2) металлургический кокс, предназначен для выплавки сталей;

3) конструкционный кокс, предназначенный для футеровки аппаратов, работающих в агрессивных средах;

4) кокс как твердое топливо.

Существуют три модификации этого процесса:

1) периодическое коксование в обогреваемых камерах;

2) непрерывное (замедленное коксование в не обогреваемых камерах);

3) непрерывное коксование в реакторах.

Замедленное коксование - это широко применяемый в настоящее время процесс коксования. Он осуществляется в вертикальных цилиндрических не обогреваемых камерах. На установках замедленного коксования работают параллельно две камерах. На установках замедленного коксования работают параллельно две камеры. Во время работы одной камеры, вторая камера готовится к работе.

Таким образом, камеры работают периодически, а установка в целом непрерывно. Основными аппаратами установки замедленного коксования являются: нагревательные печи, не обогреваемые камеры и разделительная колонна.

Продукты коксования:

1) кокс, углеродный продукт;

2) углеродный газ богат непредельными углеводородами и может использоваться в качестве топлива, но в основном направляются на ГФУ;

3) бензиновая фракция содержит значительное количество непредельных углеводородов и имеет низкое октановое число. После гидроочистки используется в качестве компонента товарных бензинов или установок риформинга;

4) легкий газойль используется после гидроочистки в качестве компонента дизельного топлива;

5)тяжелый газойль может использоваться для производства кокса или в качестве компонента сырья каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Принципиальная технологическая схема установки замедленного коксования

Сырье замедленного коксования (гудрон) с вакуумного блока установки АВТ паровым насосом подается в печь , где нагревается до температуры 350-360 ?С, и затем поступает в ректификационную колону под тарелку с патрубком; в нижнюю часть ректификационной колонны подаются горячие пары продуктов разложения из коксовых камер; при контакте горячих паров с сырьем происходит конденсация из паров наиболее тяжелых углеводородов; получается вторичное сырье, обогащенное тяжелыми углеводородами.

Для улучшения компонентов между паровой и жидкой фазами, нижняя часть колонны снабжена тарелками и представляет собой конденсатор смешения.

Вторичное сырье снизу ректификационной колонны вновь подается в печь, где нагревается до температуры 500-510?С, и поступает в коксовую камеру. Коксовая камера заполняется сырьем только на для предотвращения заноса капелек тяжелой жидкости в линию паров; в верхнюю часть коксовой камеры подается антипенный препарат. Заполнение камеры продолжаются 24-36 часов, затем камера выключается, и в ней за счет аккумулированного сырьем тепла протекают реакции коксообразования. Сырье включается на параллельную камеру, предварительно подготовленную к работе, подогретую сначала водяным паром, а затем парами продуктов из рабочей камеры.

После завершения образования кокса, коксовую камеру охлаждают сначала продувкой водяным паром, а затем подачей холодной воды. Продукты из коксовой камеры подаются для разделения в ректификационную колонну, сверху которой отбираются углеводородный газ, водяной пар и пары бензиновой фракции, которые охлаждается и конденсируется в конденсаторе-холодильнике, и разделяются в водогазосепараторе. Сборку колонны выводится легкий и тяжелый газойли. Оставшийся в камере кокс выгружается следующим образом: в коксовую камеру под высоким давлением подают воду, которая как бы «пробуривает скважину»; вверху камеры устанавливается аппаратура («колпачок») и при помощи гидрорезка кокс режется на слои и выводится снизу камеры через специальное «отверстие» и погружается на тележки, (рис.12).

Рисунок 12 - Принципиальная схема установки замедленного коксования:

1 - коксовая камера (в режиме загрузки); 2 - коксовая камера (в режиме коксования); 3 - переключающее устройство; 4 - фракционирующая колонна; 5 - сырьевая печь; 6 - печь вторичного сырья; скруббер;

Потоки: I - сырье(гудрон); II - вторичное сырье; III - паровая фаза коксования; IV - газ; V - бензин; VI - легкий газойль; VII - утяжеленный газойль; VIII - рециркулят; IX - пары отпарки кокса; X - соляровая фракция с водой; XI - вода.

5.5 Гидроочистка

Этот процесс предназначен для удаления сернистых, азотистых, кислородсодержащих соединений и гидрирования непредельных углеводородов. В качестве сырья процессов могут использоваться как нефтяные фракции, так и нефтепродукты.

