного топлива для его облагораживания и снижения температуры застывания.
Газы прямой перегонки нефти, риформинга, изомеризации и гидроочистки направляют на очистку от серы и фракционирование. С установки ГФУ выводят сжиженный (Сз—С4) и сухой (Ci—С2) газы. Сжиженный газ может служить бытовым или автомобильным топливом, сухой газ — технологическое топливо.
Сероводород, выделенный при Гидроочистке сырья риформинга и фракции дизельного топлива, направляют на производство серы. Товарный бензин получают компаундированием бензина риформинга, изомеризата и небольшого количества бензина, образующегося при гидроочистке дизельного топлива.
Наличие установки депарафинизации позволяет получать зимнее и летнее дизельное топливо; последнее отбирают сразу после гидроочистки (минуя депарафинизацию) либо получают частичным компаундированием с зимним дизельным топливом. Наряду с дизельным топливом на этой установке получают жидкие парафины — сырье для нефтехимического синтеза.
Характерной особенностью схемы является высокий выход мазута; поскольку нефть сернистая, мазут содержит «3% серы, т. е. его сжигание сопровождается отравлением атмосферы.
Для современных заводов более типична глубокая переработка нефти. При современном уровне технологии переработки нефть является слишком ценным сырьем, чтобы сжигать значительную ее часть в топках котельных установок. На XXV съезде КПСС Л. И. Брежнев отметил: «. Увеличение производства сырой нефтй мало что дает, если значительная ее часть будет сжигаться в виде мазута вместо того, чтобы использоваться для получения более ценных видов топлив, продуктов нефтехимии, для увеличения экспортных ресурсов». Проекты новых нефтеперерабатывающих заводов и реконструкция существующих ориентированы на глубокую переработку нефти по комплексным схемам, предусматривающим получение Как топлив, так и сырья для нефтехимии.
Головным процессом в схемах глубокой переработки нефти является уже не атмосферная, а атмосферно-вакуумная перегонка нефти, т. е. отбор от нефти всех фракций, выкипающих не ниже» чем до 500 °С. Совершенствование работы вакуумной ступени
Перегонки, а также использование в некоторых случаях вакуумной перегонки с деструкцией (см. рис. 16, стр. 82) позволяет довести глубину отбора дистиллятов от нефти до 80—87%.
Варианты поточных схем глубокой комплексной переработки нефти довольно разнообразны и зависят от перечисленных выше факторов, среди которых значительную роль играет качество исходной нефти. Доля сернистых и высокосернистых нефтей в нефтях Советского Союза весьма значительна, и ожидается, что она возрастет с 75% в 1975 г. до 80—82% в 1980 г. 330 Это осложняет схемы ее переработки широким применением гидроочистки, а также деасфальтизации, поскольку все сернистые, а особенно высокосернистые нефти содержат повышенное количество асфальто-смо-листых веществ.
На рис. 115 представлен один из вариантов схемы глубокой переработки сернистой нефти типа самотлорской 331 . Нефть поступает на установку ЭЛОУ-АТ. Бензиновую фракцию н. к. — 180 °С разделяют вторичной перегонкой на более узкие. Легкий бензин (н. к. — 62 °С) подвергают изомеризации, а изомеризат смешивают с бензином риформинга. Фракция 62—140 °С идет на риформинг для получения ароматических углеводородов. Фракция 140—180 °С поступает частично на риформинг для получения высокооктанового бензина, а частично используется как компонент авиационного керосина, который вместе с фракцией 180—240 °С подвергают гидроочистке. Фракция дизельного топлива (240—350 °С) также проходит гидроочистку, после чего полностью или частично идет на депарафинизацию для получения зимнего дизельного топлива. Из катализата, полученного при риформинге фракции 62—140 °С, экстрагируют ароматические углеводороды Сб—Сэ, которые затем разделяют перегонкой, а фракцию С« — четкой ректификацией в сочетании с адсорбцией. Рафинат (остаток после выделения экстракта) может явиться сырьем пиролиза.
Мазут, поступающий на вакуумную перегонку, перерабатывают по двум направлениям: получаемая после вакуумной перегонки фракция 350—500 °С (или выше) частично идет на каталитический крекинг, а частично на гидрокрекинг. Последнее оправдано в том случае, если требуется увеличить ресурсы реактивного топлива, которое получается при гидрокрекинге достаточно стабильным.
Гудрон частично используют для получения битума, а основное количество направляют на коксование. Бензин коксования подвергают глубокой гидроочистке, поскольку он обладает повышенным содержанием непредельных углеводородов и серы; после этого его направляют на риформинг, так как октановое число его невысоко.
Рис. 115. Поточная схема глубокой комплексной переработки сернистой нефти.
Легкий газойль коксования после гидроочистки используют как компонент дизельного топлива. Тяжелый газойль коксования может служить компонентом сырья каталитического крекинга или гидрокрекинга, но последнее предпочтительнее, так как содержание серы в этом газойле больше, чем в прямогонном.
Бензин каталитического крекинга тоже проходит гидроочистку. Легкий газойль каталитического крекинга при наличии цеолито-вого катализатора сильно ароматизирован, и его нужно или подвергать глубокой гидроочистке или использовать как сырье для гидродеалкилирования (с целью получения нафталина). Что касается тяжелого газойля, если содержание серы позволяет, он может быть использован как исходное сырье для получения технического углерода. При гидрокрекинге в зависимости от заданной глубины процесса и расхода водорода в том или другом соотношении получают бензин, фракции реактивного и дизельного топлив.
Углеводородные газы всех процессов проходят очистку от H2S,. но не в смеси: непредельные газы коксования и каталитического крекинга разделяют на компоненты на блоке ГФУ непредельных газов, а газы риформинга, изомеризации, гидроочистки и гидрокрекинга — на блоке предельных газов. Фракция С4 с обоих блоков служит сырьем на установке алкилирования; фракцию Сз предельных газов можно применять как сжиженный газ или направлять на пиролиз; фракцию Сз непредельных газов можно использовать для нефтехимических целей (получение полипропилена, кумола). Сероводород, выделенный из газов, направляют на производство серы.
Наличие гидрокрекинга и широкое использование гидроочистки потребует, очевидно, дополнительного количества водорода (помимо водорода риформинга); его можно получить конверсией части сухого газа (метан). Остальной сухой газ используют как технологическое топливо.
На основе подобной схемы можно получить ассортимент топлив высокого качества: автомобильные бензины с октановым числом не ниже 93 (исследовательский метод); малосернистое дизельное топливо (0,2% серы), в том числе зимнее; котельное топливо с содержанием серы не выше 2%. Последняя цифра все же высока, что является недостатком рассмотренного варианта.
В нефтепереработке преобладают каталитические процессы, поэтому решающую роль в повышении эффективности производства и качества получаемых нефтепродуктов играет совершенствование катализаторов — повышение их активности и селективности* снижение расхода. На примере катализаторов риформинга видно*, какие результаты дал переход от оксидного молибденового катализатора, мало воздействующего на парафиновую часть сырья к из-за малой селективности вынужденного подвергаться регенера-
Ции через каждые 6—8 ч, к современным полиметаллическим катализаторам, позволяющим даже на основе парафинистого сырья получать бензин с октановым числом до 100 (исследовательский метод).
Из-за недостаточно высокой активности многих используемых катализаторов необходимо осуществлять соответствующие процессы при высоких температурах и давлениях, что увеличивает энергетические затраты на нефтеперерабатывающих установках. Сейчас уже установлена принципиальная возможность создания новых катализаторов, в 2—10 раз превосходящих современные 332 .
Значительную роль в совершенствовании технологии переработки нефти должен сыграть принцип подбора сырья для того или другого процесса.
Первым вопросом рассматриваемой проблемы является сортировка нефтей. В БашНИИ НП (А. С. Эйгенсон с сотр.) на примере сернистых и высокосернистых нефтей Урала и Поволжья была показана необходимость дополнительной классификации нефтей по относительному содержанию серы в бензине, в нефти, а также во фракциях 150—200 и 200—250 °С. Две последние фракции отвечают тем областям, где крутизна кривой «т. кип.— % S», наиболее заметно различается для разных нефтей (рис. 116). Был принят показатель, названный фактором распределения серы: &=5б/5н
Основные выводы авторов исходили из существования нефтей двух групп. Отличительные признаки этих нефтей следующие:
1) относительно малосернистые бензины, быстрое нарастание серы во фракции 100—250 °С, отсутствие растворенного сероводорода, светлые нефтепродукты бедны меркаптанами (арланская нефть угленосной свиты, туймазинская нефть);
2) высокосернистые бензины и плавное нарастание серы во всем диапазоне температур кипения фракций; в бензинах и легком керосине преобладает меркаптановая сера, нефть всегда содержит H2S (тереклинская нефть).
