Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение

высшего образования

«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа

Базовая кафедра химии и технологии природных энергоносителей

и углеродных материалов

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Разработка принципиальной схемы переработки нефти Жигулевского месторождения с производительностью по установке гидроочистки дизельного топлива 1500 тыс. тонн в год

Руководитель Р.А. Ваганов

Студент Т.Н. Нефедьева

Красноярск 2017



Реферат

Курсовая работа по теме «Разработка принципиальной схемы переработки нефти Жигулевского месторождения с производительностью по установке гидроочистки дизельного топлива 1500 тыс. тонн в год» содержит 45 страниц текстового документа, 16 иллюстраций, 3 таблицы, 5 использованных источника, 2 листа графического материала формата А1.

НЕФТЬ, ПЕРЕРАБОТКА, ФРАКЦИЯ, УСТАНОВКА, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА, НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД, ГИДРООЧИСТКА.

Цель работы - разработка принципиальной схемы переработки нефти.

Для выполнения данной цели были поставлены следующие задачи:

- подбор оптимальных для заданной нефти установок;

- расчет материального баланса установок в процентах на сырую нефть;

- расчет производительности каждой установки.

В результате данного курсового проекта рассчитан материальный баланс предприятия.



Содержание

Введение

1. Технико-экономическое обоснование

2. Характеристика исходной нефти

3. Характеристика установок по переработке нефти

3.1 Электрообессоливающая установка

3.2 Установка атмосферно-вакуумной трубчатки

3.3 Установка каталитического риформинга

3.4 Установка адсорбционной депарафинизации дизельного топлива

3.5 Установка газофракционирования

3.6 Установка производства битумов

3.7 Установка изомеризации

3.8 Установка каталитического крекинга

3.9 Установка деасфальтизации гудрона

3.10 Установка коксования

3.11 Установка алкилирования

3.12 Установка производства серы

3.13 Установка производства водорода

4. Установка гидроочистки

4.1 Установка гидроочистки дизельного топлива

4.1.2 Основные параметры процесса

4.1.3 Катализаторы гидроочистки

4.1.4 Механизм процесса гидроочистки

4.1.5 Технологическая схема гидроочистки дизельного топлива

4.1.6 Характеристика продуктов

5. Материальный баланс

Заключение

Список использованных источников



Введение

гидроочистка дизельный топливо нефть

Разработка рациональной технологической схемы нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) с подбором технологических установок и определением наиболее целесообразного варианта эксплуатации установок является наиболее важным этапом проектирования предприятия.

Выбор точки строительства НПЗ зависит от ряда факторов, главный из которых ? потребность близлежащих районов в нефтепродуктах.

Технологическая схема НПЗ определяется потребностью в нефтепродуктах того или иного ассортимента, качеством перерабатываемого сырья, состоянием разработки тех или иных технологических процессов.

Качество сырья не имеет такого решающего значения, как это было ранее, поскольку разработаны процессы, позволяющие получать основные сорта нефтепродуктов, в том числе и высокого качества, практически из любой нефти. Однако для производства таких продуктов, как битумы, нефтяной кокс, отдельные сорта смазочных масел, требуются специальные виды сырья [1].

Отличительной особенностью НПЗ является получение разнообразной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно сотнями наименований. Характерно, что в большинстве технологических процессов производят преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получают, как правило. Путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обуславливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потока.

По своему профилю НПЗ делятся на топливные (варианты с неглубокой и глубокой переработкой нефти), топливно-масляные, заводы с нефтехимическим производством. Среди перечисленных наибольшее распространение имеет НПЗ топливная схема с глубокой переработкой нефти, поскольку потребность регионов в топливе выше, чем в маслах и продуктах нефтехимии на данный момент, также такие НПЗ достаточно эффективны, поскольку обеспечивают глубокую переработку нефти с небольшим выходом остатка [2].

В связи с переходом на интенсивные методы технологии и строительством укрупненных и комбинированных установок, всё большую роль играет повышение качества расчетов процессов и аппаратов нефтепереработки, оптимизации действующих и проектируемых технологических схем. Проектирование варианта переработки определенной нефти, расчет материальных балансов отдельных установок и нефтеперерабатывающего завода в целом позволяют оценить целесообразность применения данного сырья для получения целевых продуктов, а также рассчитать экономическую эффективность производства.