Сырье гидроочистки смешивается с циркулирующим ВСГ, нагревается в печи до заданной температуры и поступает в реактор. В реакторе катализатор укладывается послойной, что позволяет, во-первых, снизит сопротивление слоя катализатора, а во-вторых, для снижения температуры в реакторе между слоями катализатора подается охлажденный ВСГ (т.е. реакции гидрогенолиза изотермические). В реакторе протекают реакции гидрогенолиза и гидрирования. Паропродуктовая смесь, выводимая из реактора, охлаждается в конденсаторе - холодильнике и поступает в сепаратор высокого давления, где происходит отделение от продуктов процесса циркулирующего ВСГ. ЦВСГ очищается от сероводорода на блоке моноэтаноламинной очистки (МЭА). Так как в процессе часть ВСГ расходуется, в ЦВСГ попадается свежая порция ВСГ, а для поддержания количества циркулирующего ВСГ, производится, отдув части ВСГ; затем ВСГ поступает на смешивание с сырьем. Продукты из сепаратора поступают в сепаратор низкого давления, где за счет снижения давления от продуктов отделяется основная часть углеводородного газа, который ниже поступает на блок МЭА. Продукты из поступают в сложную ректификационную колонну. Сверху выводится углеводородный газ и бензиновая фракция. Небольшие размеры концентрационной части колонны объясняются небольшим количеством верхнего продукта колонны. Снизу колонны выводится продукт гидроочистки (гидрогенизат), часть которого нагревается в печи и возвращается вниз колонны в качестве горячей струи (рис.13).

Рисунок 13 - Принципиальная схема установки гидроочистки:

П-1,-2 - трубчатые печи; Р-1,-2 - реакторы гидроочистки; С-1,-2,-3 - сепараторы высокого и низкого давления; А-1,-2 - адсорберы; Д - десорбер; РК и ОК - рестификационная и отпарная колонны; К - компрессор ВСГ; РБ - ребойлер; Е-1,-2,-3 - емкости разделительные; Т-1 - Т-5 - теплообиенники; КХ-1,2 - конденсаторы-холодильники; Х-1 -Х-6 - холодильники; Н-1 - Н-7 - насосы; ДК-1,-2 - дроссельные клапаны;

потоки: I - очищаемый дистиллят; II,III - циркулирующий и свежий ВСГ; IV -отдув ВСГ; V - паровая фаза горячего СВД; VI - жидкая фаза холодного СВД; VII -жидкая фаза горячего СВД; VIII - ВСГ на очистку; IX,X - жидкая и паровая фазы холодного СНД; XI - газ C1-C4; XII - бензин С5 (180оС); XIII - дизельное топливо; XIV - остаточная фракция колонны; XV - гидроочищенный продукт; XVI - очищенный углеводородный газ; XVII - циркулирующий раствор амина; XVIII - подпитка свежим амином; XIX - сероводород; XX - водяной пар.

5.5 Депарафинизация карбамидом

Депарафинизацию называется процесс удаления из нефтяных фракций твердых углеводородов, выпадающих из раствора при понижении температуры. К числу углеводородов, выделяющихся в кристаллическом состоянии из нефтяных фракций, относятся высокомолекулярные парафины и церезины, а также нафтеновые, ароматические и нафтеновые, ароматические и нафтеноароматические углеводороды с длинными боковыми алифатическими радикалами нормального и слаборазветвленного строения.

Дизельные фракции парафинистых нефтей содержат значительное количество алканов нормального строения, благодаря чему имеют сравнительно высокую температуру застывания (-10-11 ?С). Чтобы получить из таких фракций дизельное зимнее топливо с температурой застывания -45?С и дизельное арктическое топливо с температурой застывания -60?С, эти фракции подвергают депарафинизации с применением карбамида. Необходимым условием успешного ведения процесса является чистота применяемого карбамида. Незначительные примеси делают его непригодным.

Различают депарафинизацию с кристаллическим карбамидом и депарафинизацию в спиртоводном растворе карбамида.

Основные этапы процессы - образование карбамидного комплекса, отделения его, промывка и деструкция.

Отбор парафина при этом процессе не велик - 50-60 % от потенциала, поэтому температура застывания дизельного топлива снижается всего на 20-25 оС, что, конечно не достаточно для получения зимних сортов топлива.

Жидкий парафин также получается невысокого качества: чистота его по н-алканам не превышает 96 %, поэтому его потребительская ценность не велика. По этим причинам процесс карбамидной депарафинизации широкого применения не получил.

Более массовым процессом депарафинизации дизельных топлив стал процесс адсорбционной депарафинизации цеолитами. В мире разработано много вариантов этого процесса; в нашей стране получил применение процесс «Парекс» разработанный в бывшей ГДР. В отличии от установок карбамидной депарафинизации, работающих на широких фракциях дизельного топлива 180-350 оС, установки «Парекс» могут перерабатывать только фракцию дизельного топлива 200-320 оС. Поэтому для получения такой фракции исходное дизельное топливо подвергают вторичной перегонке на три фракции: 180-200 оС, 200-320 оС и 320-360 оС.

Кроме того адсорбционный процесс очень чувствителен к содержанию серы в сырье, поэтому в составе адсорбционной установки имеется блок гидроочистки для глубокого обессеривания сырья до содержания серы не более 0,01 %. Принципиальная схема установки показана на рисунке 12.