Отсюда очевидна необходимость раздельной переработки таких’ нефтей, так как для нефтей второй группы требуются более строгие мероприятия по защите от коррозии, а содержание меркап-тановой серы в дистиллятах нефтей-первой и второй групп может различаться в несколько раз.
Пример несовместимости в определенных условиях смолисто-асфальтеновых и парафиновых компонентов нефти был установлен при освоении установки замедленного коксования, работающей на мангышлакском высокопарафинистом сырье**. Нагрев такого сырья в печи вызвал осаждение асфальтенов на стенках труб и быстрое их закоксовывание.
На ряде зарубежных заводов, в основном западноевропейских, перерабатывающих нефти Среднего Востока и Африки, практикуется раздельная переработка нефтей различного происхождения, сернистых и малосернистых. В некоторых случаях это обусловлена
Необходимостью получать реактивное топливо с ограниченным содержанием ароматических углеводородов.
Рис. 116. Распределение серы по 10-градусным фракциям различных нефтей:
Можно назвать ряд примеров селективного подбора и подготовки сырья на современных установках НПЗ. Так, если ранее коксование расценивали как один из самых «неприхотливых» процессов и в сырье коксования сбрасывали все остатки, в соотношении, определяемом их балансовыми выходами, то в настоящее время в практику коксования вошло получение «обычного» кокса на основе традиционного остаточного сырья и «премиального», или «игольчатого» кокса, предназначенного для изготовления электродов для современных мощных сталеплавильных печей. Поскольку игольчатый кокс можно получить только из вторичного дистиллятного сырья (дистилляты каталитического» крекинга, коксования), необходимость его производства может существенно повлиять на профиль завода.
Технологический режим работы установок каталитического риформинга зависит от группового химического состава сырья. Неравномерное распределение катализатора по реакторам учитывает практически полное первоочередное дегидрирование нафтенов и последующий, менее селективный процесс ароматизации. Это же обстоятельство учитывается и применяемой иногда разной кратностью циркуляции водородсодержащего газа: меньшей в первых реакторах и повышенной в последующих.
В ряде случаев, однако, вопросы подбора сырья, имеющего оптимальный для данного процесса состав, еще не решены. В частности, противоречивы данные о целесообразности непосредственного риформинга бензина, содержащего повышенное количество ароматических углеводородов, без их предварительной экстракции.
Представляет интерес предложение подвергать деароматизации дизельные фракции сернистых нефтей. Так, из дистиллята 200—
350 °С высокосернистой арланской нефти можно выделить экстракцией 30—35% ароматизированной фракции, содержащей «6% серы; остальные фракции не нуждаются в обессеривании, так как содержат всего 0,2% серы. При этом гидроочистке подвергают только экстракт, т. е. объем гидроочистки снижается втрое, а объем депарафинизации на 30—35%. Качество парафинов, выделенных из деароматизированного сырья, повышается. Расход водорода, естественно, при этом не изменяется.
За счет подобного же облагораживания сырья каталитического крекинга (путем извлечения большей части средних и тяжелых ароматических углеводородов фенольной очисткой) выход бензина из деароматизованного сырья увеличился на 7,3%; в положительную сторону изменился его химический и фракционный состав (по выходу легких изопарафинов). Исключительно неблагоприятное влияние полициклических ароматических углеводородов на цеолитсодержащие катализаторы может сделать этот вариант подготовки сырья оправданным.
Подобное «исправление» углеводородного состава сырья проводится пока в ограниченном масштабе. Причины этого, во-первых, уменьшение ресурсов сырья для целевого процесса и, во-вторых, получение побочного продукта, который может не найти квалифицированного применения. Первый фактор можно скомпенсировать повышением выхода целевого продукта и его качества. Второй фактор определяется потребностью нефтепереработки или нефтехимии в побочном продукте, выделенном из сырья. Так, в приведенном выше примере облагораживания сырья каталитиче* Ского крекинга выделенные из него тяжелые ароматические угле-, водороды можно в настоящее время использовать в качестве компонента сажевого сырья, тогда как ранее они явились бы в лучшем случае компонентом котельного топлива.
Характерная особенность развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности — то, что основная доля абсолютного прироста производства получена преимущественно за счет реконструкции и расширения действующих предприятий, их технического перевооружения и интенсификации производственных процессов.
Совершенствование технологии комплексной переработки нефти сопровождается мероприятиями в области охраны окружающей среды. По данным Первой Всесоюзной конференции по научно-техническим основам создания безотходного производства, одной из важнейших работ в этом направлении является уменьшение потребления свежей воды и отведения загрязненных сточных вод при максимальной доле оборотной воды. На нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводах средний процент оборотной воды достиг 89,5 %, а на наиболее крупных современных заводах 96— 97%. Абсолютный расход оборотной воды резко сократился за
Счет широкого использования воздушных холодильников, сокращения количества сточных вод, содержащих H2S, и замены барометрических конденсаторов поверхностными.
При эксплуатации автомобильного транспорта большое внимание уделяется в нашей стране и за рубежом обезвреживанию продуктов сгорания топлива. К особо вредным компонентам относятся соединения свинца, выделяющиеся при использовании этилированных бензинов. В связи с этим во всех странах с развитой автомобильной промышленностью проводятся мероприятия по снижению содержания этиловой жидкости в бензинах, причем существует тенденция к постепенному отказу от нее или к ее замене другими, безвредными антидетонаторами. В Советском Союзе применение этилированного бензина запрещено в большинстве крупных городов и в курортных зонах. Отказ от этилирования бензинов требует значительного расширения масштабов и совершенствования технологии получения высокооктановых компонентов каталитическим риформингом, изомеризацией, алкилированием.
Истощение в ряде стран нефтяных ресурсов, рост цен на нефть, а также все возрастающая роль нефти как сырья для органического синтеза заставляют обратиться к новым источникам получения моторных топлив и в первую очередь автомобильных бензинов. Этими источниками являются природный газ и уголь.
При высокотемпературной обработке водяным паром угля или метана (основной компонент природного газа) можно получить так называемый водяной газ, состоящий в основном из оксида углерода и водорода:
Реакции газификации обратимы и идут с поглощением тепла; с повышением температуры равновесие сдвигается в сторону образования оксида углерода и водорода. Водяной газ используют для производства водорода (см. гл. VII) и в. ряде синтезов.
В 1926 г. Фишер и Тропш предложили катализаторы, позволившие получать углеводороды из водяного газа. На основе их исследований в Германии был разработан промышленный процесс получения синтетического топлива — синтина; при этом наряду с газообразными и жидкими получались и твердые углеводороды’ (парафин). Промышленные катализаторы представляли собой кобальт, никель и другие металлы VIII группы, осажденные на оксиде алюминия. Процесс синтеза по Фишеру — Тропшу, как и деструктивная гидрогенизация углей, получил большое развитие в Германии во время II мировой войны: в 1942—1944 гг. производство синтетического жидкого топлива на базе бурых и каменных углей составляло около (5 млн. т в год.
Изменяя условия синтеза на основе водяного газа, можно получить кислородсодержащие продукты, в Частности спирты. Метанол и этанол тоже используют в качестве компонента автомобильных бензинов. Однако у них есть определенные недостатки: возможность расслоения с бензином,-гигроскопичность, корродирующее действие, а также повышенная Теплота испарения (для метанола свыше 1200 кДж/кг против «300 кДж/кг для бензина).
Успехи, достигнутые в настоящее время в производстве высокоактивных и селективных катализаторов, позволили возродить процесс получения синтетического топлива на новой основе, с получением углеводородов через стадию образования метанола. В присутствии катализатора, например медь-цинк-алюминиевого» при 250—280 °С и 4—6 МПа идет реакция
Сопровождаемая выделением тепла («111 кДж на 1 моль СН3ОН). Образование углеводородов из метанола происходит посредством его дегидратации-по общему уравнению:
Согласно стехиометрии, при этом образуется 44% (масс.) углеводородов и соответственно 56% (масс.) воды. Одна из модификаций этого процесса («Мобил») основана на использовании цеоли-тового катализатора специфической структуры, обеспечивающей минимальный выход побочных продуктов в виде более высокомолекулярных (чем присутствующих в бензине) углеводородов, что достигается подбором размера пор цеолита.
