Схема первичной переработки нефти

1. Назначение и характеристика процесса ______________________ 2

2. Состав и характеристика сырья и продукция __________________ 5

В настоящее время вопрос о целесообразном использовании нефти стоит особенно остро. Увеличение выходов ценных товарных нефтепродуктов и продуктов нефтехимии стало одним из актуальных направлений совершенствования современной технологии переработки нефти.

Потребность промышленности, транспорта и сельского хозяйства в различных нефтепродуктах непрерывно растёт. Для удовлетворения растущей потребности в нефтепродуктах требуется сооружение – более мощных установок с улучшенными технико-экономическими показателями.

Головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти.

Простейшей схемой первичной перегонки нефти является атмосферная трубчатая установка (AT). Из сырых нестабильных нефтей извлекают компоненты светлых нефтепродуктов — бензина, керосина, дизельных топлив. Остатком атмосферной перегонки является мазут. Он подвергается вакуумной перегонке. При этом получают вакуумные газойле или масляные фракции и тяжелый остаток — гудрон. Для получения из мазута вакуумных газойлей или масляных фракций сооружают атмосферно-вакуумные установки (АВТ). 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.

Процессы первичной обработки нефти включает в себя удаление воды и солей из нефти, разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в виде товарной продукции.

На современных нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом является Перегонка. Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции, отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке нефть нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы-остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковой температуре и давлении большую долю отгона. Это важное достоинство используют в практике перегонки нефти для достижения максимального отбора паров, при достижении максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При Перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается чёткость разделения смесей.

Процесс Ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонки нефти, заключается в двухстороннем массо – и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массообмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость высококипящими компонентами.

При определенном числе контактов между парами и жидкостью можно получить пары, состоящие в основном из низкокилящих, и жидкость из высекокипящих. компонентов. Ректификация, как и всякий диффузионный процесс, осуществляется в противотоке пара и жидкости. При ректификации паров жидкое орошение создается путем конденсации части парового потока вверху колонны, а паровое орошение при ректификации жидкости – путем испарения части ее внизу колонны.

Контактирование потоков пара и жидкости может производиться непрерывно (в Насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых Ректификационных колоннах).

Конструкция, аппаратов, предназначенных для ректификации, зависит от способа организации процесса в целом и способа контакта фаз. Наиболее простая конструкция ректификационных аппаратов при движении жидкости от одной ступени контакта к другой под действием силы тяжести, на установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является Ректификационная колонна — вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки – одна над другой. На тарелке происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения.

Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую практически требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

При проектировании атмосферно-вакуумных установок качество нефти является важнейшей характеристикой, поскольку именно оно определяет ассортимент продуктов и технологическую схему процесса, режим работы аппаратов и выбор конструкционных материалов, а также расход реагентов. Согласно технологической классификации нефтей класс нефти характеризует содержание серы, тип — выход моторных топлив, группа и подгруппа – выход и качество масел, вид – содержание парафина в нефти.

В нефтях присутствуют растворенные газы, вода и соли. Содержание газов колеблется от 1-2 до 4 % (мас). Эти колебания зависят в основном от типа нефти, условий ее стабилизации на промысле, вида транспортирования, типа емкостей хранения на заводе, атмосферных условий и ряда других факторов. Удаляют газы обычно при стабилизации нефти на промыслах. Перед поступлением на установки первичной перегонки нефть следует тщательно обезвоживать и обессоливать.

Углеводородный газ – выводится в виде газа и головки стабилизации, используется как бытовое топливо и сырьё для газофракционирования;

Бензиновая фракция – выкипает в пределах 30-180°С, используется как компонент товарного автобензина, как сырьё установок каталитического риформинга, вторичной перегонки, пиролизных установок;

Керосиновая фракция – выкипает в пределах 120-315°С, используется как топливо для реактивных и тракторных двигателей, для освещения, как сырьё установок гидроочистки;

Дизельная фракция (атмосферный газойль) – выкипает в пределах 180 -350 С, используется как топливо для дизельных двигателей и сырьё установок гидроочистки;

Мазут (остаток атмосферной перегонки) выкипает выше 350°С, используется как котельное топливо или сырьё термического крекинга;

Вакуумный дистиллят (вакуумный газойль) – выкипает в пределах выше 350-500 С, используется как сырьё каталитического крекинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов;

Гудрон (остаток атмосферно – вакуумной перегонки) – выкипает при температуре выше 500°С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел.

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

Поскольку к нефтяным фракциям, полученным на установках первичной переработки нефти, нельзя предъявлять требования ГОСТ на товарные продукты, то выбранные фракции керосина и дизельного топлива после процесса гидроочистки должны соответствовать стандарту, а выход их при этом должен быть по возможности максимальным. Так, при гидроочистке дизельной фракции температуры выкипания 50 и 90 % снижаются на 5-15 градусов. Это необходимо учитывать при определении пределов выкипания указанных фракций. Если это условие не может быть соблюдено, то полученные фракции после вторичных процессов будут компонентами товарных топлив.

При определении качества керосина и дизельной фракции нужно иметь в виду также их температуру застывания и вспышки, плотность, вязкость.

При получении масляных фракций в вакуумной части установки основными показателями, определяющими отбор их по кривой ИТК, являются высокое потенциальное их содержание, большой индекс вязкости, вязкость, температура застывания, содержание нафтеновых углеводородов, серы.

Основные физико-химические и эксплуатационные свойства выбранных фракций сравниваются с показателями качества по ГОСТ на товарный вид продукции.

Сырая нефть, смешиваясь с деэмульгатором и раствором щелочи, поступает в теплообменный блок, где нагревается до оптимальной температуры. Затем нагретая нефть смешивается в эжекционных смесителях с промывной водой, поступающей из электродегидраторов второй ступени (Э-1/2 и Э-2/2), и подается в параллельно работающие электродегадраторы первой ступени (Э-1/1 и Э-2/1), сверху которых выводится частично обессоленная нефть, а снизу соленая вода на очистные сооружения. Частично обессоленная’ нефть из Э-1/1 и Э-2/1 поступает в. эжекционные смесители, где смешивается со свежей промывной водой, поступающей из емкости (Е), затем в электродегадраторы второй ступени, сверху которых выводится обессоленная и обезвоженная нефть на установку АВТ.

Напряжение между электродами поддерживается 32-33 кВ. Ввод сырья в электродегидратор и вывод из него осуществляется через расположенные в нижней и верхней части аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники). Маточники обеспечивают равномерное распределение восходящего потока нефти. В нижней части электродегидратора между маточником и электродами поддерживается определенный уровень воды, содержащий деэмульгатор, где происходит термохимическая обработка эмульсии и отделение – наиболее, крупных капель воды. В зоне между зеркалом воды и плоскостью нижнего электрода нефтяная эмульсия подвергается воздействию слабого электрического поля, а в зоне между электродами – воздействию электрического поля высокого напряжения.

С – смеситель; ТОБ – теплообменный блок; Е – емкость; Н-1, Н-2 – насосы; Э – электродегидраторы

Технологическая схема установки АВТ – рисунок 2 [1] (атмосферно-вакуумная установка) должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технологические показатели.

В зависимости от мощности установки по сырью и свойств перерабатываемой нефти выбирают один из вариантов схем перегонки: однократного испарения с ректификацией в одной колонне (вариант 1), двукратного испарения в двух колоннах (вариант 2). Вариант 1 применяют для стабилизированных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2-10 % мае. Схема по варианту 2 самая распространенная в отечественной практике, она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов, а также для сернистых и высокосернистых нефтей.

К атмосферному блоку перегонки нефти добавляется блок вакуумной перегонки мазута также по различным схемам: однократного испарения в одной ректификационной колонне, двукратного испарения с ректификацией в двух колоннах. Вакуумный газойль или масляные дистилляты можно выводить в виде паров, жидких дистиллятов через отпарные колонны, промежуточные емкости и т. п.

В случае выработки на установке узких бензиновых фракций делается выбор схемы блока вторичной разгонки бензиновой фракции.

Независимо от выбора блока вторичной разгонки в схеме установки должен быть предусмотрен блок стабилизации бензиновой фракции. При выборе схемы-установки следует ознакомиться с типовыми схемами установок первичной перегонки нефти и мазута.

К-1 – отбензинивающая колонна; К-2 – атмосферная колонна; К-3 – отпарная колонна; К-4 – стабилизатор; К-5 – вакуумная колонна; Э-1 – Э-4 – электродегидраторы; П-1, П-2 – печи; КХ-1 – КХ-4 – конденсаторы-холодильники; Е-1, Е-2 – рефлюксные емкости; А-1 – пароэжекторный вакуум-насос;

I – нефти; II – головка стабилизации; III – стабильный бензин; IV – керосин; V – дизельная фракция; VI – вакуумный дистиллят; VII – гудрон; VIII – выхлопные газы эжектора; IX – деэмульгатор; X – вода в канализацию; XI – водяной пар.

Установка состоит из 2-3 блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка, состоящая только из первых двух блоков носит название атмосферной трубчатки (AT), из всех трёх блоков – атмосферно-вакуумной трубчатки. Иногда первый и третий выделяются в самостоятельные установки. Нефть насосом забирается из сырьевого резервуара и проходит теплообменники, где подогревается за счет теплоты отходящих продуктов, после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля, повышенной температуры, деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды от нефти.

Вода сбрасывается в канализацию (или подаётся на упарку с выделением солей), а нефть проходит вторую группу теплообменников и поступает в отбензинивающую колонну К-1.

В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-1. Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 подаётся через трубчатую печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в К-1, сообщая дополнительное количество теплоты, необходимое для ректификации.

В колонне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. Верхний продукт колонны К-2 – тяжелый бензин – конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-2 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-2. Керосиновая и дизельные фракции выводятся из колонны К-2 боковыми погонами и поступают в отпарные колонны К-3.

В К-3 из боковых погонов удаляются (отпариваются) легкие фракции. Затем керосиновая и дизельные фракции через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники выводятся с установки. С низа К-2 выходит мазут, который через печь П-2 подаётся в колонну вакуумной перегонки К-5.

В вакуумной колонне К-5 мазут разделяется на вакуумный дистиллят, который отбирается в виде бокового погона, и на гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники уходят с установки.

Для снижения температуры низа колонн К-2 и К-5 и более полного извлечения дистиллятных фракций в них полется водяной пар. Избыточная теплота в К-2 и К-5 снимается с помощью циркулирующих орошений.

Бензин из рефлюксных емкостей Е-1 и Е-2 после подогрева подается в стабилизационную колонну К-4. С верха К-4 уходит головка стабилизации – сжиженный газ, а с низа – стабильный бензин. Необходимая для ректификации теплота подводится в К-4 циркуляцией части стабильного бензина через печь.

– типов нагревательных печей, теплообменников, конденсаторов-холодильников;

Исходя из практических данных, необходимо установить общее число тарелок в колоннах, а также число тарелок, приходящихся на каждый отбираемый продукт.

Показатели технологического режима установок первичной переработки приводятся в таблице 1:

Таблица 1 – Показатели технологического режима установок первичной переработки

При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом ее фракционным составом и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций.

Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количество растворенных газов (до 1,2 % масс.), относительно невысоким содержанием бензина (12-15 % мас.) и выходом фракций до 350 °С не более 45 % мас. энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках AT по схеме с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями. Установки такого типа широко применяются на зарубежных НПЗ. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легких и тяжелых фракций, требуют минимальной температуры нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характеризуются низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Основной их недостаток — меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5-3,0 % мае.) отбор светлых фракций, по сравнению с двухколонной схемой, необходимость более качественной подготовки нефти.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

М – молекулярная масса; t – температура кипения (индексы Нк – начало кипения, Кк – конец кипения); плотность; XJ

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

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

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

Http://works. doklad. ru/view/BE7drtbZI2Y/all. html

Принципиальная схема переработки нефти изображена на рисунке (см ниже) .