Глубоко гидроочищенное сырье в смеси с ВСГ нагревается в печи и поступает в один из аппаратов, заполненных цеолитом СаА. н-Алканы адсорбируются на цеолите. Депарафинизированный продукт выходит снизу аппарата и после конденсации и охлаждения поступает в отпарную колонну ОК-1. Снизу ОК-1 откачивается готовый депарафинизированный продукт, а ВСГ промывается водой от примесей аммиака, остающегося на цеолите при десорбции. ВСГ осушается в ОГ и вновь компрессором ВК-1 направляется на смещение с сырьем. Аммиачная вода направляется на две отпарные колонны ОК-2 и ОК-3, где от нее отпаривается аммиак, который компрессором АК-2 прокачивается через печь П-3 и поступает на десорбцию в А-2.Аммиак при десорбции вытесняет адсорбированные до этого н-алканы. Эта смесь аммиака с н-алканами конденсируется, охлаждается в КХ-4 и Х-2 и поступает в сепарационные емкости Е-1 и Е-2, откуда откачивается готовый жидкий парафин Х, а аммиак возвращается на циркуляцию. Соотношение времен адсорбции и десорбции равно 1:2, т.е. десорбция - процесс в два раза более длительный, чем адсорбция, и поэтому на установке должно быть не менее трех адсорберов.

Рисунок 14 - Принципиальная схема установки адсорбционной депарафинизации

П-1,-2,-3 - печи нагрева блока гидроочистки, депарафинизации и аммиака; Р-1 - реактор гидроочистки; А-1 - А-3 - адсорберы/десорберы; С-1 и С-2 - горячий и холодный СВД; БО - блок очистки ВСГ; ВК-1 АК-2 - водородный и аммиачный компрессоры; РК-1 - колонна стабилизации; ОГ - осушка ВСГ; ОК-1 - ОК-3 - отпарные колонны; остальные обозн. на рис.9.

5.6 Газофракционирующая установка (ГФУ)

Процесс предназначен для получения индивидуальных легких углеводородов или углеводородов - фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов.

Сырье и продукция. Источниками углеводородного газа на НПЗ являются газы, растворенные в нефти и выделяющиеся при первичной перегонке на установках АТ и АВТ и газы, полученные в процессе деструктивной переработки.

ГФУ нефтеперерабатывающих заводов подразделяются на установки предельных и непредельных газов по типу перерабатывающего сырья.

На ГФУ предельных газов выделяются узкие углеводородные фракции:

этановая; пропановая; бутановая; изопентановая; пентановая; изобутановая.

На ГФУ непредельных газов выделяются следующие фракции:

1. пропан-пропиленовая;

2. бутан-бутиленовая.

Рисунок 14 - Схема газофракционирующей установки

АК - адсорбционная колонна; РК-1 и РК-2 - пропановая и бутановая колонны; Е -емкости; РБ - ребойлеры; Т - теплообменники; КХ - конденсаторы-холодильники; Х - холодильники; Н - насосы;

Потоки: I - фракция С1 -С5 с установки риформинга; II - фракция С1 -С5 с остальных установок; III - жидкая часть сырья; IV -газообразная часть сырья; V - сухой газ С1-С2; VI - фракция С3-С5; VII - пропановая фракция; VIII - фракция С4-С5; IX - бутановая фракция; X - фракция С5+

6. Материальные балансы технологических процессов НПЗ

Таблица 5 - Материальный баланс установки первичной переработки нефти (производительность 4,8 млн. т/год)

Таблица 6 - Материальный баланс процесса вторичной перегонки бензина

Таблица 7 - Материальный баланс установки каталитического риформинга

Таблица 8 - Материальный баланс процесса каталитического крекинга

Таблица 9 -Материальный баланс установки термического крекинга

Таблица 10 - Материальный баланс процесса замедленного коксования

Таблица 11 - Материальный баланс процесса гидроочистки дизельного топлива

Таблица 12 - Материальный баланс установки сероочистки газа

Таблица 13 - Материальный баланс установки карбомидной депарафинизации

Таблица 14 - Материальный баланс ГФУ

7. Суммарный материальный баланс НПЗ

Таблица 14 - Материальный баланс НПЗ

Заключение

Озексуатская товарная нефть, как выяснилось в ходе проделанной работы, богата содержанием светлых фракций. Выбран топливный вариант переработки, с максимальным отбором светлых фракций. Как уже отмечалось в основной части данной работы, при глубокой переработке нефти получить максимально возможный выход высококачественных авиационных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей.

Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка - гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы - каталитический крекинг, каталитический риформинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов.

В ходе проделанной работы мы видим, что был выбран максимально экономичный вариант, подобрано оптимальное количество установок для переработки, на которых из данной нефти отбирают конечные продукты. А также можно утверждать, что топливный вариант для Озексуатской товарной нефти возможен и экономически выгоден.

Список использованных источников

1. Нефти СССР: Т. III. Нефти Оренбургского района СССР.- М.: Химия, 1972.-432с.

2. Технология переработки нефти. Первичная переработка нефти - Под ред. О.Ф. Глаголевой и В.М. Капустина. - М.:Химия, Колос С, 2006.-400с.

3. Ластовкин Г.А., Радченко Е.Д., Рудин М.Г. Л.: Химия, 1984.-348с.

4. Мановян А.К. технология переработки природных энергоносителей.- М.: Химия, Колос С, 2004.-456с.

5. Рудин М.Г., Сомол В.Е., Фомин А.Е. Карманный справочник нефтепереработчика.- М.: Энефтехим, 2004.-336с.

Размещено на Allbest.ru