StrukNPZx - Томский политехнический университет

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего
профессионального образования
«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт природных ресурсов
Направления (специальность)- Химическая технология
Кафедра химической технологии топлива и химической кибернетики
Структура нефтеперерабатывающего завода XXI века
Научно-популярные материалы
Томск – 2012
Оглавление
1
Структура Нефтеперерабатывающего завода.................................................3
2
Территориальное положение НПЗ ...................................................................5
3
Описание процессов переработки нефти ........................................................6
3.1
Установка Атмосферно-вакуумной перегонки нефти (АВТ) ...............11
3.2
Установка каталитического риформинга для получения бензинов .....13
3.3
Установка каталитического крекинга .....................................................15
3.4
Установка гидрокрекинга .........................................................................17
3.5
Установка алкилирования ........................................................................19
3.6
Изомеризация.............................................................................................21
3.7
Газофракционирующие установки (ГФУ) ..............................................22
3.8
Установка гидроочистки ..........................................................................24
Выводы ....................................................................................................................26
Список литературы ................................................................................................27
2
1
Структура Нефтеперерабатывающего завода
Нефтеперерабатывающий
завод
(НПЗ)
–
предприятие
для
производства, основанного на превращениях нефти, ее фракций и
нефтяных газов в товарный нефтепродукт и сырье для нефтехимии. Это
производство представляет собой совокупность физических и химикотехнологических процессов и операций, включающих подготовку сырья,
его первичную и (или) вторичную переработку. Таким образом, основной
функцией нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) является переработка
нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо,
смазочные масла. Дополнительно на современных НПЗ выделяют из
нефти ещё 12—16 основных компонентов.
В
целом,
НПЗ
характеризуют
по
следующим
основным
показателям:

Объем переработки (в тыс. тонн. в год)

Глубина переработки, ассортимент продукции и ее качество
На этапе проектирования НПЗ, вторая группа показателей
определяет
выбор
тех
или
иных
технологий
для
получения
соответствующей товарной продукции.
Полная структура нефтеперерабатывающего завода включает
последовательность основных процессов:
-
поставка сырой нефти
-
фракционная перегонка
-
химическая обработка
-
очистка и смешивание
-
хранение готовой продукции
-
транспортировка продуктов
В настоящее время на НПЗ выпускается следующая продукция:

Марки бензина АИ-92, АИ-95, АИ-96 (евро стандарт)

Дизельное топливо 75, 80, ГОСТ 305-82 (евро стандарт)
3

Мазут марок М40, М100 и пр.

Битум строительный

Технологическое топливо

Газы

Сера

Смазочные масла

Нефтяной кокс

Нефтехимическое сырьё
Классификация НПЗ в зависимости от выпускаемых продуктов
представлена в таблице 1
Таблица 1. - Классификация НПЗ в зависимости от выпускаемых
нефтепродуктов
Классификация
1.
Топливные НПЗ
Выпускаемая продукция
 горючие газы
 моторные масла
 битумы
 нефтяной кокс
 и пр.
2.
Топливно-масляные НПЗ
 нефтяные масла
 смазки
 твёрдые парафины
 и пр.
3.
НПЗ
Топливно-нефтехимические
 различные виды топлива
 углеводородные материалы
 продукция
нефтехимии
-
полимеры, реагенты и пр.
4
2
Территориальное положение НПЗ
При выборе территориального расположения будущего НПЗ
руководствуются следующими критериями:
1. близость
крупных
месторождений
(порождает
перспективу
наращивания производственных мощностей)
2. развитая инфраструктура (близость к линиям электропередач,
небольшая удалённость от промышленных центров, большое
расстояние от особо охраняемых природных территорий)
3. климатические условия территории
4. расположение дорого для сбыта продукции
5. территориальное расположение конкурирующих предприятий
5
3
Описание процессов переработки нефти
Сырая нефть часто представляет собой темную, вязкую жидкость,
которую нельзя использовать без предварительной обработки. После
удаления всех остающихся загрязнителей - таких, как вода, соли или
твердые частицы, на первом этапе очистки сырая нефть нагревается до
кипения. В дистилляционной установке кипящая жидкость разделяется на
различные жидкости и газы. Эти жидкости используются для получения
бензина, парафина, дизельного топлива и т.д. Весь процесс также известен
как фракционная перегонка.
Жидкие фракции собираются тарелками и выводятся (рисунок 1).
При таком способе легкие газы, метан, этан, пропан и бутан выходят
сверху колонны, бензин скапливается в верхних тарелках, керосин и
газойль в средних, а топочный мазут у основания. Остаток, скопившийся в
нижней части, можно сжечь как топливо, переработать в смазочное масло,
парафин и битум или использовать как исходный продукт для крекингустановки.
Рисунок 1. - Схема переработки нефти
6
Затем фракции обрабатывают для преобразования в смеси более
полезных коммерческих продуктов. В зависимости от фактических
требований рынка и состава сырой нефти, можно выделить два основных
направления:
 разрушение крупных, тяжелых углеводородных молекул