Добытую из недр земли нефть обезвоживают и обессоливают, а также стабилизируют, т. е. удаляют из нее растворенные газы.

Первичный процесс переработки нефти — прямая перегонка. Это процесс первичного разделения углеводородов нефти по температурам их кипения. На рисунке (см ниже) показана схема установки для прямой перегонки нефти непрерывного действия. Нефть в трубчатой печи 1 нагревается до температуры 350 ° С. Смесь паров и горячей нефти поступает в среднюю часть ректификационной колонны 2, где разделяется на жидкий остаток и пары при атмосферном давлении. Пары нефти поднимаются вверх по колонне, жидкий остаток — мазут стекает в нижнюю се часть. Пары постепенно охлаждаются и конденсируются, причем сначала конденсируются тяжелые углеводороды. По мере перемещения паров вверх выделяются все более легкие фракции (дистиллят ы) нефти. Для постепенного охлаждения паров по мере их подъема в верхнюю часть колонны подается легкий бензин.

В ректификационных колоннах размещаются тарелки с колпачками и трубкой для слива жидкости, с помощью которой поддерживается постоянный уровень жидкости. Пары из-под колпачка попадают в нижнюю часть слоя жидкости, проходят через нес в виде мелких пузырьков и поднимаются вверх. Этот процесс многократно повторяется на большом количестве тарелок. На каждой тарелке тяжелые углеводороды паров конденсируются, а более легкие углеводороды испаряются. Самые тяжелые углеводороды с высокой температурой кипения конденсируются сразу же на первых тарелках ректификационной колонны, а низкокипящие углеводороды поднимаются до верха колонны в виде паров, не конденсируясь. Таким образом, углеводороды с высокой температурой кипения в ректификационной колонне постепенно с одной тарелки на другую перемещаются вниз, а с низкой температурой кипения — вверх.

Для более полного выделения паров из мазута в нижнюю часть колонны подается перегретый пар. В процессе прямой перегонки в ректификационной колонне нефть разделяется на различные фракции в зависимости от температуры их кипения.

Из верхней части колонны отводятся бензиновые фракции (дистилляты) с температурами кипения 30. 180 ° С, которые используются как базовый бензин. Ниже из фракций, выкипающих при 150. 28О ° С, получают керосин и реактивные топлива. Еще ниже отводятся тяжелые фракции, выкипающие при 230. 360 ° С. Это газойлевые и соляровые (280. 380 ° С) дистилляты, из которых получают дизельные и моторные топлива.

В результате прямой перегонки нефти получается до 50 % мазута, используемого в виде топлива (топочные мазуты) и сырья для установок крекинга или же перегоняемого на масляные фракции в вакуумной колонне 5.

Мазут сначала направляется в трубчатую печь 1 , где подогревается до температуры 430 ° С, а затем подастся в ректификационную вакуумную колонну 5, работающую под разрежением (абсолютное давление в колонне составляет 6. 1 3 кПа). При этом температура кипения углеводородов снижается, благодаря чему перегонка мазута происходит без его термического разложения.

В процессе вакуумной перегонки мазута в верхней части колонны отбирают соляровый дистиллят, служащий сырьем для каталитического крекинга. Ниже отбирают веретенный, машинный и цилиндровый дистилляты, из которых приготовляют смазочные масла. Из нижней части колонны отбирают не испарившуюся часть мазута — гудрон или полугудрон. Полугудроном называют остаток, получаемый в результате неглубокого отбора масляных фракций. Полугудрон после глубокой очистки используют для производства высоковязких, так называемых остаточных масел, а гудрон — для дорожных покрытий.

Http://fuel-systems. ru/pererab-nefti. html

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

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

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

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

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

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

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

Http://poznayka. org/s82854t1.html

1. Назначение и характеристика процесса ______________________ 2

2. Состав и характеристика сырья и продукция __________________ 5

В настоящее время вопрос о целесообразном использовании нефти стоит особенно остро. Увеличение выходов ценных товарных нефтепродуктов и продуктов нефтехимии стало одним из актуальных направлений совершенствования современной технологии переработки нефти.

Потребность промышленности транспорта и сельского хозяйства в различных нефтепродуктах непрерывно растёт. Для удовлетворения растущей потребности в нефтепродуктах требуется сооружение – более мощных установок с улучшенными технико-экономическими показателями.

Головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти.

Простейшей схемой первичной перегонки нефти является атмосферная трубчатая установка (AT). Из сырых нестабильных нефтей извлекают компоненты светлых нефтепродуктов — бензина керосина дизельных топлив. Остатком атмосферной перегонки является мазут. Он подвергается вакуумной перегонке. При этом получают вакуумные газойле или масляные фракции и тяжелый остаток — гудрон. Для получения из мазута вакуумных газойлей или масляных фракций сооружают атмосферно-вакуумные установки (АВТ). 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.

Процессы первичной обработки нефти включает в себя удаление воды и солей из нефти разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в виде товарной продукции.

На современных нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом является перегонка. Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке нефть нагревается до заданной температуры образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы-остатка. Этот способ по сравнению с перегонкой с постепенным испарением обеспечивает при одинаковой температуре и давлении большую долю отгона. Это важное достоинство используют в практике перегонки нефти для достижения максимального отбора паров при достижении максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами тем самым несколько повышается чёткость разделения смесей.

Процесс ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации протекающей в процессе перегонки нефти заключается в двухстороннем массо – и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массообмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими а жидкость высококипящими компонентами.

При определенном числе контактов между парами и жидкостью можно получить пары состоящие в основном из низкокилящих и жидкость из высекокипящих. компонентов. Ректификация как и всякий диффузионный процесс осуществляется в противотоке пара и жидкости. При ректификации паров жидкое орошение создается путем конденсации части парового потока вверху колонны а паровое орошение при ректификации жидкости – путем испарения части ее внизу колонны.

Контактирование потоков пара и жидкости может производиться непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах).

Конструкция аппаратов предназначенных для ректификации зависит от способа организации процесса в целом и способа контакта фаз. Наиболее простая конструкция ректификационных аппаратов при движении жидкости от одной ступени контакта к другой под действием силы тяжести на установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является ректификационная колонна — вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки – одна над другой. На тарелке происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы конденсируясь остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения.

Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим давление соотношение потоков флегмовое число и др.) можно обеспечить любую практически требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

При проектировании атмосферно-вакуумных установок качество нефти является важнейшей характеристикой поскольку именно оно определяет ассортимент продуктов и технологическую схему процесса режим работы аппаратов и выбор конструкционных материалов а также расход реагентов. Согласно технологической классификации нефтей класс нефти характеризует содержание серы тип — выход моторных топлив группа и подгруппа – выход и качество масел вид – содержание парафина в нефти.

В нефтях присутствуют растворенные газы вода и соли. Содержание газов колеблется от 1-2 до 4 % (мас). Эти колебания зависят в основном от типа нефти условий ее стабилизации на промысле вида транспортирования типа емкостей хранения на заводе атмосферных условий и ряда других факторов. Удаляют газы обычно при стабилизации нефти на промыслах. Перед поступлением на установки первичной перегонки нефть следует тщательно обезвоживать и обессоливать.

Углеводородный газ – выводится в виде газа и головки стабилизации используется как бытовое топливо и сырьё для газофракционирования;

Бензиновая фракция – выкипает в пределах 30-180°С используется как компонент товарного автобензина как сырьё установок каталитического риформинга вторичной перегонки пиролизных установок;

Керосиновая фракция – выкипает в пределах 120-315°С используется как топливо для реактивных и тракторных двигателей для освещения как сырьё установок гидроочистки;

Дизельная фракция (атмосферный газойль) – выкипает в пределах 180 -350 С используется как топливо для дизельных двигателей и сырьё установок гидроочистки;

Мазут (остаток атмосферной перегонки) выкипает выше 350°С используется как котельное топливо или сырьё термического крекинга;

Вакуумный дистиллят (вакуумный газойль) – выкипает в пределах выше 350-500 С используется как сырьё каталитического крекинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов;

Гудрон (остаток атмосферно – вакуумной перегонки) – выкипает при температуре выше 500°С используется как сырье установок термического крекинга коксования производства битума и масел.

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

Поскольку к нефтяным фракциям полученным на установках первичной переработки нефти нельзя предъявлять требования ГОСТ на товарные продукты то выбранные фракции керосина и дизельного топлива после процесса гидроочистки должны соответствовать стандарту а выход их при этом должен быть по возможности максимальным. Так при гидроочистке дизельной фракции температуры выкипания 50 и 90 % снижаются на 5-15 градусов. Это необходимо учитывать при определении пределов выкипания указанных фракций. Если это условие не может быть соблюдено то полученные фракции после вторичных процессов будут компонентами товарных топлив.

При определении качества керосина и дизельной фракции нужно иметь в виду также их температуру застывания и вспышки плотность вязкость.

При получении масляных фракций в вакуумной части установки основными показателями определяющими отбор их по кривой ИТК являются высокое потенциальное их содержание большой индекс вязкости вязкость температура застывания содержание нафтеновых углеводородов серы.

Основные физико-химические и эксплуатационные свойства выбранных фракций сравниваются с показателями качества по ГОСТ на товарный вид продукции.

Сырая нефть смешиваясь с деэмульгатором и раствором щелочи поступает в теплообменный блок где нагревается до оптимальной температуры. Затем нагретая нефть смешивается в эжекционных смесителях с промывной водой поступающей из электродегидраторов второй ступени (Э-1/2 и Э-2/2) и подается в параллельно работающие электродегадраторы первой ступени (Э-1/1 и Э-2/1) сверху которых выводится частично обессоленная нефть а снизу соленая вода на очистные сооружения. Частично обессоленная’ нефть из Э-1/1 и Э-2/1 поступает в. эжекционные смесители где смешивается со свежей промывной водой поступающей из емкости (Е) затем в электродегадраторы второй ступени сверху которых выводится обессоленная и обезвоженная нефть на установку АВТ.

Напряжение между электродами поддерживается 32-33 кВ. Ввод сырья в электродегидратор и вывод из него осуществляется через расположенные в нижней и верхней части аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники). Маточники обеспечивают равномерное распределение восходящего потока нефти. В нижней части электродегидратора между маточником и электродами поддерживается определенный уровень воды содержащий деэмульгатор где происходит термохимическая обработка эмульсии и отделение – наиболее крупных капель воды. В зоне между зеркалом воды и плоскостью нижнего электрода нефтяная эмульсия подвергается воздействию слабого электрического поля а в зоне между электродами – воздействию электрического поля высокого напряжения.

С – смеситель; ТОБ – теплообменный блок; Е – емкость; Н-1 Н-2 – насосы; Э – электродегидраторы

Технологическая схема установки АВТ – рисунок 2 [1] (атмосферно-вакуумная установка) должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора четкость фракционирования гибкость процесса большой межремонтный пробег и высокие технологические показатели.

В зависимости от мощности установки по сырью и свойств перерабатываемой нефти выбирают один из вариантов схем перегонки: однократного испарения с ректификацией в одной колонне (вариант 1) двукратного испарения в двух колоннах (вариант 2). Вариант 1 применяют для стабилизированных нефтей в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2-10 % мае. Схема по варианту 2 самая распространенная в отечественной практике она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов а также для сернистых и высокосернистых нефтей.

К атмосферному блоку перегонки нефти добавляется блок вакуумной перегонки мазута также по различным схемам: однократного испарения в одной ректификационной колонне двукратного испарения с ректификацией в двух колоннах. Вакуумный газойль или масляные дистилляты можно выводить в виде паров жидких дистиллятов через отпарные колонны промежуточные емкости и т. п.

В случае выработки на установке узких бензиновых фракций делается выбор схемы блока вторичной разгонки бензиновой фракции.

Независимо от выбора блока вторичной разгонки в схеме установки должен быть предусмотрен блок стабилизации бензиновой фракции. При выборе схемы-установки следует ознакомиться с типовыми схемами установок первичной перегонки нефти и мазута.