1. Технико-экономическое обоснование

На нефтеперерабатывающих заводах нефть можно перерабатывать по топливному, топливно-масляному и топливно-нефтехимическому вариантам. Выбор варианта, а следовательно, и поточной схемы переработки нефти, определяется качеством перерабатываемого сырья, требуемым ассортиментом товарных продуктов, экономическими показателями процессов их производств. При разработке схем глубокой переработки нефти и составлении материальных балансов НПЗ определяющими факторами являются потребность в том или ином светлом нефтепродукте и состояние разработки тех или иных технологических процессов. Общая потоковая схема глубокой переработки нефти по топливному варианту представлена на рисунке 1.



I - легкий бензин; II - легкий газойль; III - тяжелый бензин; IV - фракция выше 350°С; V - фракция 280-420°С; VI - фракция выше 420°С; VII - легкий алкилат; VIII - тяжелый алкилат

Рисунок 1 Общая потоковая схема глубокой переработки нефти по топливному варианту

Для Жигулевской нефти выбрана схема НПЗ, на котором производится в основном автобензин и дизельное топливо, что объясняется их высоким уровнем потребления, начиная от транспорта и заканчивая использованием данных видов топлив в сельском хозяйстве. Однако фракцию дизельного топлива, получаемую при первичной перегонке нефти, еще нельзя использовать как товарный продукт из-за высокого содержания в ней сернистых соединений. Для удаления этих соединений и других нежелательных примесей применяют гидрогенизационный метод облагораживания прямогонных фракций.

В схеме современного НПЗ в условиях сернистого сырья процесс гидроочистки оказался одним из самых необходимых и практически незаменимым. широкое внедрение процесса гидроочистки дизельных топлив в нефтеперерабатывающей промышленности обуславливается увеличивающимся с каждым годом оснащением автомобильного, тракторного, железнодорожного и водного транспорта быстроходными дизельными двигателями. Использование обессеренного дизельного топлива значительно увеличивает срок работы двигателей. При гидроочистке дизельных топлив происходит не только удаление сернистых соединений; одновременно гидрируются азот- и кислородсодержащие соединения, улучшается цвет и запах топлив, повышается их стабильность и цетановое число. Таким образом, гидроочистка приводит к коренному улучшению качества топлив и, следовательно, к снижению износа деталей двигателя, уменьшению нагарообразования, а также к повышению надежности и длительности эксплуатации двигателей. Кроме того, использование малосернистых топлив способствует оздоровлению воздушного бассейна населенных пунктов и имеет большое значение в охране окружающей среды [3].

Исходя из выше сказанного в состав НПЗ была включена установка гидроочистки дизельного топлива (летнее) с производительностью 1500 тыс. тонн в год. Сырьем данной установки являются фракции, выкипающие при 180-230 °С (20 %, остальная часть идет на гидроочистку керосина), фракция 230-350 °С (100 %), легкий газойль коксования с установки замедленного коксования, и водородсодержащий газ с установки производства водорода. Для производства зимнего дизельного топлива включена установка адсорбционной депарафини-зации дизельного топлива.

Прямогонные бензин, полученные после атмосферной и вакуумной перегонки не могут быть использованы непосредственно как автомобильные бензины ввиду их низкой детонационной стойкости, поэтому их сначала стабилизируют, а потом подвергают вторичной перегонке.

Стабилизированные бензины направляются на установку каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента автобензинов и индивидуальных ароматических углеводородов ? бензол и толуол.

Помимо риформинга, для получения высокооктановых легкокипящих компонентов автобензина в состав завода включаются также установки изомеризации и алкилирования. Сырьем процесса изомеризации служит фракция н.к.-62°С и пентан с газофракционирующей установки (ГФУ).

Каталитический крекинг (КК) является еще одной установкой, основной целью которой является получение высокооктанового бензина и ценных сжиженных газов.

Для дополнительного получения бензина в схему НПЗ включена установка замедленного коксования, сырьем которой является гудрон (50 %) и асфальт с установки деасфальтизации гудрона.

Для производства строительного и дорожного битумов включена установка по производству битумов, сырьем которой является гудрон (35 %) и фракция 350-500 °С (10 %). Данные фракции получены на атмосферно-вакуумной трубчатке (АВТ).

Газы и головки стабилизации, полученные на установках коксования и каталитического крекинга, направляются на ГФУ непредельных газов с целью получения пропан-пропиленовую и бутан-бутиленовую фракции.