формирование или перестройка углеводородных молекул.
Для изменения исходных продуктов применяются различные методы - это
крекинг, риформинг, алкилирование, полимеризация и изомеризация.
Примеси
также
используются
удаляются
дегидратация,
различными
методами,
деминерализация,
например,
обессеривание
(десульфация) и гидроочистка. В следующей таблице приведено краткое
описание наиболее типичных процессов нефтепереработки.
Таблица 2. - Общее описание процессов обработки
Общее описание процессов обработки
Крекинг:
нагрев тяжёлых углеводородов при
Термический
высокой температуре (иногда также
при высоком давлении) до их
расщепления на части
поток высокотемпературного пара
(1500° F/ 816° С) используется для
 паровой
превращения
этана,
бутана
лигроина
этилен
и
которые
в
используются
и
бензол,
для
производства химикатов.
7
остаточный
продукт
из
дистилляционной
башни
нагревается (900° F / 482° С),
охлаждается газойлем и быстро
 висбрекинг (лёгкий крекинг)
сжигается
(вспыхивает)
в
дистилляционной башне. В этом
процессе
тяжелой
понижается
нефти
и
вязкость
производится
гудрон.
остаточный
продукт
из
дистиляционной башни нагревается
до температур выше 900° F / 482° С
до расщепления на мазут, бензин и
 коксование
лигроин. По завершению процесса
остается тяжелый, почти чистый
коксовый
остаток
вычищается
из
(кокс);
установки
кокс
для
коксования и продается.
для ускорения реакции крекинга
используется
Каталитический
Катализаторы
катализатор.
включают
цеолит,
гидросиликат алюминия, боксит и
алюмосиликат.
горячий,
 в псевдоожиженном слое
катализатора
флюидизированный
(псевдоожиженный)
катализатор
(1000°
расщепляет
тяжелый
F/
538°
газойль
С)
на
дизельное
топливо и бензин.
8
аналогичен
флюид-
каталитическому
использует
 гидрокрекинг (крекинг в
водородной среде)
крекингу,
другой
но
катализатор,
более низкие температуры, более
высокое давление и газообразный
водород.
Сырая
нефть
расщепляется на бензин и керосин
(авиационное топливо).
Основные процессы обработки и смешивания
Этот блок удаляет сероводород из
Скруббер
остаточного газа и сжиженного
нефтяного газа
Олефины
типа
пропилена
и
бутилена получают каталитическим
и
термическим
Алкилирование
химическому
легких
Алкилятор
крекингом.
относится
связыванию
молекул
перемешивания
к
этих
путем
их
с
фтористоводородной или серной
кислотой
и
изобутаном
для
формирования тяжелых молекул с
разветвленными
(изопарафины),
цепочками
которые
увеличивают октановое число.
9
Тяжелое
дизельное
топливо
из
некоторых типов сырой тяжелой
Битумный нагнетатель
нефти
продувается
горячим
воздухом для получения битума
или асфальта.
Тяжелый бензин превращается в
Установка платформинга с
постоянной регенрацией
катализатора
высокооктановый
горячим
бензин
слоем
под
катализатора.
Использованный
катализатор
постоянно регенерируется.
Тяжёлое
дистиллятное
превращается
продукты
Установка для гидрокрекинга
в
при
топливо
более
легкие
очень
высоком
давлении водорода и под горячим
слоем
катализатора.
Основными
продуктами
являются
высококачественное
авиационное
топливо и дизельное топливо.
Сера
из
дизельного
топлива
удаляется водородом под горячим
Установка для обессеривания
слоем
катализатора
производства
окружающей
безвредного
среды
для
для
продукта
с
низким содержанием серы.
10
Загрязнители, такие, как сера и
азот, удаляются из бензина и более
легких (более светлых) фракций
водородом
под
горячим
слоем
катализатора. Обработанный легкий
бензин
Гидроочиститель
поступает
изомеризации,
а
в
установку
обработанный
тяжелый бензин в установку для
каталитического реформинга или
платформинга для повышения его
октанового числа.
Легкий
бензин
превращается
в
высокооктановый изомеризат под