К-1 – отбензинивающая колонна; К-2 – атмосферная колонна; К-3 – отпарная колонна; К-4 – стабилизатор; К-5 – вакуумная колонна; Э-1 – Э-4 – электродегидраторы; П-1 П-2 – печи; КХ-1 – КХ-4 – конденсаторы-холодильники; Е-1 Е-2 – рефлюксные емкости; А-1 – пароэжекторный вакуум-насос;

I – нефти; II – головка стабилизации; III – стабильный бензин; IV – керосин; V – дизельная фракция; VI – вакуумный дистиллят; VII – гудрон; VIII – выхлопные газы эжектора; IX – деэмульгатор; X – вода в канализацию; XI – водяной пар.

Установка состоит из 2-3 блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка состоящая только из первых двух блоков носит название атмосферной трубчатки (AT) из всех трёх блоков – атмосферно-вакуумной трубчатки. Иногда первый и третий выделяются в самостоятельные установки. Нефть насосом забирается из сырьевого резервуара и проходит теплообменники где подогревается за счет теплоты отходящих продуктов после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля повышенной температуры деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды от нефти.

Вода сбрасывается в канализацию (или подаётся на упарку с выделением солей) а нефть проходит вторую группу теплообменников и поступает в отбензинивающую колонну К-1.

В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-1. Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 подаётся через трубчатую печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в К-1 сообщая дополнительное количество теплоты необходимое для ректификации.

В колонне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. Верхний продукт колонны К-2 – тяжелый бензин – конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-2 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-2. Керосиновая и дизельные фракции выводятся из колонны К-2 боковыми погонами и поступают в отпарные колонны К-3.

В К-3 из боковых погонов удаляются (отпариваются) легкие фракции. Затем керосиновая и дизельные фракции через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники выводятся с установки. С низа К-2 выходит мазут который через печь П-2 подаётся в колонну вакуумной перегонки К-5.

В вакуумной колонне К-5 мазут разделяется на вакуумный дистиллят который отбирается в виде бокового погона и на гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные пары газы разложения воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники уходят с установки.

Для снижения температуры низа колонн К-2 и К-5 и более полного извлечения дистиллятных фракций в них полется водяной пар. Избыточная теплота в К-2 и К-5 снимается с помощью циркулирующих орошений.

Бензин из рефлюксных емкостей Е-1 и Е-2 после подогрева подается в стабилизационную колонну К-4. С верха К-4 уходит головка стабилизации – сжиженный газ а с низа – стабильный бензин. Необходимая для ректификации теплота подводится в К-4 циркуляцией части стабильного бензина через печь.

– типов нагревательных печей теплообменников конденсаторов-холодильников;

Исходя из практических данных необходимо установить общее число тарелок в колоннах а также число тарелок приходящихся на каждый отбираемый продукт.

Показатели технологического режима установок первичной переработки приводятся в таблице 1:

Таблица 1 – Показатели технологического режима установок первичной переработки

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

Вместе с тем, в органическую часть нефти входят смолистые и асфальтеновые вещества, сернистые соединœения, нафтеновые кислоты, фенолы и др.

По содержанию серы, нефти квалифицируются на: малосœернистые (от 0,1 до 0,5 % серы); сернистые (до 2,5 – 3 % серы); высокосœернистые (более 3 % серы). Нефть содержит также минœеральные примеси (неорганические): воду, которая представлена в виде стойких эмульсий. Вода содержит в своем составе растворенные соли (NaCl, CaCl2 и др.). Вместе с тем, нефть содержит взвешенные механические примеси песка, глины, соли тяжелых металлов.

1. Жидкие топлива, которые разделяются на моторные и котельные. Моторные топлива подразделяются на:

A) карбюраторное – включает в себя авиационные и автомобильные бензины и

Б) реактивное представляет собой фракции керосина различного состава или их

В) дизельное, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ включает в себя газойли и соляровые фракции.

2. Котельное топливо, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ используют в топках тепловозов, пароходов, ТЭЦ и в промышленных печах (прямогонный мазут, флотский мазут и различные крекинг остатки) Флотский мазут имеет температуру замерзания не выше +4 ºС.

3. Газообразные топлива – ϶ᴛᴏ сжиженные газы, применяемые для коммунально-бытового обслуживания (смеси пропан-бутана в различных соотношениях).

4. Смазочные масла подразделяются на масла общего назначения и специальные. Масла общего назначения применяют для смазывания трущихся поверхностей (моторные, компрессорные, турбинные и т. д.). Специальные масла – трансформаторные (с тем-

Пературой застывания не выше минус 40 ºС), конденсаторное, кабельное и др.

3. Консистентные смазки – их насчитывается более ста наименований. Οʜᴎ пред-

Ставляют собой нефтяные масла, загущенные специальными мылами, твердыми углеводородами (парафины, церезины) и другими загустителями. Смазки делятся на две группы: универсальные и специальные.

4. Индивидуальные углеводороды – алканы (метан, этан, пропан, бутан и др.); ал-

Кены (этилен, пропилен, бутилен и др.); ароматические (бензол, толуол, ксилолы и др.). Вместе с тем, из нефти выделяют предельные углеводороды с большой молекулярной массой (С16 и выше) – ϶ᴛᴏ твердые парафины и церезины. Οʜᴎ применяются в парфюмерии, спичечной промышленности, пищевой, в качестве загустителœей смазок, изготовлении свеч и других целях.

5. Нефтяные битумы получают из тяжелых нефтяных остатков (гудронов, асфаль-

Тенов, экстрактов селœективной очистки, слопов и др.) в основном путем их частичного окисления. Οʜᴎ используются в дорожных, строительных, кровельных работах и др.

6. Нефтяной кокс и технический углерод получают путем высокотемпературной

Обработки тяжелых нефтяных остатков без доступа кислорода, используют в металлургии для изготовления угольных электродов, абразивных материалов и др.

Одним из важнейших нефтяных продуктов являются моторные карбюраторные топлива – авиационные и автомобильные бензины. Важнейшим свойством бензина, характеризующим устойчивость против преждевременного воспламенения в камере сгорания, является его детонационная стойкость.

Детонация – ϶ᴛᴏ взрывоподобное сгорание топливной смеси со скоростью около 1,5 км/с, ĸᴏᴛᴏᴩᴏᴇ приводит к разрушению двигателœей и снижению их мощности. Это свойство бензина, начиная с 1927 года, во всœем мире измеряется октановым числом (ОЧ). Оно представляет собой условное число, равное процентному содержанию изооктана в его смеси с нормальным гептаном, эквивалентной по своей детонационной стойкости испытуемому бензину в стандартных условиях испытания.

При этом условно принимается, что ОЧ нормального гептана, имеющего цепочечное строение молекул и в связи с этим легко детонирующего, равно ʼʼ0ʼʼ, а для изооктана, имеющего разветвленную структуру молекул и в связи с этим обладающего высокой стойкостью к детонации, равно 100 пунктам.

Сегодня эта шкала уже устарела, так как найдены углеводороды, имеющие ОЧ выше 100 пунктов (к примеру, этилбензол 104,

Толуол – 107). По этой причине сейчас октановая шкала расширена до 120 пунктов.

Определœение ОЧ производится двумя методами – моторным и исследовательским.

Для этого служит одна и та же испытательная установка, состоящая из одноцилиндрового двигателя, но при различных режимах его работы.

Моторный метод более ʼʼжесткийʼʼ (900 об/мин) и моделирует загородную езду. Исследовательский метод более ʼʼмягкийʼʼ (600 об/мин) и моделирует езду в черте города. По этой причине исследовательский метод дает завышенные значения ОЧ (до 4 пунктов).

Для характеристики детонационной стойкости дизельного топлива (t кип = 200 – 350 0 С) используется так называемое ʼʼцетановое числоʼʼ. Цетановое число цетана (C 16H34) принято равным ста пунктам, а a – метилнафталина (С10Н7СН3) – десяти.

Прямогонные бензины, получаемые при прямой перегонке нефти, характеризуются низким ОЧ (не выше 50 – 70 пунктов), что является совершенно недостаточным для использования в современных автомобильных двигателях. Это объясняется тем, что они состоят, в основном из низкооктановых компонентов – цепочечных углеводородов.

Для повышения ОЧ прямогонных бензинов используют два базовых метода.

Первый и наиболее старый из них заключается во введении в состав бензинов антидетонационных присадок. Наиболее старой антидетонационной присадкой является тетраэтилсвинœец в смеси с этилбромидом, дихлорэтаном, монохлорнафталином. Такой бензин принято называть этилированным. Учитывая зависимость отʼʼприемистостиʼʼ прямогонных бензинов их ОЧ повышается от 18 до 20 пунктов. При этом эта присадка высокотоксичная и ухудшает условия эксплуатации двигателœей.

Сегодня найдены и используются другие присадки (метанол, метилтретбутиловый эфир (МТБЭ) и др.). Кроме меньшей токсичности они содержат в своем составе кислород, который способствует более полному сжиганию топлива и снижению токсичности выхлопных газов. Метанол является эффективной добавкой, но ядовит и плохо растворим в бензинах при низких температурах. По этой причине более предпочтительной в настоящее время считается МТБЭ.

Второй, более современный и радикальный метод основан на изменении структуры цепочечных молекул с малой детонационной стойкостью, входящих в состав прямогонных бензинов, с целью их разветвления (изомеризации) без изменения молекулярной массы, а также структурной перестройки с изменением числа атомов водорода (рифор-

Минга). Оба эти процесса относятся к группе вторичных каталитических процессов пе-

Одной из важнейших интегральных характеристик технического совершенства НПЗ является показатель глубины переработки нефти. Он рассчитывается как отношение объёма всœех нефтепродуктов, вырабатываемых предприятием в качестве товарных продуктов, за вычетом механических потерь и мазута к объёму перерабатываемой нефти. Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, чем меньше на предприятии выпускается в качестве товарного продукта мазута и больше вовлекается его в дальнейшую переработку, тем выше глубина переработки нефти. На современных НПЗ глубина переработки достигает 87 – 90 % и даже больше.

Технологические установки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции На этих установках вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. Перегонка нефти. [читать подробнее].

Тема 5. Нефть и нефтепереработка Недостатки метода. Достоинства метода. Оболочковое литье. Недостатки метода. Достоинства метода. 1. Высокая точность и чистота поверхности, которая не нуждается в. [читать подробнее].

Http://referatwork. ru/category/proizvodstvo/view/291498_pervichnaya_pererabotka_nefti

1. Назначение и характеристика процесса ______________________ 2

2. Состав и характеристика сырья и продукция __________________ 5

3. Технологическая схема ______________________________ ______ 7

В настоящее время вопрос о целесообразном использовании нефти стоит особенно остро. Увеличение выходов ценных товарных нефтепродуктов и продуктов нефтехимии стало одним из актуальных направлений совершенствования современной технологии переработки нефти.

Потребность промышленности, транспорта и сельского хозяйства в различных нефтепродуктах непрерывно растёт. Для удовлетворения растущей потребности в нефтепродуктах требуется сооружение – более мощных установок с улучшенными технико-экономическими показателями.

Головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти.

Простейшей схемой первичной перегонки нефти является атмосферная трубчатая установка (AT). Из сырых нестабильных нефтей извлекают компоненты светлых нефтепродуктов — бензина, керосина, дизельных топлив. Остатком атмосферной перегонки является мазут. Он подвергается вакуумной перегонке. При этом получают вакуумные газойле или масляные фракции и тяжелый остаток — гудрон. Для получения из мазута вакуумных газойлей или масляных фракций сооружают атмосферно-вакуумные установки (АВТ). 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.

Процессы первичной обработки нефти включает в себя удаление воды и солей из нефти, разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в виде товарной продукции.