Для утилизации сероводорода, получаемого на установках, в схему завода включена установка по производству серы.



2. Характеристика исходной нефти

Дана нефть Жигулевского месторождения Девонского горизонта Куйбышевской области. Шифр нефти: класс II (сернистая, содержание в нефти ? 1,68 вес. %), тип Т₁ (содержит не менее 45 % светлых фракций, перегоняющихся до 350 °С). Плотность нефти при 20 °С составляет 0,8521, молекулярная масса 228. Вязкость при 20 °С ? 10,77 сСт, при 50 °С ? 4,51 сСт. Содержание парафинов ? 3,80 % (парафиновая нефть), асфальтенов - 1,75 %, смол силикагелевых - 11,5 %, смол сернокислотных - 28 %. Коксуемость ? 4,43 % [4]. Температура застывания нефти с обработкой: ?24, без обработки она составляет ?4. В таблице 1 представлено потенциальное содержание (в вес. %) фракций в нефти.

Таблица 1

Потенциальное содержание (вес. %) фракций в Жигулевской нефти

Отгоняется до температуры, °С	Выход на нефть, %
28 (газ до С4)	2,5
60	3,2
85	4,6
95	6,2
100	6,8
105	7,6
110	8,4
120	10,0
122	10,3
130	11,6
140	13,2
145	14,0
150	14,8
160	16,6
Отгоняется до температуры, °С	Выход на нефть, %
170	18,2
180	19,6
190	21,0
200	22,3
210	24,4
220	26,8
230	28,5
240	30,0
250	31,8
260	33,6
270	35,0
280	36,8
290	38,5
300	40,0
310	41,9
320	44,0
330	46,0
340	48,0
350	49,6
360	51,2
370	52,8
380	54,0
390	55,8
400	57,3
410	58,8
420	60,0
430	61,4
440	62,4
450	63,5
480	66,5
Остаток	33,5



3. Характеристика установок по переработке нефти

3.1 Электрообессоливающая установка

Нефть, поступающая на переработку, содержит нежелательные примеси, в том числе воду (до 2 %), различные количества солей (от десятков до нескольких тысяч миллиграмм на 1 л), механические примеси. Капельки воды, крупинки глины, песка и других механических примесей образуют стойкую дисперсную фазу, которая в результате перемешивания с нефтью дает трудно разделимую нефтяную эмульсию.

Эмульсия представляет собой смесь двух не растворяющихся друг в друге жидкостей, из которых одна распределена в другой в виде мельчайших капелек. На поверхности капелек благодаря механическим примесям образуется тончайшая пленка, препятствующая слиянию и укрупнению капель. Поскольку перерабатывать такую нефть практически невозможно, ее предварительно деэмульгируют на электрообессоливающей установке (ЭЛОУ). На заводах для разрушения нефтяных эмульсий применяют термохимический способ, когда добавляют в нефть специальные деэмульгаторы и обрабатывают смесь в электрическом поле высокого напряжения (15-45 кВ)

Среди растворенных в нефти солей особенно много хлоридов, обуславливающих коррозию оборудования и трубопроводов в процессе перегонки. Коррозия происходит в результате воздействия на металл соляной кислоты, образующейся при гидролизе хлоридов.

Наличие сероводорода, выделяющегося при переработке нефти, значительно увеличивает коррозию за счет его совместного действия с образующейся соляной кислотой. Поэтому сернистые нефти необходимо более тщательно обезвоживать и обессоливать.

Электрический метод обезвоживания и обессоливания, принятый на заводе является весьма эффективным и позволяет удалить до 95 % (масс.) и более солей, то есть содержание солей снижается от 40-3000 мг/л до 3-20 мг/л, а остаточное содержание воды в нефти не превышает 0,1 % (масс.) [3].

Нефть Жигулевского месторождения обладает средними значениями плотности, значит она будет подвергаться электрообессоливанию при температуре от 120 до 130 °С и давлению 2 МПа.

Основным аппаратом ЭЛОУ является электродегидратор, где кроме электрообработки нефтяной эмульсии, осуществляется и отстой деэмульгированнной нефти. На рисунке 2 представлена технологическая схема установки.