Установка изомеризации
горячим слоем катализатора.
3.1
Установка Атмосферно-вакуумной перегонки нефти (АВТ)
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). 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
11
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 . Фракция 140—220 °С промывается водой, а
затем осушается в электроразделителях.
Принципиальная схема блока стабилизации и вторичной перегонки
бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6 представлена на рисунке 2
Рисунок 2. – Схема ЭЛОУ-АВТ-6
Обозначения: 1 – стабилизационная колонна-дебутанизатор; 2-5 –
ректификационные колонны; I – нестабильный бензин, II – фракция н.к.-62
ºС, III – фракция 62-105°С; IV – фракция 62-85 °С; V – фракция 85-105 °С;
VI – фракция 105-140 ºС; VII – фракция 140-180 ºС; VIII - сжиженные газы
С2-С4; IX - сухой газ (С1-С2); X – водяной пар;
Нестабильный бензин из блока АТ (или АВТ) поступает в колонну
стабилизации (дебутанизатор, в ней в виде газов выделяются все
компоненты легче бутана включительно). Прямогонные бензины после
12
стабилизации в колонне 1 сначала разделяются на 2 промежуточные
фракции н.к.-105 ºС и 105-180 ºС, каждая из которых в дальнейшем
направляется на последующее разделение на узкие целевые фракции. С
верха колонны 1 отбираются легкие углеводородные газы. Из стабильного
бензина в колонне 2 отбирают фракцию н.к.-105 ºС. В колонне 4
происходит разделение на фракции н.к.-62 ºС (II) и 62-105 ºС (III). В
колонне 5 происходит дальнейшее разделение на фракции 62-85 ºС
(бензольная, IV) и 85-105 ºС (толуольная, V). Остаток колонны 2
направляют на разделение в колонну 3 на фракции 105-140 ºС (VI) и 140180 ºС (VII).
Отбираемый сверху колонны 1 газ разделяется в конденсационносепарационной системе на сухой газ (метан-этановый концентрат, IX) и
фракцию сжиженных газов (пропан-бутановый концентрат, VIII).
3.2 Установка каталитического риформинга для получения
бензинов
Особенность риформинга с непрерывной регенерацией в том, что
катализатор перемещается из реактора в реактор за счет силы тяжести.
Преимущества установок с движущимся слоем катализатора:
 низкое давление в реакторе (0,35-0,50 МПа);
 повышенная объемная скорость подачи сырья(2,0-2,2 ч-1);
 низкая
кратность
циркуляции
водородсодержащего
газа(1-2
моль/моль);
 выход стабильного высокооктанового бензина на 3% больше, чем в
процессе со стационарным слоем катализатора;
 более высокое октановое число готового бензина.
Рассмотрим схему установки каталитического риформинга с
непрерывной регенерацией катализатора, представленную на рисунке 3.
13
Рисунок
3.
-
Установка
каталитического
риформинга
с
непрерывной регенерацией катализатора
1
-
бункер
закоксованного
катализатора;
2
-
бункер
регенерированного катализатора; 3 - шлюз; 4 - дозатор; 5 - разгрузочное
устройство;
I - гидроочищенное сырье; II - ВСГ; III - риформат на
стабилизацию.
Четыре реактора риформинга (Р-1) располагают друг над другом и
связывают между собой системами переточных труб малого диаметра.
Шариковый катализатор диаметром 1,6 мм свободно перетекает под
действием силы тяжести из реактора в реактор. Из реактора четвертой
ступени через систему затворов с шаровыми клапанами катализатор
поступает в питатель-дозатор, откуда азотом его подают в бункер
закоксованного
катализатора
узла
регенерации.
Регенератор
(Р-2)
представляет собой аппарат с радиальным потоком реакционных газов,
разделенный на три технологические зоны: в верхней при мольном
содержании кислорода менее 1 % производят выжиг кокса, в средней при
содержании кислорода 10...20 % и подаче хлорорганического соединения
—
окислительное
хлорирование