На современных нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом является Перегонка. Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции, отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке нефть нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы-остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковой температуре и давлении большую долю отгона. Это важное достоинство используют в практике перегонки нефти для достижения максимального отбора паров, при достижении максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При Перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается чёткость разделения смесей.

Процесс Ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонки нефти, заключается в двухстороннем массо – и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массообмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость высококипящими компонентами.

При определенном числе контактов между парами и жидкостью можно получить пары, состоящие в основном из низкокилящих, и жидкость из высекокипящих. компонентов. Ректификация, как и всякий диффузионный процесс, осуществляется в противотоке пара и жидкости. При ректификации паров жидкое орошение создается путем конденсации части парового потока вверху колонны, а паровое орошение при ректификации жидкости – путем испарения части ее внизу колонны.

Контактирование потоков пара и жидкости может производиться непрерывно (в Насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых Ректификационных колоннах).

Конструкция, аппаратов, предназначенных для ректификации, зависит от способа организации процесса в целом и способа контакта фаз. Наиболее простая конструкция ректификационных аппаратов при движении жидкости от одной ступени контакта к другой под действием силы тяжести, на установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является Ректификационная колонна — вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки – одна над другой. На тарелке происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения.

Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую практически требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

При проектировании атмосферно-вакуумных установок качество нефти является важнейшей характеристикой, поскольку именно оно определяет ассортимент продуктов и технологическую схему процесса, режим работы аппаратов и выбор конструкционных материалов, а также расход реагентов. Согласно технологической классификации нефтей класс нефти характеризует содержание серы, тип — выход моторных топлив, группа и подгруппа – выход и качество масел, вид – содержание парафина в нефти.

В нефтях присутствуют растворенные газы, вода и соли. Содержание газов колеблется от 1-2 до 4 % (мас). Эти колебания зависят в основном от типа нефти, условий ее стабилизации на промысле, вида транспортирования, типа емкостей хранения на заводе, атмосферных условий и ряда других факторов. Удаляют газы обычно при стабилизации нефти на промыслах. Перед поступлением на установки первичной перегонки нефть следует тщательно обезвоживать и обессоливать.

Http://referat. yabotanik. ru/geologiya/processy-pervichnoj-pererabotki-nefti/81807/77090/page1.html

1. Назначение и характеристика процесса ______________________ 2

2. Состав и характеристика сырья и продукция __________________ 5

В настоящее время вопрос о целесообразном использовании нефти стоит особенно остро. Увеличение выходов ценных товарных нефтепродуктов и продуктов нефтехимии стало одним из актуальных направлений совершенствования современной технологии переработки нефти.

Потребность промышленности, транспорта и сельского хозяйства в различных нефтепродуктах непрерывно растёт. Для удовлетворения растущей потребности в нефтепродуктах требуется сооружение – более мощных установок с улучшенными технико-экономическими показателями.

Головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти.

Простейшей схемой первичной перегонки нефти является атмосферная трубчатая установка (AT). Из сырых нестабильных нефтей извлекают компоненты светлых нефтепродуктов — бензина, керосина, дизельных топлив. Остатком атмосферной перегонки является мазут. Он подвергается вакуумной перегонке. При этом получают вакуумные газойле или масляные фракции и тяжелый остаток — гудрон. Для получения из мазута вакуумных газойлей или масляных фракций сооружают атмосферно-вакуумные установки (АВТ). 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.

Процессы первичной обработки нефти включает в себя удаление воды и солей из нефти, разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в виде товарной продукции.

На современных нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом является Перегонка . Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции, отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке нефть нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы-остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковой температуре и давлении большую долю отгона. Это важное достоинство используют в практике перегонки нефти для достижения максимального отбора паров, при достижении максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

При Перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается чёткость разделения смесей.

Процесс Ректификации предназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонки нефти, заключается в двухстороннем массо – и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массообмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость высококипящими компонентами.

При определенном числе контактов между парами и жидкостью можно получить пары, состоящие в основном из низкокилящих, и жидкость из высекокипящих. компонентов. Ректификация, как и всякий диффузионный процесс, осуществляется в противотоке пара и жидкости. При ректификации паров жидкое орошение создается путем конденсации части парового потока вверху колонны, а паровое орошение при ректификации жидкости – путем испарения части ее внизу колонны.

Контактирование потоков пара и жидкости может производиться непрерывно (в Насадочных колоннах ) или ступенчато (в тарельчатых Ректификационных колоннах ).

Конструкция, аппаратов, предназначенных для ректификации, зависит от способа организации процесса в целом и способа контакта фаз. Наиболее простая конструкция ректификационных аппаратов при движении жидкости от одной ступени контакта к другой под действием силы тяжести, на установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации является Ректификационная колонна — вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки – одна над другой. На тарелке происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения.

Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую практически требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

При проектировании атмосферно-вакуумных установок качество нефти является важнейшей характеристикой, поскольку именно оно определяет ассортимент продуктов и технологическую схему процесса, режим работы аппаратов и выбор конструкционных материалов, а также расход реагентов. Согласно технологической классификации нефтей класс нефти характеризует содержание серы, тип — выход моторных топлив, группа и подгруппа – выход и качество масел, вид – содержание парафина в нефти.

В нефтях присутствуют растворенные газы, вода и соли. Содержание газов колеблется от 1-2 до 4 % (мас). Эти колебания зависят в основном от типа нефти, условий ее стабилизации на промысле, вида транспортирования, типа емкостей хранения на заводе, атмосферных условий и ряда других факторов. Удаляют газы обычно при стабилизации нефти на промыслах. Перед поступлением на установки первичной перегонки нефть следует тщательно обезвоживать и обессоливать.

Углеводородный газ – выводится в виде газа и головки стабилизации, используется как бытовое топливо и сырьё для газофракционирования;

Бензиновая фракция – выкипает в пределах 30-180°С, используется как компонент товарного автобензина, как сырьё установок каталитического риформинга, вторичной перегонки, пиролизных установок;

Керосиновая фракция – выкипает в пределах 120-315°С, используется как топливо для реактивных и тракторных двигателей, для освещения, как сырьё установок гидроочистки;

Дизельная фракция (атмосферный газойль) – выкипает в пределах 180 -350 С, используется как топливо для дизельных двигателей и сырьё установок гидроочистки;

Мазут (остаток атмосферной перегонки) выкипает выше 350°С, используется как котельное топливо или сырьё термического крекинга;

Вакуумный дистиллят (вакуумный газойль) – выкипает в пределах выше 350-500 С, используется как сырьё каталитического крекинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов;

Гудрон (остаток атмосферно – вакуумной перегонки) – выкипает при температуре выше 500°С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел.

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

Поскольку к нефтяным фракциям, полученным на установках первичной переработки нефти, нельзя предъявлять требования ГОСТ на товарные продукты, то выбранные фракции керосина и дизельного топлива после процесса гидроочистки должны соответствовать стандарту, а выход их при этом должен быть по возможности максимальным. Так, при гидроочистке дизельной фракции температуры выкипания 50 и 90 % снижаются на 5-15 градусов. Это необходимо учитывать при определении пределов выкипания указанных фракций. Если это условие не может быть соблюдено, то полученные фракции после вторичных процессов будут компонентами товарных топлив.

При определении качества керосина и дизельной фракции нужно иметь в виду также их температуру застывания и вспышки, плотность, вязкость.

При получении масляных фракций в вакуумной части установки основными показателями, определяющими отбор их по кривой ИТК, являются высокое потенциальное их содержание, большой индекс вязкости, вязкость, температура застывания, содержание нафтеновых углеводородов, серы.

Основные физико-химические и эксплуатационные свойства выбранных фракций сравниваются с показателями качества по ГОСТ на товарный вид продукции.

Сырая нефть, смешиваясь с деэмульгатором и раствором щелочи, поступает в теплообменный блок, где нагревается до оптимальной температуры. Затем нагретая нефть смешивается в эжекционных смесителях с промывной водой, поступающей из электродегидраторов второй ступени (Э-1/2 и Э-2/2), и подается в параллельно работающие электродегадраторы первой ступени (Э-1/1 и Э-2/1), сверху которых выводится частично обессоленная нефть, а снизу соленая вода на очистные сооружения. Частично обессоленная’ нефть из Э-1/1 и Э-2/1 поступает в. эжекционные смесители, где смешивается со свежей промывной водой, поступающей из емкости (Е), затем в электродегадраторы второй ступени, сверху которых выводится обессоленная и обезвоженная нефть на установку АВТ.

Напряжение между электродами поддерживается 32-33 кВ. Ввод сырья в электродегидратор и вывод из него осуществляется через расположенные в нижней и верхней части аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники). Маточники обеспечивают равномерное распределение восходящего потока нефти. В нижней части электродегидратора между маточником и электродами поддерживается определенный уровень воды, содержащий деэмульгатор, где происходит термохимическая обработка эмульсии и отделение – наиболее, крупных капель воды. В зоне между зеркалом воды и плоскостью нижнего электрода нефтяная эмульсия подвергается воздействию слабого электрического поля, а в зоне между электродами – воздействию электрического поля высокого напряжения.

С – смеситель; ТОБ – теплообменный блок; Е – емкость; Н-1, Н-2 – насосы; Э – электродегидраторы

Технологическая схема установки АВТ – рисунок 2 [1] (атмосферно-вакуумная установка) должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технологические показатели.

В зависимости от мощности установки по сырью и свойств перерабатываемой нефти выбирают один из вариантов схем перегонки: однократного испарения с ректификацией в одной колонне (вариант 1), двукратного испарения в двух колоннах (вариант 2). Вариант 1 применяют для стабилизированных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2-10 % мае. Схема по варианту 2 самая распространенная в отечественной практике, она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов, а также для сернистых и высокосернистых нефтей.

К атмосферному блоку перегонки нефти добавляется блок вакуумной перегонки мазута также по различным схемам: однократного испарения в одной ректификационной колонне, двукратного испарения с ректификацией в двух колоннах. Вакуумный газойль или масляные дистилляты можно выводить в виде паров, жидких дистиллятов через отпарные колонны, промежуточные емкости и т. п.

В случае выработки на установке узких бензиновых фракций делается выбор схемы блока вторичной разгонки бензиновой фракции.

Независимо от выбора блока вторичной разгонки в схеме установки должен быть предусмотрен блок стабилизации бензиновой фракции. Привыборе схемы-установки следует ознакомиться с типовыми схемами установок первичной перегонки нефти и мазута.

К-1 – отбензинивающая колонна; К-2 – атмосферная колонна; К-3 – отпарная колонна; К-4 – стабилизатор; К-5 – вакуумная колонна; Э-1 – Э-4 – электродегидраторы; П-1, П-2 – печи; КХ-1 – КХ-4 – конденсаторы-холодильники; Е-1, Е-2 – рефлюксные емкости; А-1 – пароэжекторный вакуум-насос;

I – нефти; II – головка стабилизации; III – стабильный бензин; IV – керосин; V – дизельная фракция; VI – вакуумный дистиллят; VII – гудрон; VIII – выхлопные газы эжектора; IX – деэмульгатор; X – вода в канализацию; XI – водяной пар.

Установка состоит из 2-3 блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка, состоящая только из первых двух блоков носит название атмосферной трубчатки (AT), из всех трёх блоков – атмосферно-вакуумной трубчатки. Иногда первый и третий выделяются в самостоятельные установки. Нефть насосом забирается из сырьевого резервуара и проходит теплообменники, где подогревается за счет теплоты отходящих продуктов, после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля, повышенной температуры, деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды от нефти.

Вода сбрасывается в канализацию (или подаётся на упарку с выделением солей), а нефть проходит вторую группу теплообменников и поступает в отбензинивающую колонну К-1.

В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-1. Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 подаётся через трубчатую печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в К-1, сообщая дополнительное количество теплоты, необходимое для ректификации.