Ввиду значительного тепловыделения процесс дегидратации оформлен как двухступенчатый: примерный Состав образовавшихся углеводородов следующий: 1,3% (масс.) сухого газа, 17,8% (масс.) фракции С3—С4; 80,9% (, масс -) бензина Cs—Ci2. Октановое число бензиновой фракции 93—96 (исследовательский метод). Температура на входе В первый Реактор «320 °С, на выходе «400 °С; давление 1,3—2,5 МПа; массовая скорость подачи сырья
10 ч -1 . В первом реакторе на аморфном кислотном катализаторе происходит превращение метанола в диметиловый эфир и воду: 2СН3ОН СН3ОСН3 + н20
Практически равновесную смесь спирта, эфира и воды разбавляют легким углеводородным газом, выделенным из продуктов реакции, и направляют во второй реактор, где на цеолитном катализаторе происходит дальнейшая дегидратация эфиров и спиртов с образованием целевых углеводородов. Температура на входе во второй реактор да340°С, на выходе 455 °С; давление 1,6—2,6 МПа; массовая скорость 1,5—5,0 ч -1 . Катализатор в первом реакторе дезактивируется очень медленно. Во втором реакторе на катализаторе происходит отложение кокса; регенерацию ведут как обычно, выжигая кокс воздухом при регулируемой температуре. Оба реактора — со стационарным слоем катализатора.
Помимо двухступенчатого процесса разработан одноступенчатый вариант синтеза с псевдоожиженным слоем катализатора.
Ограничение в потреблении этилированных бензинов (с тенденцией к полному отказу от использования этиловой жидкости) потребовало повышения качества товарных автомобильных бензинов, в частности поисков новых высокооктановых компонентов.
Одним из таких компонентов является метил-трег-бутиловый эфир (М. ТБЭ). Синтез его также основан на метаноле, который вступает в реакцию с изобутиленом:
МТБЗ имеет следующие показатели: pf =’0,7405, т. кип.= = 55,2°С, т. затв. минус 108,6°С, скрытая теплота парообразования 342 кДж/кг (81,7 ккал/кг), теплота сгорания да35 000 кДж/кг (да8400 ккал/кг). В отличие от низкомолекулярных спиртов, ме-тил-грег-бутиловый эфир практически не растворим в воде, но с бензином смешивается во всех соотношениях и обладает весьма высокими октановыми числами смешения 333 : 98—110 по моторному методу, 115—135 по исследовательскому.
Принципиальная схема процесса представлена на рис. 117. Реакция протекает в две ступени. Сначала смесь метанола и фракции С4 Проходит паровой подогреватель 1 и реактор 2 трубчатого типа (катализатор — кислая ионообменная смола). Процесс протекает при невысокой температуре (ниже 100 °С) в жидкой фазе; при этом в реакцию вступает большая часть изобутилена, а «-бутилен и бутаны уходят с образующимися продуктами. Реакция завершается в аппарате 3 шахтного типа. В обоих реакторах выделяющееся тепло снимают водой, так как повышение температуры приводит к полимеризации изобутилена. В ректификационной колонне 4 отделяется отработанная фракция С4; с низа уходит продукт, содержащий да 60% целевого продукта (МТБЭ). Для получения более чистого (98—99%-ного) МТБЭ служит колонна 5; с низа ее уходит товарный МТБЭ, а сверху азеотропная смесь МТБЭ и метанола, возвращаемая в реактор.
Производство топливных компонентов (синтетический бензин и МТБЭ) на основе метанола перспективно, так как водяной газ можно получать не только на основе угля и природного газа.
1 — подогреватель; 2, 3 •— реакторы; 4 — колонна-дебутанизатор; 5 — колонна концентрирования МТБЭ.
Например, в США и некоторых странах Западной Европы развернуты работы по газификации сельскохозяйственных отходов, древесины, водорослей и других видов биомассы. Таким образом, ресурсы исходного сырья для газификации почти неограниченны, и, кроме того, воспроизводимы.
ИСТОЧНИКИ ЗАГРЯЗНЕНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ ДЕСТРУКТИВНОЙ ПЕРЕРАБОТКЕ НЕФТИ
Охране окружающей среды в последние годы уделяется исключительно большое внимание. Вопросы охраны окружающей среды в условиях нефтеперерабатывающего завода излагаются в специальных курсах, монографиях и статьях; в данной главе освещены лишь некоторые аспекты этой важной темы, относящиеся к вторичным процессам переработки нефти.
Эксплуатация современных нефтеперерабатывающих заводов, характеризующихся высокой пропускной способностью (12— 18 млн. т нефти в год) и разнообразием технологических установок, требует целого комплекса мероприятий по снижению загрязнения атмосферы и сточных вод продуктами переработки нефти.
На большей части заводов перерабатывают сернистые нефти; при глубокой переработке, как правило, включающей вторичные процессы, 8—10% нефти превращается в газообразные углеводороды, которые при наличии установок гидроочистки и гидрокрекинга обогащены сероводородом. Эти газы используют для производства серы, но при их сжигании на установках Клауса некоторая часть серы уходит в атмосферу в виде диоксида серы SO2. Дис-тиллятные продукты после гидроочистки и стабилизации практически не содержат серы, но нефтяные остатки подвергают обессе-риванию сравнительно редко, и, если их используют как котельное топливо, дымовые газы бывают обогащены SO2. Большинство продуктов вторичного происхождения (полученных из сернистых нефтей) содержат больше серы, чем соответствующие продукты прямой перегонки, так как сырьем каталитического и термического крекинга и коксования являются тяжелые дистилляты или остатки, в которых концентрируется от 40 до 70% всей серы, содержащейся в нефти. При регенерации алюмосиликатного катализатора крекинга в газах регенерации тоже содержится диоксид серы.
Следует упомянуть о факелах, в которых иногда сжигают избыток газа с установок термического крекинга. Эти газы обычно поступают на факел до очистки от сероводорода. Этот источник потерь и отравления атмосферы можно ликвидировать при организации на заводе так называемого факельного хозяйства, включающего сбор газа, его очистку от серы и последующее использование.
Если в трубчатых печах каталитического крекинга, коксования и других термических и термокаталитических процессов происходит практически полное сгорание топлива, и основную опасность представляет диоксид серы, то в продуктах сгорания, образующихся в регенераторах установок каталитического крекинга, помимо диоксида серы, как правило, присутствует оксид углерода, который приходится дожигать в котлах-утилизаторах. Лишь в последние годы начали принимать меры к полному сжиганию углерода в объеме регенератора. Паллиативной мерой является использование высоких (120—200 м) дымовых труб, что позволяет дымовым газам рассеиваться на значительном расстоянии от земли.
Снижения содержания SO2 В дымовых газах можно достигнуть двумя путями: 1) очисткой котельного топлива от серы (гидро-обессеривание) и 2) очисткой дымовых газов. О гидрообессерива-нии нефтяных остатков сказано в гл. VII. Для очистки дымовых газов разработан ряд методов — мокрая очистка растворами различных оксидов и солей (аммиачно-бисульфитный, магнезитовый и другие методы) и сухая очистка адсорбентами (активированным углем, оксидом меди и др.). Однако большие объемы газов, подвергаемых очистке, а также разнообразие компонентов (оксиды азота, оксид углерода, водяные пары, азот) обусловливают значительные трудности для создания достаточно экономичного метода очистки. Концентрацию оксидов азота в продуктах сгорания снижают, уменьшая коэффициент избытка воздуха, т. е. снижая содержание кислорода в зоне горения.
Остановимся еще на одном источнике загрязнения атмосферы при деструктивной переработке нефти.
Современным установкам каталитического крекинга свойственно использование микросферического катализатора. Недостаточно эффективная работа циклонов приводит к уносу наиболее мелких катализаторных частиц с парами углеводородов из реактора в колонну, а с дымовыми газами — из регенератора в котел-ути-лизатор и дымовую трубу. Силикатная пыль может оседать на трубках котла-утилизатора и снижать коэффициент теплоотдачи, но наибольшую опасность представляет пыль при попадании с дымовыми газами в атмосферу: она оказывает сильное раздражающее действие на дыхательные органы человека, не говоря уже об экономическом ущербе от потери катализатора. Для предотвращения уноса пыли служит обычно система трехступенчатых циклонов в регенераторе, часто в сочетании с электрофильтром.