катализатора,
а
в нижней
зоне
катализатор прокаливают в токе сухого воздуха. Разобщение зон —
14
гидравлическое. Катализатор проходит все зоны под действием силы
тяжести. Из регенератора через систему шлюзов-затворов катализатор
поступает в питатель-дозатор пневмотранспорта и водородсодержащим
газом его подают в бункер-наполнитель, расположенный над реактором
первой ступени. Процесс регенерации автоматизирован и управляется
ЭВМ. Систему регенерации при необходимости можно отключить
безнарушения режима риформирования сырья.
Поскольку процесс
риформинга проводят при
пониженном
давлении (0,9…0,4 МПа), на установках риформинга непрерывной
регенерации катализатора применяют следующую систему операции ВСГ:
катализат после реакторов и сырьевого теплообменника подают в
сепаратор низкого давления С-1. Выделившиеся в нем газовую и жидкую
фазы соответственно компрессором и насосом направляют в сепаратор
высокого давления С-2 для выделения ВСГ с высокой концентрацией
водорода.
3.3 Установка каталитического крекинга
Каталитический крекинг - важнейший процесс нефтепереработки,
существенно влияющий на эффективность НПЗ в целом. Сущность
процесса заключается в разложении углеводородов, входящих в состав
сырья (вакуумного газойля) под воздействием температуры в присутствии
цеолитсодержащего алюмосиликатного катализатора. Целевой продукт
установки КК - высокооктановый компонент бензина с октановым числом
90 пунктов и более, его выход составляет от 50 до 65% в зависимости от
используемого сырья, применяемой технологии и режима. Высокое
октановое число обусловлено тем, что при каткрекинге происходит также
изомеризация. В ходе процесса образуются газы, содержащие пропилеи и
бутилены, используемые в качестве сырья для нефтехимии и производства
высокооктановых компонентов бензина, легкий газойль - компонент
15
дизельных и печных топлив, и тяжелый газойль - сырьё для производства
сажи, или компонент мазутов.
Назначение - получение дополнительных количеств светлых
нефтепродуктов - высокооктанового бензина и дизельного топлива разложением тяжелых нефтяных фракций в присутствии катализатора.
Сырье: в качестве сырья чаще всего используется вакуумный
дистиллят, получаемый при первичной перегонке нефти, а также газойли
коксования, термического крекинга и гидрокрекинга.
Продукция: Бензиновая фракция (28,0-43,2%) - используется как
компонент автомобильного и авиационного бензина; плотность р = 0,7200,770, октановое число ОЧ = 87-93 (исследовательский метод), содержание
углеводородов в %(масс.): ароматические - 20-30, непредельные - 8-15,
нафтеновые - 7-15, парафиновые - 45-50.
На рисунке 4 представлена принципиальная технологическая схема
установки каталитического крекинга Г-43-107
Рисунок 4. - Принципиальная технологическая схема установки
каталитического крекинга Г-43-107
16
Гидроочищенное сырье I после предварительного подогрева в
теплообменниках и печи П смешивается с рециркулятом и водяным паром
VII и вводится в узел смешения с катализатором прямоточного лифтреактора
Р-1.
Контактируя
цеолитсодержащим
с
катализатором,
регенерированным
сырье
испаряется,
горячим
подвергается
катализу в лифт-зоне и далее поступает в зону форсированного кипящего
слоя реактора Р-1. Продукты реакции отделяются от катализаторной пыли
в
двухступенчатых
циклонах
и
поступают
в
нижнюю
часть
ректификационной колонны К-1 на разделение.
Закоксованный катализатор по наклонному катализаторопроводу
поступает в зону кипящего слоя регенератора Р-2, где осуществляется
выжиг кокса в режиме полного окисления оксида углерода в диоксид.
Регенерированный катализатор по нижнему катализаторопроводу