В колонне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. Верхний продукт колонны К-2 – тяжелый бензин – конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-2 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-2. Керосиновая и дизельные фракции выводятся из колонны К-2 боковыми погонами и поступают в отпарные колонны К-3.

В К-3 из боковых погонов удаляются (отпариваются) легкие фракции. Затем керосиновая и дизельные фракции через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники выводятся с установки. С низа К-2 выходит мазут, который через печь П-2 подаётся в колонну вакуумной перегонки К-5.

В вакуумной колонне К-5 мазут разделяется на вакуумный дистиллят, который отбирается в виде бокового погона, и на гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники уходят с установки.

Для снижения температуры низа колонн К-2 и К-5 и более полного извлечения дистиллятных фракций в них полется водяной пар. Избыточная теплота в К-2 и К-5 снимается с помощью циркулирующих орошений.

Бензин из рефлюксных емкостей Е-1 и Е-2 после подогрева подается в стабилизационную колонну К-4. С верха К-4 уходит головка стабилизации – сжиженный газ, а с низа – стабильный бензин. Необходимая для ректификации теплота подводится в К-4 циркуляцией части стабильного бензина через печь.

– типов нагревательных печей, теплообменников, конденсаторов-холодильников;

Исходя из практических данных, необходимо установить общее число тарелок в колоннах, а также число тарелок, приходящихся на каждый отбираемый продукт.

Показатели технологического режима установок первичной переработки приводятся в таблице 1:

Таблица 1 – Показатели технологического режима установок первичной переработки

Http://all-referats. com/20/1-2294-processy-pervichnoy-pererabotki-nefti. html

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В зависимости от состава нефти, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов уста­новок первичной перегонки нефти 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) 0 С, керосиновые 140 (180)—240 °С, дизельные 240—350 0 С, вакуумный дистиллят (га­зойль) 350—490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350—400, 400—450 и 450—500 0 С, тяжелый остаток > 500 °С — гудрон.

Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава нефти, 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 нефти 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 нефти 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 0 С после очистки или облагоражива­ния используется как реактивное топливо; фракция 150—300 0 С – как осветительный керосин или компонент дизельного топлива.

Фракция дизельного топлива 180—350 °С после очистки используется в качестве дизельного топлива; возможно получение компонентов лег­кого (зимнего) и тяжелого (летнего) дизельного топлива 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 продукт, получает­ся на установке АВТ, работающей по топливному варианту; используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установки катали­тического крекинга.

Мазут — остаток первичной перегонки нефти; 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 0 С 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.

В большинстве случаев атмосферная перегонка нефти 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 нефти 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 нефти 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 нефти 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 нефти. 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 нефти. 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 0 С.

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 0 С 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 0 C (V).

Фракции 85—180°С и 180—220 °С защелачивают. Фракции 220— 280 °С и 280—350 0 С после охлаждения до 60 °С направляют в резервуа­ры. Мазут (нижний продукт 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 0 С. 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 расхода 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 продукт 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 нефти расходуется 3,5—4м 3 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 нефти типа ромашкинской) характеризуется данными табл.

Полученные при первичной перегонке нефти 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 переработки нефти, 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 товар­ных масел.

Http://refdb. ru/look/2988064.html

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Рис. 5.2. Схема установки первичной нефти перегонки (АВТ топливно-масляная):

/ – теплообменник; 2 – печь трубчатая; 3 – холодильник, конденсатор-холодильник; 4 – атмосферная отгонная; 5 – колонна колонна; 6 – газосепаратор; 7 – вакуумная колонна

К перегонке первичной относят процессы атмосферной перегонки вакуумной и нефти перегонки мазута. Их назначение состоит в нефти разделении на фракции для последующей их переработки использования или как товарных продуктов. Первичную осуществляют перегонку соответственно в атмосферных трубчатых (AT) и вакуумных или (ВТ) трубчатых атмосферно-вакуумных трубчатых (АВТ) установках.

На установках ATосуществляют неглубокую переработку нефти с бензиновых получением, керосиновых, дизельных фракций и мазута. предназначены ВТ Установки для углубления переработки нефти. них в Получаемые из мазута газойлевые, масляные фракции и используют гудрон в качестве сырья в процессах вторичной нефти переработки для производства смазочных масел, битума, кокса и других нефтепродуктов.

Принципиальная схема АВТ Установки первичной перегонки нефти показана на Ниже. 5.2. рис приведен состав (в %) продуктов перегонки нефти западносибирской на установке АВТ-6 (мощность по перерабатываемому млн 6 сырью т/год):

382 газ состоит преимущественно из пропана и которые, бутанов в растворенном виде содержатся в поступающей на нефти переработку. Пропан-бутановую фракцию используют производства для индивидуальных углеводородов на газофракционирующих установках в бытового качестве топлива.

Бензиновые фракции (62-180 °С) сырьем служат во вторичных процессах изомеризации, каталитического целью с риформинга производства индивидуальных ароматических углеводородов (толуола, бензола, ксилолов), высокооктановых компонентов автомобильных и бензинов авиационных; их применяют в качестве сырья пиролиза получении при этилена.

Керосиновые фракции (120-используются °С) 240 как топливо для реактивных виде в двигателей осветленного керосина и для производства красок и лаков (уайт-спирит).

Дизельные фракции (340-140 °С) служат дизельным топливом и сырьем получения для жидких парафинов депара-финизацией.

Остаток – Мазут атмосферной перегонки нефти – используется котельное как топливо и в качестве сырья во вторичных переработки процессах (каталитический крекинг, гидрокрекинг).

Гудрон – вакуумной остаток переработки мазута – подвергается деасфальтизации, целью с коксованию углубления переработки нефти и используется в битума производстве.

В последнее время нефть перерабатывается на установках комбинированных, сочетающих процессы первичной перегонки термическими с нефти и каталитическими процессами. Комбинированные установки меньших требуют капиталовложений, чем раздельные установки мощности эквивалентной. Они экономичнее и по эксплуатационным затратам, как так более рационально используют тепло вследствие и потоков этого расходуют меньше первичного воды, тепла и электроэнергии. В отечественных установках ЛК-6У комбинируется нефти перегонка с гидроочисткой, каталитическим риформингом и газофракционированием. этих Мощность установок по переработке нефти составляет 6 год т/млн.

Прямая Первичная перегонка осуществляется на трубчатых установках: трубчатая атмосферная печь (АТ – атмосферная трубчатка), вакуумная АВТ (ВТ), и трубчатка (иногда с водяным паром).

В основу прямой метода перегонки нефти и мазута на трубчатых непрерывного установках действия положен принцип однократного нефти испарения (или мазута), нагретый до температуры последующей–00 ºС с 350 дробной ректификацией смеси паров, их охлаждения и конденсации. Теоретические основы метода однократного рассмотрены испарения нами в разделе 4.2.1. В результате первичной нефти перегонки на АТ и АВТ получают следующие продукты:

    углеводородный Сжиженный газ (в основном пропан-бутановая Бензиновая); смесь фракция (н. к. –180 ºС). Используется после как очистки компонент товарного автобензина и как для сырьё каталитического риформинга; Керосиновая фракция (315–120 ºС). После очистки используется как реактивных топливо авиационных двигателей, для освещения, технических для целей. Дизельная фракция (атмосферный 180) — газойль–350 ºС. После очистки используется топливо как для дизельных двигателей; Мазут – 330 (остаток–350 ºС). Используется в качестве котельного или топлива сырьё для термического крекинга. получения Для масел.

Рассмотрим обобщенные сведения по основам теоретическим процесса ректификации.

В ректификационных колоннах потоков контактирование пара и жидкости может производится насадочных (в непрерывно колоннах) или ступенчато (в тарельчатых колоннах ректификационных) [20].

В результате каждого контакта компоненты между перераспределяются фазами: пар обогащается низкокипящим, а высококипящим – жидкость компонентом. При длительном контакте и эффективности высокой контактного устройства пар и жидкость, тарелки из уходящие или слоя насадки, могут состояния достичь равновесия, т. е. температуры потоков станут этом. В одинаковыми случае составы компонентов будут уравнениями связаны равновесия (при этом достигается равновесие фазовое) такой контакт в состоянии фазового принято равновесия называть равновесной ступенью или тарелкой теоретической. Подбирая число контактных ступеней и процесса параметры (температурный режим, давление, соотношение флегмовое, потоков число и др.), можно обеспечить требуемую разделения четкость нефтяных смесей.

Место ввода в колонну ректификационную нагретого перегоняемого сырья называют секцией питательной (зоной), где осуществляется однократное Часть. испарение колонны, расположенная выше питательной служит, секции для ректификации парового потока и концентрационной называется (укрепляющей), а другая – нижняя часть, в осуществляется которой ректификация жидкого потока – отгонной, исчерпывающей или секцией.

Колонны колонны – разделение исходной смеси (два) на сырья продукта. Ректификат (дистиллят) – выводится с колонны верха в парообразном состоянии, и остаток – нижний продукт жидкий ректификации.

Сложные колонны разделяют смесь исходную больше чем на два продукта: 1-ая – колонна ректификационная с отбором дополнительной фракции непосредственно из виде в колонны боковых погонов; 2-ая – ректификационная колонна, у дополнительные которой продукты отбираются из специальных отпарных стриппингов (колонн).

Для разделения многокомпонентных смесей на чем более два компонента (фракции) может одна использоваться сложная колонна либо система сложных и простых колонн, соединенных между собой в последовательности определенной прямыми или обратными паровыми жидкими или потоками. Если не предъявляются сверхвысокие чистоте к требования продукта, используют одну простую для колонну этих целей. Выбор конкретной рабочих и схемы параметров процесса перегонки определяется экономическими-технико и технологическими расчетами с учетом требований по четкости и ассортименту разделения.

Четкость погоноразделения . В нефтепереработке, качестве, в например достаточно высокой разделительной способности перегонки колонны нефти на топливные фракции считается температур налегание кипения соседних фракций в пределах 10–30 ºС (показатель косвенный четкости (чистоты) разделения). На разделительную ректификационных способность колонн влияют число тарелок (высота или насадки), флегмовое и паровое число.

Число Флегмовое (R ) – соотношение жидкого и парового потоков в части концентрационной колонны (R = L / D ; L и D – количество флегмы и ректификата).

Число Паровое (П) – отношение контактируемых потоков пара и отгонной в жидкости секции колонны (П = G /W ; G и W – количество соответственно кубового и паров остатка).

Число тарелок (N ) колонны (высота или насадки) определяется числом Т. Т. (N Т ), обеспечивающим четкость заданную разделения при принятом флегмовом (паровом или) числе, а также эффективностью контактных обычно (устройств КПД реальных тарелок или высота удельная насадки, соответствующая одной Т. Т.). Зависимость флегмового Т. Т. от числа числа колонны можно выразить в графика виде на рис. 4.1.

Рисунок 4.1. Зависимость числа тарелок теоретических от флегмового числа

Из графика следует, граничные что пределы нормальной работы ректификационных заданная, т. е. колонн четкость разделения смеси может достигнута быть лишь при одновременном выполнении флегмовому по ограничений числу и числу теоретических тарелок.

Точка Любая на кривой может быть выбрана рабочая как. Это означает, что заданная разделения четкость смеси может быть достигнута множеством бесконечным пар чисел N T и R . Как видно из флегмовое 4.1, рисунка число (R ) (а значит и количество орошения в изменяется) колонне от минимального значения до бесконечно большой При. величины этом необходимое для обеспечения четкости заданной разделения теоретическое число тарелок (N T ) изменяться будет соответственно от бесконечно большой величины до минимальной некоторой. Но при увеличении количества орошения увеличиваться будут эксплуатационные затраты (расход энергии на тепла перекачку в кипятильнике и холода в конденсаторах). Из опыта ректификационных эксплуатации колонн установлено – оптимальное значение R , минимуму соответствующее общих затрат на ректификацию не намного min превышает необходимое: R min : R опт = β R min (β – коэффициент флегмы избытка

1,0–1,3). Фактическое число тарелок N ф определяется расчетом аналитическим (на ЭВМ с использованием уравнения равновесия материального, фаз и теплового балансов потоков), либо из данных опытных с учетом эффективного КПД тарелки :

В конструкции от зависимости и места расположения в колонне ηT изменяется в технико 0,3–0,9.