Аналогичный унос пыли, но уже коксовой, возможен из коксо-нагревателей на установках непрерывного коксования в псевдоожиженном слое кокса, однако в этом случае твердые частицы углерода будут сгорать в котле-утилизаторе (для дожигания оксида углерода), который обычно входит в состав этих установок.
Что же касается загрязнения воздуха парами углеводородов, то основным их источником является резервуарный парк; испарение происходит при наполнении и опорожнении резервуаров («большое дыхание») и через дыхательные клапаны при любом изменении температуры снаружи и внутри резервуара («малое дыхание»). Значительны потери углеводородов и за счет их испарения с поверхности ловушек и прудов, в градирнях и сооружениях, связанных с очисткой сточных вод. Не исключены потери за счет неплотностей сальников насосов, компрессоров и арматуры, в упомянутых выше факелах, через предохранительные клапаны аппаратов.
Свойственный деструктивным процессам режим высоких температур и в ряде случаев высокого давления способствует потерям углеводородов и сопутствующего им сероводорода в атмосферу. При этом потери будут в несколько раз больше, чем при низкотемпературных процессах алкилирования, газофракционирования и др.
Степень загрязнения атмосферы сероводородом и углеводородами зависит также от системы охлаждения нефтепродуктов, получаемых на установках, и от стабилизации бензиновых фракций. Естественно, что потери от испарения будут тем меньше, чем ниже температура охлаждения продукта, особенно легкого бензина. Аналогично будет влиять полнота стабилизации бензина, поскольку газ, растворенный в бензине, повышает парциальное давление углеводородных паров.
С целью снижения расхода свежей воды и сокращения объема’ сточных вод на НПЗ широко используют воздушные конденсаторы-холодильники, дополняемые иногда водяными холодильниками
Для снижения конечной температуры нефтепродукта. Рекомендуется и еще более глубокое охлаждение; его можно достигнуть снижением температуры свежей воды, подаваемой для пополнения оборотной системы (например, использование артезианской воды).
На современных нефтеперерабатывающих заводах используют системы оборотного водоснабжения. Циркулирующая оборотная вода частично испаряется и уносится воздухом; при этом в ней возрастает концентрация солей и других вредных примесей. Чтобы восполнять потери оборотной воды и сохранять ее состав постоянным, в систему непрерывно добавляют свежую воду и частично удаляют оборотную в виде сточных вод, подвергаемых затем очистке. Система очистки представляет собой сочетание механического (отстаивание) и физико-химического процессов и завершается биохимической очисткой активным илом. Использование оборотной воды на крупных современных заводах достигает 96—97%.
Коренным решением проблемы защиты атмосферы является создание предприятий без сточных вод. На некоторых новых заводах для этого предусмотрены:
1) биохимическая очистка нефтесодержащих слабоминерализованных сточных вод с последующим фильтрованием И Возвратом оборотной воды в систему;
2) упаривание высокоминерализованных сточных вод с возвратом конденсата в систему оборота или на технологические нужды;
3) использование для водоснабжения завода атмосферных осадков и биохимически очищенных коммунальных сточных вод.
Внедрение укрупненных комбинированных установок, даже работающих по принципу «гибких связей» (т. е. имеющих промежуточные емкости), значительно снижает загрязнение атмосферы углеводородами и сероводородом, сокращает расход воды и, следовательно, количество сточных вод, так как кроме уменьшения резервуарного парка уменьшается протяженность трубопроводов, сокращается число холодильников и арматуры.
Суханов В. П. Каталитические процессы в нефтепереработке. 3-е изд. М.,
Дорогочинский А. 3., Лютер А. В., Вольпова Е. Г. Сернокислотное алкили-роваиие изопарафинов олефинами. М., Химия, 1970. 216 с.
Пигузова Л. И. Новые цеолитные катализаторы для получения высокооктанового бензина из метанола. М., ЦНИИТЭнефтехим, 1978. 88 с.
Соркин Я. Г. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды. М., Химия, 1975. 296 с.
АГФУ и ГФУ 282 сл„ 286 Активности индекс для катализаторов 129 Алкилирование изобутана олефинамн 13» 14, 17, 287 сл. катализаторы 14, 288, 301 показатели 291
Промышленные установки 292 сл., 301 сл. реакторы (Контакторы) 293 сл. серной кислотой 2S9 сл. сырье 303
Алюмосиликатные катализаторы крекинга 12, 126 сл. активность 127, 129, 141, 154 закоксовывание 131 сл., 140 механическая прочность 132 приготовление 127 природные 126, 128 регенерационная характеристика 131 регенерация 133 сл., 157 сл. селективность 130 синтетические 126, 128 стабильность 130 унос из реактора 323 цеолитные см. Цеолитные катализаторы АТ-ТКК установка 102 сл. ,
Висбрекинг (Легкий крекинг) 12, 15 промышленные процессы 81 тепловой эффект 51 Водяной газ 318
Газосепараторы 45, 46 Газификация твердых топлив 19 Газофракционирование 280 сл. Газофракционирующие установки (ГФУ и АГФУ) 282 сл., 286 Гидрогенизационные процессы переработки нефтяного сырья 12 сл., 232 сл. Гидродолота и гидрорезаки для выгрузки кокса 91
Гидрокрекинг нефтяного сырья 13, 18, 232 сл., 254 сл. в псевдоожиженном слое 263, 264 выход продуктов 257 дистиллятного 258 сл-., 275 заводские газы 275 катализаторы 28, 255, 259 остаточного 262 сл. промышленные установки 255 расход водорода 258 реакторы 23, 30, 265 сл. режим 20
Совмещенный с риформингом 267 состав продуктов 267 сл. сырье 254
Тепловой эффект 256 химизм 254, 255 Гидрообессеривание нефтяных остатков 13, 232 сл., 248 сл., 322 . катализаторы 249, 252 сл. материальный баланс 252 сырье 251 «Гидроойл»-процесс 262 Гидроочистка нефтяных дистиллятов 13, 232 сл., 236 сл. катализаторы 13, 233, 238, 239, 252 сл’. материальный баланс 246 основные параметры 240 сд. основы процесса 236 сл. промышленные установки 243 сл.
Реакторы 30 режим 20 сырье 236, 247 Гидроформинг 390, 202, 203 ГК-3/1 установки 81
Вакуумная мазута (ДВП) 82 Деструктивная переработка нефти, защита окружающей среды 321 сл. Деструктивные процессы переработки нефтяного сырья аппаратурное оформление 28 сл. промышленные 20 сл. реакторы 23
Заводские углеводородные газы 274 сл. гидрокрекинга 275 использование компонентов 286, 288
— сероводорода 304 сл. источники образования 274 каталитического крекинга 305 коксования 275 осушка 278, 279 очистка от серы 279, 280 подготовка к переработке 277 сл. разделение 280 сл. ректификация 281 риформинга 275 термического крекинга 275
Изомеризация легких «-парафинов 12,-13» 18, 226 сл. катализаторы 13, 229 механизм Й28 сл. реакторы 30
Рециркуляция сырья 24„ 25 Изориформинг 192 Испаритель (Эвапоратор) 44
Алкилирования изобутана 14, 288, 301 гидрогенизационных процессов 13 гидрокрекинга 2S, 255, 259 гидрообессеривання нефтяных остатков 249 сл., 252 сл. гидроочистки 13. 233, 238, 239, 252 сл. изомеризации легких «-парафинов, 13, 229
Индекс активности 129 кратность циркуляции 149, 150 крекинга см. Алюмосиликатные и Цеолитные катализаторы платформинга 192, 204 сл. получения водорода 270, 271 рениформинга 193
Риформинга 13. 191 сл., 201, 205, 214 сл. Каталитическая изомеризация см. Изомеризация легких «-парафинов Каталитические низкотемпературные ‘ процессы переработки нефти 10, 13 сл.
Каталитический крекинг 12, 125 сл. аппаратура 157 сл., 164 сл., 169 ароматических углеводородов 140 в движущемся слое 154 сл. в псевдоожиженном слое 164 сл. время пребывания сырья в реакторе 146 сл.
Загрязнение окружающей среды 322,323 история развития 16, 125 катализаторы см. Алюмосиликатные и Цеолнтные катализаторы качество продуктов 183 сл. кратность циркуляции катализатора 149, 150
Материальный баланс 150 сл. механизм 135 сл. нафтенов 139 олефинов 136, 137 основные факторы 142 сл. парафинов 136, 137
Разделительные колонны 44 сл. реакторы 152 сл., 157, 161, 162, 165 сл.»