далее поступает в узел смешения лифт-реактора. Продукты процесса
крекинга поступают на разделение в ректификационную колонну К-1.
Отбор легкого и тяжелого газойля осуществляется через отпарные
колонны К-2 и К-3.
Нижняя
часть
колонн
является
отстойником
(скруббером)
катализаторного шлама, который возвращается в отпарную зону Р-1. Часть
тяжелого
газойля
подается
в
узел
смешения
лифт-реактора
как
рециркулят. С верха колонны выводится смесь паров бензина, воды и
газов крекинга, которая после охлаждения и конденсации разделяется в
газосепараторе С-1 на газ, нестабильный бензин, направляемые в блок
газофракционирования и стабилизации бензина. Водный конденсат после
очистки от сернистых соединений выводится с установки.
3.4 Установка гидрокрекинга
Гидрокрекинг является эффективным и исключительно гибким
каталитическим процессом, позволяющим комплексно решить проблему
17
глубокой переработки вакуумных дистиллятов (ГКВД) с получением
широкого ассортимента моторных топлив.
Гидрокрекинг позволяет получать с высокими выходами широкий
ассортимент высококачественных нефтепродуктов:
• сжиженые газы С3-С4,
• бензин, реактивное и дизельное топливо,
• компоненты масел.
практически
из
любого
нефтяного
сырья
путем
подбора
соответствующих катализаторов и технологических условий.
Технология одноступенчатого гидрокрекинга вакуумного газойля
представлена на рисунке 5.
Рисунок
5.
-
Технология
одноступенчатого
гидрокрекинга
вакуумного газойля
I - сырье; II - ВСГ; III - дизельное топливо; IV - легкий бензин; V тяжелый бензин; VI - тяжелый газойль; VII - углеводородные газы на
ГФУ; VIII - газы отдува; IX - регенерированный раствор МЭА; X - раствор
МЭА на регенерацию; XI - водяной пар.
Сырье (350…500 °С) и рециркулируемый гидрокрекинг-остаток
смешивают с ВСГ, нагревают сначала в теплообменниках, затем в печи П-
18
1 до температуры реакции и подают в реакторы Р-1 (Р-2 и т. д.).
Реакционную смесь охлаждают в сырьевых теплообменниках, далее в
воздушных холодильниках и с температурой 45…55 °С направляют в
сепаратор высокого давления С-1, где происходит разделение на ВСГ и
нестабильный гидрогенизат. ВСГ после очистки от H2S в абсорбере К-4
компрессором подают на циркуляцию. Нестабильный гидрогенизат через
редукционный клапан направляют в сепаратор низкого давления С-2, где
выделяют часть углеводородных газов, а жидкий поток подают через
теплообменники
в
стабилизационную
колонну
К-1
для
отгонки
углеводородных газов и легкого бензина. Стабильный гидрогенизат далее
разделяют в атмосферной колонне К-2 на тяжелый бензин, дизельное
топливо (через отпарную колонну К-3) и фракцию >360 °С, часть которой
может служить как рециркулят, а балансовое количество — как сырье для
пиролиза, основа смазочных масел и т. д.
3.5 Установка алкилирования
Назначение
процесса
–
производство
высокооктанового
изокомпонента бензинов С-алкилированием изобутана бутеленами и
пропиленом. Целевой продукт процесса – алкилат, состоящйи практически
нацело из изопарафинов, имеет высокое октановое число (90-95 по
моторному методу). Октановое число основного компонента алкилата изооктана (2,2,4-триметилпентана) – принято, как известно, за 100.
19
Рисунок 6. - Принципиальная технологическая схема установки
сернокислотного С-алкилирования
I - сырье; II - свежая кислота; III - пропан; IV - бутан; V - изобутан;
VI - легкий алкилат; VII - тяжелый алкилат; VIII - раствор щелочи; IX вода
Исходную углеводородную смесь после очистки от сернистых
соединений и обезвоживания охлаждают испаряющимся изобутаном в
холодильнике и подают пятью параллельными потоками в смесительные
секции реактора-алкилатора Р.
В первую секцию вводят циркулирующую и свежую серную