На пределах-экономические показатели и четкость погоноразделения колонны ректификационной, кроме разделительной способности, значительно физико влияют-химические свойства (плотность, молярная температура, масса кипения, летучесть и т. п.), компонентный состав и др.

В обобщенной наиболее форме разделительные свойства перегоняемого принято сырья выражать коэффициентом относительной летучести (коэффициента аналог селективности в процессах экстракции).

K 1 и K 2 – константы фазового равновесия соответственно высококипящего – и низко компонентов (фракций), т. к. K 1 > K 2 , то α > 1.

α – отношение летучестей перегоняемого компонентов сырья при одинаковых температурах и Коэффициент. давлениях относительной летучести α косвенно характеризует силу движущую процесса перегонки применительно к разделяемому Сырье. сырью, у которого α >> 1 значительно легче разделить на чем, компоненты при его значении близком к 1.

Летучесть Относительная зависит от давления и температуры, при находятся которых компоненты, с увеличением давления и температуры снижается α величина. Вблизи критической области значений приближается α коэффициента к единице.

    Невысокая термическая стабильность высококипящих, ее нефти фракций (≈350–360 ºС), необходимо температуры ограничение нагрева (для повышения относительной перегонка – летучести под вакуумом, перегонка с водяным для – паром отпаривания более легких фракций). как Необходимо минимум две стадии: атмосферная мазута до перегонка (до 350 ºС) и перегонка под вакуумом. многокомпонентное – Нефть сырье с непрерывным характером распределения состава фракционного с соответственно летучести компонентов. Коэффициенты летучести относительной непрерывно (экспоненциально) убывают по мере фракций утяжеления и по мере сужения температурного интервала фракций кипения. Поэтому в нефтепереработке отбирают широкие бензин: фракции н. к. – 140 ºС (180 ºС); керосиновые – 140 (240) –180; дизельные – 240–350 ºС; вакуумный 350 – газойль–400 ºС, 400–450 ºС и 450–гудрон ºC; 500 >490 ºС (>500 ºС). Иногда ограничиваются перегонкой неглубокой нефти с получением в остатке мазута >котельное ºС (350 топливо). Высококипящие и остаточные фракции содержат нефти значительное количество гетероорганических смолисто-соединений асфальтеновых и металлов (ухудшают товарные характеристики усложняют и продуктов дальнейшую переработку дистиллятов).

Необходима четкой организация сепарации фаз в секции питания особенно и атмосферной вакуумной колонн. Для увеличения способности разделительной нижних тарелок сепарационной секции необходим колонны избыток орошения (называемый избытком испарения однократного), который достигается путем незначительного сырья перегрева (не выше предельно допустимой величины). отгона Доля при однократном испарении в секции колонны питания должна быть на 2–5 % больше выхода отбираемых, продуктов в виде дистиллята и боковых погонов.

4.1.2. регулирования Способы температурного режима ректификационных колонн.

Теплового Регулирование режима – отвод тепла в концентрационной (зоне) укрепляющей, подвод тепла в отгонной (исчерпывающей) колонн секции и нагрев сырья до оптимальной температуры.

А) использования парциального кожухотрубчатый (конденсатора теплообменный аппарат; применяется в малотоннажных трудность, установках монтажа);

Б) организация испаряющегося (холодного) наиболее (орошения распространена в нефтепереработке);

В) организация неиспаряющегося (орошения) циркуляционного, используется широко и не только для температуры регулирования наверху, но и в средних сечениях сложных современных. На колонн установках перегонки нефти применяются схемы комбинированные орошения.

Г) секции остатка ректификации в кипятильнике с паровым осуществляется (пространством дополнительный подогрев кубового продукта в кипятильнике выносном с паровым пространством (рибойлере), где он испаряется частично). Образовавшиеся пары возвращаются под тарелку нижнюю колонны. Особенность этого способа – кипятильнике в наличие постоянного уровня жидкости и парового над пространства этой жидкостью. По своему разделительскому кипятильник действию эквивалентен одной Т. Т. Этот способ применяется широко на установках фракционирования попутных нефтяных и газов нефтезаводских, при стабилизации и отбензинивании нефти, бензинов стабилизации прямой перегонки и вторичных процессов Циркуляция.

Д) нефтепереработки части остатка, нагретого в трубчатой этом. В печи случае часть кубового продукта через перекачивается трубчатую печь и подогретая парожидкостная горячая (смесь струя) вновь поступает вниз Этот. колонны способ используют если необходимо высокую обеспечить температуру низа колонны, когда обычных применение теплоносителей (водяной пар и др.) невозможно нецелесообразно или.

Способы регулирования температуры в ректификационной представлены колонне на рис. 4.2.

Рисунок 4.2. Регулирование температурного высоте по режима колонны:

Использование острого одного орошения в ректификационных колоннах неэкономично, т. к. не оптимальное обеспечивается распределение флегмового числа по высоте Выбор.

4.1.3. колонны давления и температурного режима в ректификационной экономические

На колонне показатели перегонки значительное влияние давление оказывает и температурный режим при принятых флегмового значениях числа, числа и типа тарелок. параметры Такие как давление и температура тесно нельзя: взаимосвязаны оптимизировать один из них без другого учета.

При оптимизации технологических параметров ректификации колонны целесообразно выбрать такие значения температуры и давления, которые:

    обеспечивают состояние системы, критического от далекое (должны быть высокие значения относительной коэффициента летучести α). исключают возможность термической сырья деструкции и продуктов перегонки или кристаллизации их в позволяют. аппаратах использовать дешевые и доступные хладоагенты конденсации для паров ректификата (вода, воздух) и для теплоносители нагрева и испарения кубовой жидкости (пар водяной высокого давления); кроме того, требуемые снижать поверхности холодильников, конденсаторов, кипятильников, обеспечивают. теплообменников нормальную работу аппаратов и процессов, колонной с связанных ректификации материальными и тепловыми потоками. оптимальный обеспечивают уровень по удельной производительности, капитальным и затратам эксплуатационным.

Повышение или понижение давления в колонне ректификационной сопровождается соответствующим повышением или температуры понижением. Например, для получения в качестве пропана ректификата требуемая температура верха колонны давлении при 0,1 и 1,8 МПа будет соответственно минус 42 ºC и второй 55 ºС (плюс вариант: 1,8 МПа и +55 ºС, более предпочтителен, т. к. давления повышение позволяет использовать воду для паров конденсации пропана, а не специальные хладагенты и дорогостоящие системы низкотемпературные охлаждения). Перегонка, например, под позволяет вакуумом осуществить отбор фракций нефти заметного без разложения, выкипающих при температурах, температуру повышающих нагрева сырья больше чем на 150–100 ºС.

Перегонка нефти при атмосферном осуществляется давлении при температуре в зоне питания колонны ректификационной 320–360 ºС, а вакуумная перегонка при – мазута температуре на выходе из печи не выше Расчет ºС.

430 температуры нагрева сырья проводится по которое, уравнению выведено совместным решением уравнения баланса материального однократного испарения и уравнения равновесия где.

Фаз Kpi – константа фазового равновесия компонента I давлении при в системе (П);

, – мольные доли компонента I в смеси исходной, паровой фазе и равновесной жидкости.

4.1.4. баланс Материальный перегонки нефти и использование дистиллятов

Нефти Перегонка на АВТ – многоступенчатый процесс (обессоливание, отбензинивание, обезвоживание, АТ и ВТ, стабилизация и вторичная перегонка бензина). рассматривают Поэтому общий или поступенчатый материальный перегонки баланс нефти.

Общий – под ним выход понимают [в % (масс.)] всех конечных продуктов исходной от перегонки нефти, количество которой принимают за Поступенчатый %.

100 – за 100 % принимают выход (% масс.) перегонки продуктов на данной ступени (продукты могут промежуточные быть). Поступенчатый материальный баланс перегонки составляется нефти при технологических расчетах АВТ.

    Нефть (I) (поступает %) 100 на установку с содержанием минеральных солей от 50–воды мг/л и 300 0,5–1,0 % масс. Углеводородный газ (II). Содержание нефти в его зависит от того, сколько растворенного осталось газа в ней после промысловой подготовки легкой. В газа нефти (ρ 0,8–0,85) — 1,5–1,8 % масс. Для тяжелой — 0,3–0,8 % нефти., а в масс после стабилизации растворенный газ этого. 90 % отсутствует газа – газ из отбензинивающей колонны. примесью: С1 – С4 с Состав С5 не используется на ГФУ для выделения углеводородов отдельных из-за низкого его давления и мольных используется; количеств как энергетическое топливо в печах Если. АВТ выход 1,5 % и выше газ экономически компремировать выгодно до давления 2–4 МПа и перерабатывать на ГФУ. углеводородный Сухой газ стабилизации бензина (III) – часть это легких углеводородов С1 –С3 , оставшаяся растворенной в выход (бензине 0,1–0,2 % масс.) давление до 1,0 МПа можно ГФУ на перерабатывать, но из-за низкого содержания часть направляют в линию газовую II и сжигают в печах. Сжиженная головка бензина стабилизации (IV) содержит пропан и бутан с примесью масс (0,2–0,3 % пентанов.) используется для бытовых нужд (газ сжиженный) или газового моторного топлива автомобилей для (СПБТЛ или СПБТЗ). Легкая бензина головка (V) – фракция бензина НК–85 ºС (4–6 % масс.) о. ч. не более 70 (метод моторный). Используется для производства нефтяных или растворителей как сырье для каталитической Бензиновая (о. ч. 82–85). изомеризации фракция 85-180 ºС (VI) (10-14 % масс., о. ч.м = 45÷55); на каталитический используется (о. ч. до 88-92) и риформинг как базовый компонент автомобильных Керосин. бензинов (Х). Может быть два варианта Авиационный:

10–12 % авиакеросин. – если зимнее или арктическое топливо дизельное.

Масс 100–250 ºС – результат частичной мазута термодеструкции при нагреве его в печи.

    вакуумный Легкий газойль (XV) 240–380 ºС (3–5 % масс.) по близка качеству к летнему дизельному топливу (XI). Вакуумный XVI (газойль) – основной дистиллят вакуумной перегонки топливному по мазута варианту (если нельзя получить высокого масло качества 350–500 ºС (550 ºС)) 21–25 % Используют.

Если нефть позволяет получить вакуумной, то из масла колонны выводят два потока дистиллята масляного:

Гудрон (XVII – остаточная часть остаток, нефти, выкипающий выше 500 ºС (10-20%масс.).

Первичные процессы переработки не предполагают изменений химических нефти и представляют собой ее физическое фракции на разделение.

Нефть НПЗ на поступает в подготовленном для транспортировки виде. На она заводе подвергается дополнительной очистке от механических удалению, примесей растворённых лёгких углеводородов (С1-С4) и обезвоживанию на установках электрообессоливающих (ЭЛОУ).

Поступает Нефть в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (при перегонку атмосферном давлении), где разделяется на фракций несколько: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, фракцию керосиновую, дизельную фракцию и остаток атмосферной мазут — перегонки. Качество получаемых фракций не соответствует предъявляемым, требованиям к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции дальнейшей подвергают (вторичной) переработке.

Материальный баланс перегонки атмосферной западно-сибирской нефти

Дистилляция Вакуумная — процесс отгонки из мазута (остатка перегонки атмосферной) фракций, пригодных для переработки в топлива моторные, масла, парафины и церезины и другую нефтепереработки продукцию и нефтехимического синтеза. Остающийся после тяжелый этого остаток называется гудроном. Может сырьем служить для получения битумов.

Admin первичной перегонкой нефти понимают физических совокупность процессов, направленных на ее разделение по фракциям в температурой с их соответствии кипения: до мазута (получаются светлые гудрона); до нефтепродукты (получаются масла).