Состав продуктов 135 СПКК (ступенчато-противоточиый) 179 сырье 142 сл., 182 температура в реакторе 146 сл. тепловой баланс реакторного блока 152 сл.
— эффект 141, 142 Каталитический риформинг см. Риформинг каталитический,
Каталитическое алкилирование см. Алкилирование нзобутаиа олефинами Катформинг 192
Кокс нефтяной 84, 85, 104 выгрузка нз камер 90 сл. прокаливание 95 структура 98 Коксование нефтяного сырья 11, 12, 83 сл. аппаратура 98 сл.
В псевдоожиженном слое (Термоконтактный крекинг, ТКК) 96 сл., 102 выгрузка кокса нз камер 90 сл. выход и качество продуктов 105 сл. заводские газы 275
Непрерывное в псевдоожиженном слое (Термоконтактный крекинг) 96 сл.. 275
Периодическое в кубах 51, 84 сл. полунепрерывное в камерах 86 сл. промышленные процессы 84 сл. реакторы 99, 100 совмещенное с газификацией’ 104 тепловой эффект 51 Коксовые камеры 86 сл.
Коксоиагреватели 100, 101 Коксообразование при крекинге 60 Комплексная переработка нефти 307 сл. Контакторы (Реакторы алкилирования)
Корреляции индекс при пиролизе 115 Кратность циркуляции катализатора или теплоносителя 40, 43, 149, 150 Крекинг
ЕМагнаформинг 209 Многопечные крекииг-установки 76 Моторное топливо синтетическое 19′
Однопечные крекииг-установки 76 Октафайнииг 226 Ортофлоу установка 165 сл.
Для пиролиза нефтяного сырья 117 для прокаливания нефтяного кокса 95, 96
Каталитического риформинга 212 сл. системы «Нефтепроект» 76 сл. термического крекинга 76, 78 сл. трубчатые 28 Пиролиз нефтяного сырья 11, 12, 108- сл. выход целевого продукта 27 газообразные продукты 108 глубина превращения сырья. 24 жидкие продукты (смола) 112 сл., 122 сл.
Индекс корреляции сырья 115 история развития 14 основные факторы 120 промышленные процессы 116 сл. реакторы 117, 120 режим 20 сырье 109, ИЗ сл. тепловой эффект 51 фактор жесткости 114 химизм и механизм 111 сл. Платформинг 192, 204 сл. аппаратура 209 сл. катализаторы 192, 204 сл. Пневмотранспорт в псевдоожиженном слое 37 сл.
Погоноразделительная аппаратура 44 сл. Полезная тепловая нагрузка печи 34 Приведенная скорость псевдоожижения 39 сл.
Псевдоожиженный («кипящий») слой твер-дого теплоносителя 30 сл. гидродинамика 37 сл. степень расширения 40
Алкилирования (Контакторы) 293 сл. гидрокрекинга 23, 30, 265 сл. гидроочистки 30 деструктивных процессов 23 идеального вытеснения 33, 34
Каталитического крекинга 152 сл., 157, 161, 162, 165 сл., 179, 180 коксования 99, 100 контактные 28 сл. лифтиого типа 30, 33, 43, 169, 170 основные параметры 34 сл. пиролиза (Печи) 117, 120 производства водорода 271 риформинга 29, 30, 203, 210 сл., 216
С неподвижным слоем 28 сл., 37 сл. с псевдоожиженным слоем 30 сл., 37 СЛ.»
Секционированные 43, 179 термических процессов 28 сл. термического крекинга (Печи) 76, 78 сл. термокаталитических процессов -28 сл., 34 сл.
Риформинг каталитический 12, 13, ‘186 сл. аппаратура 203 сл., 212 сл. бензинов 20
Теплоноситель в термокаталитическнх про* цессах 28 сл. кратность циркуляции 40 порозность слоя 36, 41 сл.
Роль структуры 36 Термические процессы переработки нефтяного сырья Ю сл. загрязнение окружающей среды 322 кинетика 61 сл. непрерывные 61 сл. основные факторы 70 сл. периодические 61, 62 промышленные 70 сл., ?3 – сл., 108 сл. реакторы 28 сл. свойства продуктов 73 сл. теоретические основы 48 сл. тепловой эффект 51 термодинамика 48 сл. химизм и механизм 52 сл.
-реакции уплотнения 58 сл. рециркуляция иепревращенного сырья 24, 26, 27 сернистых соединений 58 сл., 69 сырье 70, 71, 80 тепловой эффект 51 термодинамика 48 сл. химизм и механизм 52 сл.
Термический риформинг 76 Термокаталитические процессы переработки нефтяного сырья 10, 12 сл., 125 сл. загрязнение окружающей среды 3(22 реакторы 28 сл., 34 сл.
Термоконтактный крекинг (Коксование в псевдоожиженном слое, ТКК) 96 сл., 102
Алкилирования изобутаиа 298, 302 выделения этилбензола 222 газофракционирующей установки 282, 285
.гидрокрекинга 260, 263 гидроочистки дизельного топлива 645 двухпечной крекинг-установки 78 сл. деструктивной вакуумной перегонки мазута (ДВП) 82 замедленного коксования 87 изомеризации 230
Непрерывного коксования 99, 102 очистки газа этаноламином 280 пиролиза бензина 118 производства водорода 272
Технологические схемы прокаливания кокса 95 риформинга 206, 216 флексикокиига 104 ткк (Коксование в псевдоожиженном слое, Термокоитактный крекинг) 96 сл., 102 Топка под давлением 159, 160 Топливный вариант переработки нефти 308 сл.
Установки ¦СПКК 179 1-А 171 ‘1-А/1-М 171 Э5-6 и 35-8 219 35-11 206 35-11М 219 43-102 156, 163
Ч. 2-я. КРЕКИНГ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ И ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕВОДОРОДНЫХ ГАЗОВ 3-е изд., пер. и доп.
Редактор Н. И. Урывалова. Художник А, Я. Михайлов Художественный редактор А. К. Малкин Технический редактор Л. А. Леонтьева Корректор Т. А. Коченова
Печать высокая. Уел. печ. л. 20,50. Уч.-изд. л. 22,22. Тираж 8600 экз. Заказ 115. Цена 1 р. Изд. № 1231.
Ордена «Знак Почета» издательство «Химия». 107076, Москва, ул. Стромынка, д. 13.
Московская типография № 11 Союзполиграфпрома при Государственном комитете СССР по делам издательств, полиграфии и книжной торговли. 113105. Москва, Нагатинская ул., 1.
Допущено Министерством высшего и среднего специального образования СССР в качестве учебного пособия, д, лл студентов вузов’, обучающихся по специальности «Сооружение газонефтепроводов, газохранилищ
Бабин Л. А., Быков J1. И., Волохов’В. Я. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. М., «Недра», 1979, 176 с.
В учебном пособии приведены основные расчеты магистраль’ , пых трубопроводов при проектировании, сооружении и-эксплуатации. Приведены методика расчета по выбору оптимальных трасс магистральных трубопроводов, гидравлический расчет-трубопроводов, расчеты на прочность, устойчивость и перемещения подземных трубопроводов, расчеты при сооружении трубопроводов в сложных условиях, при переходах через естественные и. искусственные препятствия и расчеты периода очистки внутренней’ полости, испытания и защиты трубопроводов от коррозии. ‘J.” .
Учебное пособие предназначено для студентов нефтяных вузов, обучающихся по специальности «Сооружение газонефтепро" водов, газохраиилищ и нефтебаз», оно может быть использовано также инженерно-техническими работниками, занятыми’’прошети-‘. рованием и • строительством магистральных трубопроводов для нефти и газа. ""
1, Кафедра Московского института нефтехимической и. газб-вой промышленности им. 11. М. Губкина (зав. кафедрой ироф; В. Л. Березин).
2. Главный инженер института Гнпроспецгаз, канд. техн. наук, А. С. Иванов.
Принятые XXV съездом КПСС «Основные направления развития народного хозяйства СССР на 1976—1980 годы» предусматривают довести добычу нефти, включая’ газовый конден-•сат, до 620—640 млн, т, а газа до 400—435 млрд. м 3 в год, по-¦строить 35 тыс. км магистральных газопроводов преимущественно из труб диаметром 1420 мм при рабочем давлении не ниже 75 кгс/см 2 , 15 тыс. км нефтепроводов и 3,5 тыс. км про-дуктопроводов. 1
В ближайшее время основная задача, стоящая перед отраслью строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности, заключается в создании единых газонефтетранспорт-, .ных систем с целью вовлечения в оборот топливно-сырьевых ресурсов Крайнего Севера, Западной Сибири, Средкей Азии со ¦сложными топографическими, гидрогеологическими и климатическими условиями строительства.