кислоту и жидкий изобутан.
Испарившиеся в реакторе изобутан и пропан через сепараторрессивер
компрессором
через
холодильник
подают
в
колонну-
депропанизатор К-1.
Из отстойной секции алкилатора выводят продукты алкилирования,
которые после нейтрализации щелочью и промывки водой направляют в
колонну К-2 для отделения циркулируещего изобутана.
20
Нижний продукт колонны К-1 - изобутан - через кипятильник и
теплообменник присоединяют к циркулирующему потоку изобутана из К2.
Нижний продукт колонны К-2 поступает в колонну дебутанизатор
К-3, а остаток К-3 — в колонну К-4 для перегонки суммарного алкилата.
С верха этой колонны отбирают целевой продукт — легкий
алкилат, а с низа — тяжелый алкилат (компонент дизельного топлива).
3.6 Изомеризация
Легкая прямогонная бензиновая фракция - продукт первичной
переработки нефти, состоит главным образом из углеводородов С5-С6
нормального или слаборазветвленного строения (невысокое октановое
число).
Для повышения октанового числа фракцию 62-85 °C подвергают
процессу изомеризации.
Рисунок 7. - Установка процесса изомеризации с рециклом нпентана
Фракция н-С5 отбирается из колонны стабилизации и направляется
в виде рецикла в отпарную колонну, далее в деизопентинезатор.
21
После выделения с верха колонны изо-С5, оставшийся н-С5
попадает в кубовый продукт колонны деизопентинезатора и подвергается
дальнейшей конверсии в реакторе изомеризации.
Чтобы максимально использовать возможность конверсии н-С5 в
изо-С5 предлагается из колонны стабилизации отбирать фракцию н-С5.
Эта фракция в виде рецикла направляется в отпарную колонну, далее в
деизопентинезатор для того, чтобы после выделения с верха колонны изоС5
оставшийся
н-С5
попал
в
кубовый
продукт
колонны
деизопентинезатора и подвергся дальнейшей конверсии в реакторе
изомеризации. В результате такой организации процесса соотношение
высокооктанового изо-С5 к низкооктановому н-С5 изменяется от 0,8 в
сырье установки изомеризации до 29,4 в сырье реакторного блока.
Следует отметить, что при заданной производительности установки
и, соответственно, при заданном составе сырья установки изомеризации,
организация рецикла фракции C5 не требует относительно больших
энергетических и капитальных затрат и позволяет увеличить октановое
число изомеризата до 86 пунктов по ИМ.
Кубовый продукт колонны стабилизатора состоит в основном из
компонентов С5, которые после смешения с изопентановой фракцией
несколько снижают октановое число.
3.7 Газофракционирующие установки (ГФУ)
Процессы газофракционирования предназначены для получения
индивидуальных
низкомолекулярных
углеводородов
С1-С6
(как
предельных, так и непредельных, нормального и изостроения) или
фракций высокой чистоты, являющихся компонентами высокооктановых
автобензинов, ценным нефтехимическим сырьем, а также сырьем для
процессов алкилирования и производств метилтретбутилового эфира.
Исходным сырьем являются газы, выделяющиеся из нефти на установках
22
Ат, АВТ и образующиеся в термодеструктивных или каталитических
процессах переработки нефтяного сырья, а также газы стабилизации
нестабильных
бензинов.
При
фракционированиипредельных
газов
получают следующие узкие углеводородные фракции:
- метан-этановую фракцию (сухой газ), иногда этановую, которую
используют как сырье пиролиза или в качестве хладоагента на установках
глубокой депарафинизации масел и т.д.; - пропановую - сырье пиролиза,
бытового сжиженного газа и хладоагент для производственных установок;
- изобутановую - сырье установок алкилирования, производств
синтетического каучука;
-
бутановую - получение бутадиена, бытовой сжиженный газ,
компонент автобензинов;