При ректификации до давление мазута мало отличается от атмосферного (Рраб=0,11— 0, 12 или МПа 1, 1— 1, 2 ата), поэтому установки по перегонке мазута до нефти называют атмосферными трубчатками (АТ).

При гудрона до ректификации процесс ведется, подвакуумом (РРаб=0, 08 или МПа 600 мм рт. ст.), поэтому установки по перегонке гудрона до нефти называют вакуумными трубчатками (ВТ).

Существуют установки также по перегонке нефти сразу до гудрона. состоят Они из двух взаимосвязанных частей — атмосферной й Поэтому. вакуумной такие установки называют атмосферновакуумными АВТ (трубчатками).

В атмосферном блоке АВТ применяют схемы три разделения нефти: с одной сложной колонной ректификационной, с предварительным испарителем и сложной колонной, с отбензинивающей предварительной и сложной колоннами. Схема с предварительной колонной отбензинивающей и сложной ректификационной колонной наиболее отечественной в распространена практике (рис. 4.18).

Обессоленную и обезвоженную прокачивают нефть через теплообменники, где ее нагревают установками с отводимыми дистиллятами до 150—200 °С, затем поступает она в предварительную колонну К-1, в которой от нефти пары отделяют бензина и воды (ее остаточное содержание). нефть Отбензиненную из кубовой части направляют в печь нагрева для до' 250—350 °С и затем — в основную ректификационную сложную колонну К-2, которая состоит из 3—5 простых зависимости (в колонн от числа вводимых дистиллятов). Верхний выводят дистиллят в паровой фазе, остальные — жидкими погонами боковыми через отпарные секции, внутренние выносные или (как показано на схеме). Из нижней, части кубовой колонны, отводят мазут. Его трубчатой в подогревают печи до 400—450 °С и подают в колонну вакуумную К-Ю для получения масляных дистиллятов и газойля вакуумного, являющегося сырьем установок каталитического Для.

Крекинга снижения температуры кипения разделяемых предотвращения и компонентов термического разложения сырья перегонку осуществляют мазута в вакууме. С увеличением вакуума температура компонентов кипения снижается, особенно компонентов с большой массой молекулярной. Вакуум в колонне создают барометрическими вакуумными и Конденсаторами насосами (поршневыми, ротационными, эжекторными струйными или), которые можно включать в различной Пожарная.

Последовательности опасность установок первичной перегонки характеризуется нефти наличием большого количества ЛВЖ, ГЖ, их углеводородных и паров газов. Так, в некоторых аппаратах (колоннах ректификационных, трубчатых печах) находится одновременно от 20 до 30 т и нефтепродуктов более.

Показатели пожарной опасности нефтепродуктов широких в колеблются пределах. Так, Твсп: у нефтей — от — 35 до +36° и бензинов, выше —от —36 до —7°С, лигроинов —от —7 до +17°С, керосинов — от +15 до + 60°С и выше, мазутов—от+60 до +минеральных °С, 120 масел — от + 120 до +220 °С.

Анализ цифр этих показывает, что в производственных условиях при даже нормальной работе технологического оборудования могут нефтепродукты иметь температуру, лежащую в температурных воспламенения пределах. Следовательно, горючая концентрация может только не образоваться в паровоздушном пространстве аппаратов, но и при паров выходе наружу.

При нормальной работе возможность установок образования горючей концентрации существует в аппаратах дышащих и в вакуумных ректификационных колоннах.

При неплотностей образовании или повреждений в вакуумных колоннах или АВТ ВТ будет происходить подсос наружного внутрь воздуха аппаратов. При этом возможны случая два, которые в основном зависят от места высоте по повреждения колонны и от температурного режима. Если Гсв>Граб фракций на соответствующей месту повреждения пары, то тарелке продукта, смешиваясь с воздухом, воспламеняются и диффузионное установится горение внутри колонны в виде Если. факела Tpsk6<TCB нефтепродукта, то подсасываемый смешиваясь, воздух с парами, будет образовывать горючую При. концентрацию этом возможен взрыв внутри При.

Аппарата повреждениях аппаратов и трубопроводов нагретые могут нефтепродукты выходить наружу. При этом возможны также два случая. Если Граб жидкости выходящей меньше Гсв, то она будет ться

Растека и интенсивно испаряться. В этом случае опасность создается образования горючей (в пределах воспламенения) смеси паровоздушной.

Если Граб выходящей жидкости или больше равна ее Гсв, то при контакте с она воздухом воспламеняется и, растекаясь, будет гореть.

Повреждения Причины и специфические источники зажигания основных установок аппаратов первичной перегонки нефти (ректификационных трубчатых, колонн печей, теплообменников) раскрыты ранее (см. Развитая 3).

Главу сеть различных коммуникаций (трубопроводные лотки, эстакады, система канализации), разлившиеся жидкости и парогазовоздушной облака смеси, образующиеся на аппаратном дворе авариях при технологического оборудования, — характерные пути распространения для пламени.

Установки крекинга нефти. первичной Установки перегонки нефти позволяют получить светлых 15—20 % только нефтепродуктов. Для увеличения выхода нефтепродуктов светлых из нефти, наряду с ее физическим разделением, химический используют способ — процесс расщепления (крекирования) молекул тяжелых углеводородов с целью получения более нефтепродуктов легких с улучшенными свойствами вследствие образования кольчатого молекул и изомерного строения.

В зависимости от условий процесса проведения крекинга различают термический и каталитический которым, крекинг соответствуют установки термического и каталитического Установки.

Крекинга термического крекинга (ТК). На установках ТК расщепление тяжелого молекул сырья проводят под воздействием температуры высокой (около 500 °С) и при повышенном Реаб (давлении = 5—7 МПа (50— 70 ат).

Чтобы реакция расщепления конца до проходила, необходима большая длина змеевиков Для. реактора сокращения длины змеевика на практике за устанавливают реактором пустотелую колонну — первичный испаритель, завершается где процесс расщепления вследствие резкого рабочего снижения давления до 0, 5—1 МПа (5— 10 ат). Колонну в связи с называют этим реакционной камерой.

Рассмотрим наиболее схему распространенную (рис. 4.19) термического крекинга. Сырье (мазут чаще), пройдя через теплообменник, с температурой поступает 80 °С около в верхнюю часть вторичного испарителя. часть Верхняя испарителя отделена от нижней, поэтому может не мазут стекать вниз, где находится остаток — крекинг с температурой около 400°С. Однако крекинг пары — остатка свободно проходят через мазута слой, нагревая его до 110—120 °С и своими обогащая легкими фракциями.

Из вторичного испарителя первую в направляют ректификационную колонну для его разделения первичного. Образующиеся легкие фракции из головной этой части колонны направляются для повторного вторую во разделения ректификационную колонну. В результате отгонки фракций легких в обеих колоннах, в их кубовых частях, остатки образуются, которые в зависимости от температуры кипения различный имеют состав. В первой колонне остаток тяжелым называют (его температура кипения около второй°С), во 400 — легким (температура кипения около Тяжелый °С). 300 остаток подают в печь легкого ПЛК (крекинга), легкий остаток— в печь тяжелого (крекинга) глубокого (ПТК). Проходя по змеевикам печей избыточном при давлении около 5—6 МПа (50—60 ат) и нагреваясь (до ПЛК °С в 480 и до 500°С в ПТК), остатки подвергаются результате.

В крекированию процесса крекинга в змеевиках трубчатых образуются печей сложные смеси углеводородов примерно состава одинакового, которые направляются в первичный испаритель, происходит где завершение процессов расщепления при температуры снижении до 420°С и давления до 0, 5—1 МПа (5—10 ат). В реакционной при камере этом идет грубое разделение две на смеси фазы — парогазовую и жидкую, содержащую Пары.

Кокс и газы из первичного испарителя, проходя обе последовательно ректификационные колонны, постепенно укрепляются бензинового углеводородами состава и при температуре около выводятся °С 250 из головной, , части второй колонны. охлаждения После парогазовая смесь поступает в газосепаратор отделения для от жидкой фазы (нестабильного бензина) жирного несконденсировавшегося крекинг — газа, который направляется на установку абсорбционную для улавливания паров бензина.

Флегмы Часть постоянно отбирают с нижних тарелок ректификационной второй колонны и после охлаждения в виде дизельного фракции топлива выводят с установки. На установке также получают гудрон — тяжелый кревднг-остаток, выводят который из нижней части вторичного

Http://one_vision. jofo. me/683647.html

1. Назначение и характеристика процесса ______________________ 2

2. Состав и характеристика сырья и продукция __________________ 5

В настоящее время вопрос о целесообразном использовании нефти стоит особенно остро. Увеличение выходов ценных товарных нефтепродуктов и продуктов нефтехимии стало одним из актуальных направлений совершенствования современной технологии переработки нефти.

Потребность промышленности, транспорта и сельского хозяйства в различных нефтепродуктах непрерывно растёт. Для удовлетворения растущей потребности в нефтепродуктах требуется сооружение – более мощных установок с улучшенными технико-экономическими показателями.

Головным процессом на каждом нефтеперерабатывающем заводе является первичная перегонка нефти.

Простейшей схемой первичной перегонки нефти является атмосферная трубчатая установка (AT). Из сырых нестабильных нефтей извлекают компоненты светлых нефтепродуктов — бензина, керосина, дизельных топлив. Остатком атмосферной перегонки является мазут. Он подвергается вакуумной перегонке. При этом получают вакуумные газойле или масляные фракции и тяжелый остаток — гудрон. Для получения из мазута вакуумных газойлей или масляных фракций сооружают атмосферно-вакуумные установки (АВТ). 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.

Процессы первичной обработки нефти включает в себя удаление воды и солей из нефти, разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в виде товарной продукции.

На современных нефтеперерабатывающих заводах основным первичным процессом являетсяПерегонка. Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции, отличающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава.

При однократной перегонке нефть нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия пары однократно отделяются от жидкой фазы-остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковой температуре и давлении большую долю отгона. Это важное достоинство используют в практике перегонки нефти для достижения максимального отбора паров, при достижении максимального отбора паров при ограниченной температуре нагрева во избежание крекинга нефти.

Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса.

Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией.

ПриПерегонке с дефлегмациейОбразующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается чёткость разделения смесей.

ПроцессРектификацииПредназначен для разделения жидких неоднородных смесей на практически чистые компоненты или фракции, которые различаются по температуре кипения. Физическая сущность ректификации, протекающей в процессе перегонки нефти, заключается в двухстороннем массо – и теплообмене между потоками пара и жидкости при высокой турбулизации контактирующих фаз. В результате массообмена отделяющиеся от горячей жидкости пары обогащаются низкокипящими, а жидкость высококипящими компонентами.

При определенном числе контактов между парами и жидкостью можно получить пары, состоящие в основном из низкокилящих, и жидкость из высекокипящих. компонентов. Ректификация, как и всякий диффузионный процесс, осуществляется в противотоке пара и жидкости. При ректификации паров жидкое орошение создается путем конденсации части парового потока вверху колонны, а паровое орошение при ректификации жидкости – путем испарения части ее внизу колонны.

Контактирование потоков пара и жидкости может производиться непрерывно (вНасадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатыхРектификационных колоннах).

Конструкция, аппаратов, предназначенных для ректификации, зависит от способа организации процесса в целом и способа контакта фаз. Наиболее простая конструкция ректификационных аппаратов при движении жидкости от одной ступени контакта к другой под действием силы тяжести, на установках первичной перегонки нефти основным аппаратом процесса ректификации являетсяРектификационная колонна— вертикальный аппарат цилиндрической формы. Внутри колонны расположены тарелки – одна над другой. На тарелке происходит контакт жидкой и паровой фаз. При этом наиболее легкие компоненты жидкого орошения испаряются и вместе с парами устремляются вверх, а наиболее тяжелые компоненты паровой фазы, конденсируясь, остаются в жидкости. В результате в ректификационной колонне непрерывно идут процессы конденсации и испарения.