При таких условиях подготовка инженерных кадров для •строительства систем магистральных трубопроводов, способных. решать научно-технические проблемы, организовать и управлять производством работ в отрасли,-приобретает первостепенное значение.
Совершенствование методов проектирования и строительства.¦магистральных трубопроводов Потребовало разработки новых ¦теоретических разделов,, связанных с расчетами трубопроводов «а. прочность, устойчивость, выбором оптимальных трасс, прокладкой в сложных условиях рек, болот, пустынь и вечной мерзлоты. Научно-исследовательскими, проектно-конструктор-¦скими организациями Миннефтепрома СССР, Мингазпрома ¦СССР, Миннефтегазстроя СССР и вузами страны накоплен – значительный опыт; в технологии проектирования магистральных трубопроводов. Однако информация разрознена по различ-.ным справочникам, учебникам, что представляет определенную трудность для использования ее в учебном процессе в вузе.
В книге систематизированы основные разделы расчетов, которые излагаются в технологической
Последовательности процесса проектирования магистральных трубопроводов, иллюстри-
..руются конкретными примерами; приведены основные. таблицы^" расчетные схемы, номограммы, графики и т. п. Определенно:^:. внимание уделено вопросам Использования вычислительной, техники для типовых расчетов трубопроводов. Приводится крат-, к’ое описание алгоритмов и рабочих программ с решендем.-кон-г, кретных примерно. ¦¦
Авторы выражают искреннюю благодарность рецензентам — сотрудникам кафедры сооружения газонефтепроводов иЛхрани-лищ МИНХиГП им. И. М. Губкина, проф. П. П. Бородавкину,-ст. науч. сотруднику Б. И. Киму и гл. инженеру института/«Рйп–роспецгаз» С. А. Иванову за полезные замечания по содержанию книги. ¦ ¦ .
Учитывая, что учебное пособие подобного типа издается?; впервые, просим свои отзывы и замечания к а и р а в л ять. по. ^адр е-с " су: 103633, Москва, К-12, Третьяковский проезд, 1/19, издатель-ство «Недра». . гг–¦
Http://www. neftemagnat. ru/enc/274
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 обессоливания нефти установку называют ЭЛОУ-АВТ [7].
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) [7].
Http://studfiles. net/preview/4520358/page:3/
5 Основные технологические схемы современных нефтеперерабатывающих заводов
Выбор точки строительства нефтеперерабатывающего завода зависит от ряда факторов, главный из которых — потребность близлежащих районов в нефтепродуктах. Разумеется, желательно, чтобы вблизи завода имелись источники сырья — нефти. Однако, как показал технико-экономический анализ, транспорт нефти более рентабелен, чем перевозка готовых нефтепродуктов с заводов, расположенных вблизи нефтепромыслов, к месту их потребления. Поэтому сейчас новые заводы строятся и в тех районах, где совершенно отсутствуют нефтяные месторождения, но очень велика потребность в нефтепродуктах.
Потребностью экономического района в нефтепродуктах того или иного ассортимента определяется в основном и выбор направления переработки нефти на заводе. Качество сырья при этом уже не имеет такого значения, как это было раньше, поскольку разработаны процессы, позволяющие получать большинство нефтепродуктов, в том числе и высокого качества, из любых нефтей.
В зависимости от ассортимента получаемой продукции и характера технологической схемы НПЗ делятся на топливные, топливно-масляные, заводы с нефтехимическими производствами. Принято также характеризовать заводы по глубине переработки нефти — уровню отбора светлых нефтепродуктов. Рассмотрим далее различные схемы переработки нефти.
5.1 Схема переработки по топливному варианту с невысоким уровнем отбора светлых
Нефтеперерабатывающие заводы, имеющие эту схему, в 1960—1970-х гг. строились в районах, где отсутствуют другие источники органического топлива (уголь, природный газ) и где для снабжения энергетических установок используется мазут.
Нефть сначала обессоливается и обезвоживается, а затем перегоняется на установках AT с получением бензинового, керосинового и дизельного дистиллятов. Бензиновый дистиллят разделяется на фракции. Одна из фракций подвергается каталитическому риформингу с получением концентрата, из которого затем выделяют арены. Другая фракция, более тяжелая, также направляется на каталитический риформинг с целью получения высокооктанового компонента товарного автомобильного бензина.
Средние дистилляты (керосиновый и дизельный) подвергаются облагораживанию и очистке от серы на установках гидроочистки. Благодаря гидроочистке получают реактивное топливо высокого качества и малосернистое дизельное топливо. Часть очищенного дизельного топлива подвергается депарафинизации с получением жидкого парафина и зимнего дизельного топлива.
Газовые потоки установок первичной перегонки нефти и каталитического риформинга перерабатываются на газофракционирующей установке. При этом получают товарные сжиженные газы: продан, бутан и изобутан.
На заводах с неглубокой схемой переработки, как и на других нефтеперерабатывающих предприятиях, организуется производство различных марок битума. Битум получают окислением гудрона, который выделяется из мазута на специальном блоке, входящем в состав установки по производству битума. Основное количество мазута отправляется потребителям в качестве котельного топлива.
Сероводород, выделившийся при гидроочистке, утилизируется на установках получения серной кислоты или серы.
В связи с сокращением ресурсов нефтяного сырья на заводах с невысоким уровнем отбора светлых намечено углубить переработку, построить установки каталитического крекинга, висбрекинга, коксования. Выход светлых при этом повысится от 40—45 до 55—60% и выше.
5.2 Схема переработки по топливному варианту с высоким уровнем отбора светлых
На НПЗ с такой схемой переработки первичная перегонка нефти проводится на АВТ. Помимо атмосферных дистиллятов на этой установке получают вакуумный дистиллят — фракцию 350—500°С и гудрон.
Атмосферные дистилляты, бензиновый, керосиновый и дизельный, перерабатываются так же, как и на заводе с неглубокой переработкой нефти. Вакуумный дистиллят направляется на установку каталитического крекинга. При каталитическом крекинге получают газ, бензин, легкий и тяжелый газойли. Газ направляется на ГФУ, бензин используется как компонент товарного бензина, а легкий газойль очищается в смеси с прямогонной дизельной фракцией на установке гидроочистки и затем используется как компонент дизельного топлива. Тяжелый газойль представляет собой сырье для получения технического углерода.
Наряду с каталитическим крекингом для переработки вакуумных дистиллятов применяется гидрокрекинг. Если при каталитическом крекинге основным продуктом является бензин, то при гидрокрекинге можно изменять соотношения получаемых продуктов, увеличивая выход бензина, керосина, дизельного топлива.
Гудрон подвергается переработке с применением одного из термических процессов. Бензин термических процессов целесообразно облагораживать с применением процессов глубокого гидрирования и каталитического риформинга. Легкий газойль используется как компонент газотурбинного, моторного или печного топлива, после гидроочистки может направляться в дизельное топливо.
Газовые потоки термических процессов и каталитического крекинга содержат непредельные углеводороды. Выделенные из этих потоков пропан-пропиленовая и бутан-бутиленовая фракции используются для получения дополнительных количеств высококачественного бензина.
Http://www. kazedu. kz/referat/192161/6
Сырая нефть поступает на установку ЭЛОУ-АВТ и АТ, где отделяются соли и вода, присутствующие в нефти, а также происходит разделение на фракции НК-170°С, 170-350°С, 350-500°С и остаток >500°С.
Фракция нк-170°С поступает на вторичную перегонку бензина для разделения на узкие фракции нк-70°С, 70-95°С, 95- 170°С.
Фракцию нк-70°С подвергаются изомеризации для повышения октанового числа получаемого бензина, затем изомеризат используют в качестве компонента автомобильного бензина. Газы с установки изомеризации направляют на ГФУ предельных газов.
Фракция 70 – 95°С сразу подается на смешение товарного бензина, она не требует гидроочистки так как проходит по требованиям ГОСТ 2084-77 «Характеристика автомобильных бензинов» (см. Таблицу 7 и Приложение 1).
Фракция 95 – 170°С поступает на гидроочистку, затем на установку каталитического риформинга. Риформат используют как компонент автомобильного бензина, газы с установки поступают на разделение на ГФУ предельных газов. Водородсодержащий газ, получаемый на установке каталитического риформинга, направляют на установки гидроочистки и депарафинизации дизельной фракции и вакуумного газойля, на установку гидроочистки и бензиновой фракции перед риформингом, а также на установку изомеризации фракции нк-70°С.