- изопентановую - сырье для производства изопренового каучука и
вывокооктанового компонента автобензина;
-
пенгановую фракцию - сырье пиролиза, изомеризации и тд.
При Фракционировании непредельных газов из олефинсодержащих
потоков выделяются следующие фракции:
-
пропан-пропиленовая - сырье процессов полимеризации и
алкилирования;
-бутан-бутиленовая
-
сырье
установок
алкилирования
для
производств метилэтиленгликоля, полиизобутилена;
этан-этиленовая и иентан-амиленовая фракции, используемые как
нефтехимическое сырье.
Схема ГФУ представлена на рисунке 8
23
Рисунок 8. - Схема газофракционирования
3.8 Установка гидроочистки
Содержание серы и кислорода в товарных топливах ограничено
нормативными документами, т.к. эти соединения:
- приводят к разрушению элементов двигателя и топливной системы;
- образуют вредные для здоровья выхлопные газы;
- снижают мощность двигателя.
Цели процесса гидроочистки:
• подготовки
сырья
для
процессов
каталитического
крекинга,
риформинга, изомеризации и т.д.;
• получения товарных малосернистых бензинов, реактивных и других
видов топлив.
Гидроочистка предназначена для улучшения качества дизельных
фракций нефти путём удаления серы, азота, кислорода, смолистых
соединений,
непредельных
соединений
в
среде
водорода
на
катализаторе.
24
Рисунок 9. - Принципиальная технологическая схема установки
гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24-2000
Циркулирующий ВСГ смешивается с сырьем, смесь подогревается
в сырьевых теплообменниках и трубчатой печи П-1 до температуры
реакции и поступает в реактор гидроочистки Р-1.
После реактора газопродуктовая смесь частично охлаждается в
сырьевых теплообменниках и поступает в секцию горячей сепарации ВСГ.
ВСГ, выводимый их холодного сепаратора, после очистки
моноэтаноламином в абсорбере К-2 подается на циркуляцию.
Гидрогенизаты горячего (С-1) и холодного (С-2) сепараторов
смешиваются и направляются в стабилизационную колонну К-1, где
подачей подогретого в П-1 ВСГ из очищенного продукта удаляются
углеводородные газы и (отгон) бензин.
25
Выводы
1.
Современные НПЗ позволяют за счёт реализации концепции
ресурсоэффективности,
которая
заключается
в
наиболее
полной
переработке сырья в сочетании с меньшими затратами энергии,
производить конкурентоспособную продукцию.
2.
Стремление к высокой эффективности переработки сырья
приводит к расширению ассортимента выпускаемой продукции и, как
следствие, к повышению конкурентоспособности предприятия.
3.
Таким образом, реализация концепции ресурсоэффективности
позволяет проектировать предприятия, отвечающие высоким стандартам и
применять ресурсоэффективные технологии, повысить экологическую
безопасность продукции и производства.
26
Список литературы
1.
Ахметов
С.А.
Технология
и
оборудование
процессов
переработки нефти и газа: учебное пособие. - СПб.:Недра, 2006. - 868 с.
2.
Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов
переработки нефти: Учебное пособие для вузов. - Л.:Химия, 1985, 280 с.
3.
Мановян А.К, Технология первичной переработки нефти и
природного газа: учебное пособие. 2-е изд. - М.: Химия, 2001. - 568 с.
4.
Альбом технологических схем процессов переработки нефти и
газа. – Под ред. Б.И. Бондаренко. - М.:Химия, 1983. - 128 с.
5.
Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник. В
двух книгах / Под ред. С.П. Максимова. Книга вторая. Азиатская часть
СССР. - М.: Недра, 1987.-303 с.
6.
Fluid Catalitic Cracking Handbook. Design, Operation and
Troubleshouting of FCC Facilities. Second Edition
7.
www.kortes.com
8.
Каминский Э.Ф., Хавкин B.A. Глубокая переработка нефти:
технологический и экологический аспекты. М.: Издатльство «Техника».
000»ТУМА ГРУПП», 2001.-384 с.
27