Подбирая число контактных ступеней и параметры процесса (температурный режим, давление, соотношение потоков, флегмовое число и др.), можно обеспечить любую практически требуемую четкость фракционирования нефтяных смесей.

При проектировании атмосферно-вакуумных установок качество нефти является важнейшей характеристикой, поскольку именно оно определяет ассортимент продуктов и технологическую схему процесса, режим работы аппаратов и выбор конструкционных материалов, а также расход реагентов. Согласно технологической классификации нефтей класс нефти характеризует содержание серы, тип — выход моторных топлив, группа и подгруппа – выход и качество масел, вид – содержание парафина в нефти.

В нефтях присутствуют растворенные газы, вода и соли. Содержание газов колеблется от 1-2 до 4 % (мас). Эти колебания зависят в основном от типа нефти, условий ее стабилизации на промысле, вида транспортирования, типа емкостей хранения на заводе, атмосферных условий и ряда других факторов. Удаляют газы обычно при стабилизации нефти на промыслах. Перед поступлением на установки первичной перегонки нефть следует тщательно обезвоживать и обессоливать.

Углеводородный газ – выводится в виде газа и головки стабилизации, используется как бытовое топливо и сырьё для газофракционирования;

Бензиновая фракция – выкипает в пределах 30-180°С, используется как компонент товарного автобензина, как сырьё установок каталитического риформинга, вторичной перегонки, пиролизных установок;

Керосиновая фракция – выкипает в пределах 120-315°С, используется как топливо для реактивных и тракторных двигателей, для освещения, как сырьё установок гидроочистки;

Дизельная фракция (атмосферный газойль) – выкипает в пределах 180 -350 С, используется как топливо для дизельных двигателей и сырьё установок гидроочистки;

Мазут (остаток атмосферной перегонки) выкипает выше 350°С, используется как котельное топливо или сырьё термического крекинга;

Вакуумный дистиллят (вакуумный газойль) – выкипает в пределах выше 350-500 С, используется как сырьё каталитического крекинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов;

Гудрон (остаток атмосферно – вакуумной перегонки) – выкипает при температуре выше 500°С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования, производства битума и масел.

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

Поскольку к нефтяным фракциям, полученным на установках первичной переработки нефти, нельзя предъявлять требования ГОСТ на товарные продукты, то выбранные фракции керосина и дизельного топлива после процесса гидроочистки должны соответствовать стандарту, а выход их при этом должен быть по возможности максимальным. Так, при гидроочистке дизельной фракции температуры выкипания 50 и 90 % снижаются на 5-15 градусов. Это необходимо учитывать при определении пределов выкипания указанных фракций. Если это условие не может быть соблюдено, то полученные фракции после вторичных процессов будут компонентами товарных топлив.

При определении качества керосина и дизельной фракции нужно иметь в виду также их температуру застывания и вспышки, плотность, вязкость.

При получении масляных фракций в вакуумной части установки основными показателями, определяющими отбор их по кривой ИТК, являются высокое потенциальное их содержание, большой индекс вязкости, вязкость, температура застывания, содержание нафтеновых углеводородов, серы.

Основные физико-химические и эксплуатационные свойства выбранных фракций сравниваются с показателями качества по ГОСТ на товарный вид продукции.

Сырая нефть, смешиваясь с деэмульгатором и раствором щелочи, поступает в теплообменный блок, где нагревается до оптимальной температуры. Затем нагретая нефть смешивается в эжекционных смесителях с промывной водой, поступающей из электродегидраторов второй ступени (Э-1/2 и Э-2/2), и подается в параллельно работающие электродегадраторы первой ступени (Э-1/1 и Э-2/1), сверху которых выводится частично обессоленная нефть, а снизу соленая вода на очистные сооружения. Частично обессоленная’ нефть из Э-1/1 и Э-2/1 поступает в. эжекционные смесители, где смешивается со свежей промывной водой, поступающей из емкости (Е), затем в электродегадраторы второй ступени, сверху которых выводится обессоленная и обезвоженная нефть на установку АВТ.

Напряжение между электродами поддерживается 32-33 кВ. Ввод сырья в электродегидратор и вывод из него осуществляется через расположенные в нижней и верхней части аппарата трубчатые перфорированные распределители (маточники). Маточники обеспечивают равномерное распределение восходящего потока нефти. В нижней части электродегидратора между маточником и электродами поддерживается определенный уровень воды, содержащий деэмульгатор, где происходит термохимическая обработка эмульсии и отделение – наиболее, крупных капель воды. В зоне между зеркалом воды и плоскостью нижнего электрода нефтяная эмульсия подвергается воздействию слабого электрического поля, а в зоне между электродами – воздействию электрического поля высокого напряжения.

С – смеситель; ТОБ – теплообменный блок; Е – емкость; Н-1, Н-2 – насосы; Э – электродегидраторы

Технологическая схема установки АВТ– рисунок 2 [1] (атмосферно-вакуумная установка) должна обеспечивать получение выбранного ассортимента продуктов из заданного сырья наиболее экономичным способом. Выбранная схема должна обеспечивать большую глубину отбора, четкость фракционирования, гибкость процесса, большой межремонтный пробег и высокие технологические показатели.

В зависимости от мощности установки по сырью и свойств перерабатываемой нефти выбирают один из вариантов схем перегонки: однократного испарения с ректификацией в одной колонне (вариант 1), двукратного испарения в двух колоннах (вариант 2). Вариант 1 применяют для стабилизированных нефтей, в которых содержание бензиновых фракций не превышает 2-10 % мае. Схема по варианту 2 самая распространенная в отечественной практике, она наиболее гибка и работоспособна при значительном изменении содержания бензиновых фракций и растворенных газов, а также для сернистых и высокосернистых нефтей.

К атмосферному блоку перегонки нефти добавляется блок вакуумной перегонки мазута также по различным схемам: однократного испарения в одной ректификационной колонне, двукратного испарения с ректификацией в двух колоннах. Вакуумный газойль или масляные дистилляты можно выводить в виде паров, жидких дистиллятов через отпарные колонны, промежуточные емкости и т. п.

В случае выработки на установке узких бензиновых фракций делается выбор схемы блока вторичной разгонки бензиновой фракции.

Независимо от выбора блока вторичной разгонки в схеме установки должен быть предусмотрен блок стабилизации бензиновой фракции. Привыборе схемы-установки следует ознакомиться с типовыми схемами установок первичной перегонки нефти и мазута.

К-1 – отбензинивающая колонна; К-2 – атмосферная колонна; К-3 – отпарная колонна; К-4 – стабилизатор; К-5 – вакуумная колонна; Э-1 – Э-4 – электродегидраторы; П-1, П-2 – печи; КХ-1 – КХ-4 – конденсаторы-холодильники; Е-1, Е-2 – рефлюксные емкости; А-1 – пароэжекторный вакуум-насос;

I – нефти; II – головка стабилизации; III – стабильный бензин; IV – керосин; V – дизельная фракция; VI – вакуумный дистиллят; VII – гудрон; VIII – выхлопные газы эжектора; IX – деэмульгатор; X – вода в канализацию; XI – водяной пар.

Установка состоит из 2-3 блоков: 1) обессоливания; 2) атмосферной перегонки; 3) вакуумной перегонки мазута. Установка, состоящая только из первых двух блоков носит название атмосферной трубчатки (AT), из всех трёх блоков – атмосферно-вакуумной трубчатки. Иногда первый и третий выделяются в самостоятельные установки. Нефть насосом забирается из сырьевого резервуара и проходит теплообменники, где подогревается за счет теплоты отходящих продуктов, после чего поступает в электродегидраторы. В электродегидраторах под действием электрического поля, повышенной температуры, деэмульгаторов происходит разрушение водонефтяной эмульсии и отделение воды от нефти.

Вода сбрасывается в канализацию (или подаётся на упарку с выделением солей), а нефть проходит вторую группу теплообменников и поступает в отбензинивающую колонну К-1.

В колонне К-1 из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-1 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-1. Полуотбензиненная нефть с низа колонны К-1 подаётся через трубчатую печь П-1 в атмосферную колонну К-2. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в К-1, сообщая дополнительное количество теплоты, необходимое для ректификации.

В колонне К-2 нефть разделяется на несколько фракций. Верхний продукт колонны К-2 – тяжелый бензин – конденсируется в холодильнике-конденсаторе ХК-2 и поступает в рефлюксную ёмкость Е-2. Керосиновая и дизельные фракции выводятся из колонны К-2 боковыми погонами и поступают в отпарные колонны К-3.

В К-3 из боковых погонов удаляются (отпариваются) легкие фракции. Затем керосиновая и дизельные фракции через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники выводятся с установки. С низа К-2 выходит мазут, который через печь П-2 подаётся в колонну вакуумной перегонки К-5.

В вакуумной колонне К-5 мазут разделяется на вакуумный дистиллят, который отбирается в виде бокового погона, и на гудрон. С верха К-5 с помощью пароэжекторного насоса А-1 отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумный дистиллят и гудрон через теплообменники подогрева нефти и концевые холодильники уходят с установки.

Для снижения температуры низа колонн К-2 и К-5 и более полного извлечения дистиллятных фракций в них полется водяной пар. Избыточная теплота в К-2 и К-5 снимается с помощью циркулирующих орошений.

Бензин из рефлюксных емкостей Е-1 и Е-2 после подогрева подается в стабилизационную колонну К-4. С верха К-4 уходит головка стабилизации – сжиженный газ, а с низа – стабильный бензин. Необходимая для ректификации теплота подводится в К-4 циркуляцией части стабильного бензина через печь.

– типов нагревательных печей, теплообменников, конденсаторов-холодильников;

Исходя из практических данных, необходимо установить общее число тарелок в колоннах, а также число тарелок, приходящихся на каждый отбираемый продукт.

Показатели технологического режима установок первичной переработки приводятся в таблице 1:

Таблица 1 – Показатели технологического режима установок первичной переработки

При выборе технологической схемы и режима атмосферной перегонки нефти руководствуются главным образом ее фракционным составом и, прежде всего, содержанием в ней газов и бензиновых фракций.

Перегонку стабилизированных нефтей постоянного состава с небольшим количество растворенных газов (до 1,2 % масс.), относительно невысоким содержанием бензина (12-15 % мас.) и выходом фракций до 350 °С не более 45 % мас. энергетически наиболее выгодно осуществлять на установках AT по схеме с однократным испарением, то есть с одной сложной ректификационной колонной с боковыми отпарными секциями. Установки такого типа широко применяются на зарубежных НПЗ. Они просты и компактны, благодаря осуществлению совместного испарения легких и тяжелых фракций, требуют минимальной температуры нагрева нефти для обеспечения заданной доли отгона, характеризуются низкими энергетическими затратами и металлоемкостью. Основной их недостаток — меньшая технологическая гибкость и пониженный (на 2,5-3,0 % мае.) отбор светлых фракций, по сравнению с двухколонной схемой, необходимость более качественной подготовки нефти.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

М – молекулярная масса; t – температура кипения (индексыНк –Начало кипения,Кк– конец кипения); Плотность;XJ

В показатели выхода, определенные по ИТК, вносится поправка на реальный отбор от потенциала. Для газов C1- С4он составляет 0,98; фракции н. к. -62 °С — 1,05; фракции 62-180 °С — 0,98-0,99; керосиновой фракции — 0,97; дизельной фракции — 0,95; вакуумных дистиллятов — 0,8. Величины, выраженные в т/год, т/сут, кг/ч, подсчитываются из заданной годовой мощности установки, исходя из числа рабочих суток в году. Время, отводимое на ремонт оборудования, можно принимать в пределах 20-25 суток в год, тогда число рабочих дней в году составит 340-345.

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

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

Http://superbotanik. net/referati/referaty-po-geologii/referat-processy-pervichnoj-pererabotki-nefti

Добавить комментарий