Дизельная фракция 220-350°С направляется на установку гидроочистки, так как по показателям предельно допустимого содержания серы не удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 52368-2005 , тяжелая часть гидроочищенной дизельной фракции направляется на установку каталитической депарафинизации для получения низкозастываюошх дизельных топлив, а затем идет на смешение дизельного топлива.
Вакуумный газойль 350-500°С поступает на установки гидрокрекинга и гидроочистку, затем направляется на каталитический крекинг для получения дополнительного количества светлых фракций, совмещенный с блоком газофракционирования непредельных углеводородных газов. Легкий газойль каталитического крекинга используют в качестве компонента летнего дизельного топлива, тяжелый газойль как котельное топливо.
Установка каталитического крекинга является одним из основных производителей бензина на заводе, который сразу поступает на смешение товарного бензина. Сухой газ выводится с установки в качестве топливного, а ППБ и ББФ поступают на установку сернокислотного алкилирования, куда также поступает изобутан. Сернокислотное алкилирование позволяет получить высокооктановый компонент бензина – легкий алкилат и компонент товарного дизельного топлива — тяжелый алкилат. Газы с установки алкилирования направляются на смешение СПБТ.
Остаток вакуумной перегонки нефти — гудрона >500°С направляется на установки висбрекинга и производства битума, где в качестве целевого продукта получают битум, который направляют в товарный парк. Газы установки висбрекинга направляют на АГФУ непредельных газов.
Во всех процессах на НПЗ образуются углеводородные газы, которые необходимо грамотно использовать. С этой целью они отправляются на установку ГФУ. Газ, поступающий на ГФУ, включает в себя как предельные с АВТ и АТ, фракционирования бензина, каталитического риформинга и изомеризации, гидроочистки, гидрокрекинга, так и непредельные с каталитического крекинга, поэтому поступают они на разные блоки, где газы разделяются на компоненты. Сухой газ (С1-С2) ГФУ поступает в топливную сеть завода. Пропановая, пропан-пропиленовая, бутановая и бутан-бутиленовая фракции являются готовыми продуктами и поступают на продажу. Фракция ?С5 и выше служит сырьем процесса изомеризации.
Сероводород, получаемый на установках, гидроочистки бензиновой и дизельной фракции, вакуумного газойля, используется в качестве сырья для установки получения серной кислоты.
Дополнительное количество водорода для гидрокаталитических процессов поступает с установки производства водорода методом паровой каталитической конверсии углеводородов.
На рисунке 1 представлен топливный вариант глубокой переработки самотлорской нефти (смеси).
Http://studwood. ru/1700930/tovarovedenie/opisanie_potochnoy_shemy_neftepererabatyvayuschego_zavoda
При оценке качества нефти прежде всего принимается во внимание содер жание в ней серы. Переработка сернистых [0,5—2,5% (масс.) серы] и высоко сернистых ( 2,5% (масс.) серы] нефтей требует включения в состав завода установок очистки. Из высокосернистых нефтей невозможно выработать по существующей в настоящее время технологии нефтяной кокс, отвечающий требованиям большинства потребителей. Существуют нефти, из которых нельзя получить авиакеросин, битумы, масла. Характеристики нефтей ряда крупных отечественных месторождений приводятся в табл. 2.9. [c.53]
По профилю НПЗ делятся на топливные и топливно-масляные. Для характеристики заводов используется также показатель глубины переработки нефти (уровня отбора светлых нефтепродуктов). [c.54]
Ниже приводится описание трех технологических схем НПЗ, работающих на сернистом сырье. [c.54]
Топливная схема с негл) бокой переработкой нефти (рис. 2.5). Схема применяется на НПЗ, расположенных в районах, где велика потребность в мазуте, поскольку отсутствуют другие источники топлива (газ, уголь). К таким районам относятся Европейская часть Советского Союза, Западная Европа, Япония. [c.54]
Нефть обессоливается и обезвоживается на специальных блоках или установках, а затем на атмосферной трубчатой установке (АТ) перегоняется с выделением бензиновой, керосиновой и дизельной фракций. Бензиновая фракция на установке (блоке) вторичной перегонки делится на три узкие фракции, первая из которых направляется на установку изомеризации, вторая поступает на установку каталитического риформинга, предназначенную для получения бензола и толуола, а третья (тяжелый бензин) подвергается каталитическому риформиро-ванию в режиме производства высокооктанового компонента автобензина. Часть прямогонного бензина, а также бензин-рафинат, полученный в качестве побочного продукта при выделении ароматических углеводородов, используются как сырье для пиролизных установок. [c.54]
Керосиновая и дизельная фракции очищаются от сернистых соединений на установках гидроочистки. Часть дизельной фракции депарафинизируется, при этом вырабатываются жидкие парафины Сю— jo и зимнее дизельное топливо. Газовые потоки АТ и каталитического риформинга перерабатываются на газофракционирующей установке с получением товарных сжиженных газов — пропана, н-бутана и изобутана (иногда, кроме того, н-пентана и изопентана). [c.54]
Тяжелый остаток атмосферной перегонки—мазут—выпускается в качестве товарного котельного топлива. Часть мазута направляется на блок вакуумной перегонки, где делится на вакуумный дистиллят и гудрон. Затем гудрон окисляется в битум. Сероводород с установок гидроочистки поступает на установки производства серной кислоты или серы, также включенные в состав завода. [c.54]
НПЗ с неглубокой переработкой нефти вырабатывает автобензины марок А-76 и АИ-93, термостабильное реактивное топливо типа РТ, малосернистые дизельные топлива зимнего и летнего сортов, битум, котельное топливо. Для использования в нефтехимических производствах на заводе получают сырье пиролиза, индивидуальные легкие углеводороды (С3, С4, иногда С5), ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилолы), жидкий парафин нормального строения, серу и серную кислоту. [c.54]
Топливная схема с глубокой переработкой нефти (рис. 2.6). Заводы с такой схемой переработки имеют в своем составе установки для превращения темных нефтепродуктов (мазута, вакуум-дистиллята, гудрона) в светлые — бензиновую, керосиновую и дизельную фракции. [c.54]
Первичная переработка нефти осуществляется на атмосферно-вакуумных трубчатых установках (АВТ). Наряду с атмосферными дистиллятами на этой установке получают вакуумный дистиллят — фракцию 350—500 С и гудрон. [c.54]
Вторичная переработка светлых дистиллятов производится так же, как и на заводе с неглубокой переработкой нефти. Вакуумный дистиллят направляется на установки каталитического крекинга и гидрокрекинга. При каталитическом крекинге получают газ, бензиновую фракцию, легкий и тяжелый газойль. Газ направлякуг на ГФУ, бензиновую фракцию используют как компонент товарного автобензина, легкий газойль— как дизельное топливо. Тяжелый газойль подвергают обработке фенолом или фурфуролом, полученный экстракт используется как сырье для производства технического углерода (сажи). Гидрокрекингом вакуумного дистиллята вырабатываются дополнительные количества бензина, керосина и дизельного топлива. Используя процесс гидрокрекинга, можно за счет изменения технологического режима варьировать в зависимости от сезонной потребности выработку бензина и средних дистиллятов. [c.54]
Из гудрона дополнительное количество светлых получают, применяя процесс термического крекинга или коксования. При этом вырабатывается гамма продуктов газ, содержащий непредельные углеводороды и используемый как сырье ГФУ, бензин, легкий и тяжелый газойли. Бензин облагораживается методами глубокого гидрирования и каталитического риформирования, легкий газойль — гидроочисткой. [c.57]
Топливно-масляная схема (рис. 2.7). По этой схеме на установках АВТ наряду со светлыми дистиллятами получают несколько вакуумных погонов и гудрон. Вакуумные дистилляты — легкий (300—400 °С), средний (400—450 С) и тяжелый (450—500 С) — проходят последовательно 1) селективную очистку фенолом или фурфуролом от смолисто-асфальтеновых компонентов 2) депарафи-низацию смесью бензола с метилэтилкетоном или дихлорэтаном 3) доочистку адсорбционным (отбеливающими глинами) или гидрогенизацнонным методами. [c.57]
Из гудрона с помощью пропана извлекают асфальтовые вещества, деасфаль-тизат далее обрабатывается по той же схеме, что и дистиллятные фракции (селективная очистка, депарафннизация, доочистка). [c.57]
После доочистки дистиллятные и остаточный компоненты направляются на компаундирование. Изменением соотношения компонентов и введением различных присадок получают необходимые сорта масел. [c.57]
Существуют и другие схемы производства масел. Так, из бакинских нефтей масла вырабатывают методами сернокислотной и щелочной очистки. На ряде заводов существуют установки по очистке масляных фракций парными растворителями (дуосол-процесс), на которых совмещаются процессы деасфалыизации и избирательной очистки масел. [c.57]
Развитие технологии переработки нефти в настоящее время характеризуется тенденциями роста единичной мощности технологических установок и комбинирования процессов. На нескольких отечественных НПЗ построены крупные комбинированные установки — ГК-3 мощностью 3 млн. т/год и ЛК-бу мощностью 6 млн. т/год по нефти. В состав установки ГК-3 входят секции атмосферной и вто ричной перегонки, деструктивной и вакуумной перегонки, каталитического крекинга, стабилизации бензина и первичного газофракционирования. Установка ЛК-бу состоит из четырех секций обессоливания и атмосферной перегонки каталитического риформинга гидроочистки дизельного топлива и керосина газофракционирования. [c.57]
Отличительной особенностью установки ЛК-бу является то, чтр получаемые на ней продукты (бензин, авиакеросин, дизельное топливо) являются компонентами товарной продукции, в то время как большинство продуктов, получаемых на установке ГК-3, нуждается в дополнительной обработке бензиновые фракции следует подвергнуть каталитическому риформированию, дизель – .ные— гидрОочистке, газовые головки—разделению на индивидуальные углеводороды. [c.57]
Http://chem21.info/article/22040/
1.1 Нефть, как сырьё, широко используемое в современной промышленности
Нефть – масляная горючая жидкость обычно темного цвета со своеобразным запахом; она немного легче воды и в ней не растворяется.
Нефть – важнейший источник получения различных углеводородов в промышленности.
Состав нефти. Если нефть нагревать в приборе, изображённом на рисунке 1, то можно заметить, что она кипит и перегоняется не при постоянной температуре, что характерно для чистых веществ, а в широком интервале температур. Это значит, что нефть представляет собой не индивидуальное вещество, а смесь веществ. При нагревании нефти сначала перегоняются вещества с меньшим молекулярным весом, обладающие более низкой температурой кипения, затем температура смеси постепенно повышается, и начинают перегоняться вещества с большим молекулярным весом, имеющие более высокую температуру кипения, и т. д. Состав нефти различных месторождений неодинаков.
Так как нефть – это смесь углеводородов различного молекулярного веса, имеющих разные температуры кипения, то перегонкой её разделяют на отдельные нефтепродукты: бензин, содержащий наиболее лёгкие углеводороды, кипящие от 40 до 200°, с числом атомов углерода в молекулах от 5 до 11; лигроин, содержащий углеводороды с большим числом атомов углерода, с темп, кипения от 120 до 240°; керосин с темп, кипения от 150 до 310° и, далее, соляровое масло. После отгонки из нефти этих продуктов остаётся вязкая чёрная жидкость – мазут.
Бензин применяется в качестве горючего для двигателей внутреннего сгорания. В зависимости от назначения он подразделяется на два основных сорта: авиационный и автомобильный. Бензин используется также в качестве растворителя масел, каучука, для очистки тканей от жирных пятен и т. п. Керосин применяется как горючее для тракторов. Он используется также для освещения. Соляровое масло применяется в качестве горючего для дизелей.
Из мазута путём дополнительной перегонки получают смазочные масла для смазки различных механизмов. Перегонку ведут под уменьшенным давлением, чтобы снизить температуру кипения углеводородов и избежать разложения их при нагревании.
После перегонки мазута остаётся нелетучая тёмная масса – гудрон, идущая на асфальтирование улиц. Из некоторых сортов нефти выделяют твёрдые углеводороды – так называемый парафин (идущий, например, на изготовление свечей) и смесь жидких углеводородов с твёрдыми – вазелин.
Кроме переработки на смазочные масла, мазут применяется в качестве топлива в заводских и паровозных топках, в которые ом подаётся при помощи форсунок. Большие количества мазута подвергаются химической переработке в бензин и другие виды топлива.
Http://helpiks. org/2-19817.html
Нефтеперерабатывающие заводы неглубокой переработки нефти (НПЗ НГШ характеризуются наиболее простой технологической структурой, низкими капитальными и эксплуатационными затратами по сравнению с НПЗ углубленной или глубокой нефтепереработки. Основной недостаток НПЗ НГП – большой удельный расход ценного и дефицитного нефтяного сырья и ограниченный ассортимент нефтепродуктов. Наиболее типичный нефтепродукт такого типа НПЗ – котельное топливо, дизельное топливо, автобензин (при необходимости печное топливо), сухой и сжиженные газы. Глубина отбора моторных топлив ограничивается потенциальным содержанием их в исходной нефти. Строительство НПЗ НГП могут позволить лишь страны, располагающие неограниченными ресурсами нефти, такие, как Саудовская Аравия, Иран, Ирак или Кувейт. Очевидно, нефтепереработка России, обладающая скромными запаса-
♦ Под термином поточная схема понимают определенную последовательность технологических процессов НПЗ.
Ми нефти (менее 5 % от мировых), должна ориентироваться только на глубокую или безостаточную переработку нефти.
Типовая поточная схема НПЗ неглубокой переработки сернистой нефти представлена на рис. 11.1.
Как видно из рис. 11.1, технологическая структура НПЗ НГП представляет собой по существу тот же набор технологических процессов, которые входят в состав комбинированной установки ЛК-бу (см. табл. 11.2).
Осуществление технологии следующей ступени нефтепереработки – углубленной переработки нефти с получением моторных топ-лив в количествах, превышающих потенциальное их содержание в исходном сырье, связано с физико-химической переработкой остатка от атмосферной перегонки – мазута.
В мировой практике при углубленной и глубокой переработке нефти исключительно широкое распространение получили Схемы переработки мазута посредством вакуумной или глубоковакуумной перегонки с последующей химической переработкой вакуумного (или глубоковакуумного) газойля в компоненты моторных топлив.
Количество трудноперерабатываемого тяжелого нефтяного остатка – гудрона – при этом примерно вдвое меньше по сравнению с мазутом. Технология химической переработки вакуумного газойля в нефтепереработке давно освоена и не представляет значительных технических трудностей.
Рациональная переработка топливного направления вакуумных (350-500 °С) или глубоковакуумных (350 – (500-620) °С газойлей может быть осуществлена посредством следующих технологических процессов (рис. 11.2):
А) гидрообессеривания (ГО) при
В) гидрокрекинга (ГК) при давле
В отечественной и зарубежной нефтепереработке наибольшее распространение имеет вариант переработки вакуумного газойля по схеме рис. 11.2,а, позволяющий получить из сырья значительно больше высокооктановых компонентов автобензинов по сравнению с остальными вариантами. Принятый за основу в модели КТ-1у и КТ-2Вариант по схеме рис. 11.2,6, где гидроочистка вакуумного газойля заменена НаЛегкий гидрокрекинг, позволяет несколько уве-
Личить рыход ди-зельногЬ топлива (примерно на 25-30%) и уменьшить нагрузку на каталитический крекинг. Вариант переработки вакуумного газойля по схе-ме рис. П.2,в (с применением гидрокрекинга) требует повышенных капитальных затрат, однако обладает таким важным достоинством, как высокая тех-нологическая
Гибкость в отношении регулирования сооношения дизельное топли-во:бензин:реактивное топливо. Кроме того, дизельное и реактивное топлива при гидрокрекинге получаются более высокого качества, особенно по низкотемпературным свойствам, что позволяет использовать их для производства зимних и арктических сортов этих топ-лив. Вариант 11.2,г также находит применение на НПЗ, когда требуется обеспечить всевозрастающие потребности электродной промышленности и электрометаллургии в высококачественных малозольных игольчатых коксах, хотя газы и жидкие дистилляты термодеструктивных процессов значительно уступают по качеству аналогичным продуктам каталитических процессов.
В табл. 11.3 дана сравнительная оценка наиболее значимых достоинств и недостатков схем рис. 11.2,а-г по таким показателям, как выход и качество моторных топлив, соотношение дизельное топли-во:бензин, расход водорода, давление процесса и капитальные затраты. Следует однако отметить, что такой сопоставительный анализ без подробного технико-экономического обоснования и без учета потребности экономического района в тех или иных нефтепродук-
Http://vikidalka. ru/1-104638.html