1, 1' ? электродегидраторы; 2 ? подвесные изоляторы; 3, 3' ? высоковольтные трансформаторы, 4, 7 ? коллекторы обессоленной нефти и дренажной воды; 5 ? электроды; 6 ? распределители ввода сырья; 8, 8' ? смесители; 9, 9' ? клапаны автоматического отвода дренажной воды; 10, 10' ? теплообменники; 11, 12 ? отстойник и промежуточная емкость дренажной воды; 13, 15 ? насосы сырья и пресной воды; 14, 14' ? насосы дренажной воды

Рисунок 2 Принципиальная схема электрообессоливающей установки

Очистка нефти в двухступенчатых ЭЛОУ осуществляется следующим образом. На первой ступени сырая нефть подается насосом 13 через теплообменник 10, где она нагревается. Затем она поступает в смеситель 8, в котором смешивается с промывной водой и деэмульгатором. Далее в электродегидраторе 1 образовавшаяся водно-нефтяная эмульсия разделяется на две фазы. Обезвоженная и частично обессоленная нефть поступает во вторую ступень ЭЛОУ, проходя через смеситель 8', где она вновь смешивается с деэмульгатором и промывной водой. обезвоженная и обессоленная нефть направляется на АВТ. Пресная промывная вода насосом 15 подается в теплообменник 10', подогревается и смешивается с нефтью перед смесителем 8'. Отстоявшаяся в электродегидраторе 1' дренажная вода с помощью клапана 9' поступает в емкость 12, откуда насосом 14' направляется для смешения с нефтью перед первой и частично перед второй ступенями. Дренажная вода, отстоявшаяся в электродегидраторе 1, через клапан 9 подается в отстойник 11, из которого после отстаивания и отделения от эмульгированной нефти частично отводится в канализацию, а частично используется для промывки нефти в первой ступени. Нефть, отстоявшаяся в емкости 11, смешивается с сырой нефтью на приеме сырьевого насоса 13. В схеме предусмотрены две возможные точки ввода промывной воды в нефть перед первой ступенью: на приеме насоса 13 и после насоса 10 перед смесителем 8.

3.2 Установка атмосферно-вакуумной трубчатки

Обезвоженная и обессоленная нефть поступает на первичную перегонку. Нефть и особенно её высококипящие фракции характеризуются невысокой термической стабильностью. Для большинства температура термической стабильности соответствует 350-360 °С. Нагрев нефти до более высоких температур будет сопровождаться её деструкцией и, следовательно, ухудшением качества отбираемых продуктов перегонки. Поэтому перегонку нефти и ее тяжелых фракций проводят с ограничением по температуре нагрева. Для того, чтобы повысить относительную летучесть компонентов, проводят перегонку под вакуумом. Так, перегонка мазута при остаточном давлении в вакуумной колонне (133-30 кПа) позволяет отобрать газойлевые (масляные) фракции с температурой конца кипения, соответственно, до 500 и 600 °С. Обычно для повышения четкости разделения при атмосферной и вакуумной перегонке применяют подачу водяного пара для отпаривания более легких фракций.

Технология глубокой перегонки нефти (то есть отбором фракций до гудрона) должна включать минимум две стадии: атмосферную перегонку и перегонку под вакуумом мазута с отбором масляных фракций и в остатке гудрона [5]. Технологическая схема установки АВТ приведена на рисунке 3.

I - нефть; II - углеводородный газ на газофракционирующую установку (ГФУ); III - «головка» стабилизации на ГФУ; IV - бензин; V - керосин; VI - дизельная фракция; VII - вакуум-дистиллят; VIII - гудрон; IX - сброс воды в канализацию; X - газы эжекции на утилизацию; XI - вода оборотная; XII - пар водяной

Рисунок 3 Принципиальная технологическая схема установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти



3.3 Установка каталитического риформинга

Бензиновая фракция, полученная прямой перегонкой нефти, подвергается риформингу с целью получения высокооктанового бензина. Каталитический риформинг является основным процессом для производства высокооктанового автомобильного бензина.

Процесс заключается в ароматизации бензиновых фракций за счет каталитического преобразования нафтеновых и парафиновых углеводородов в ароматические; при этом заметно возрастает октановое число (ОЧ). Риформинг протекает при повышенных температуре и давлении в присутствии катализаторов. При этом углеводороды различных групп претерпевают значительные преобразования.

В качестве сырья риформинга используют прямогонную бензиновую фракцию, выкипающую в пределах 85-180 °С. Головную фракцию, выкипающую до 85 °С, подвергать риформингу с целью получению компонентов автобензинов нецелесообразно, потому что повышение ОЧ не происходит, а газообразование резко возрастает, снижая при этом выход бензина. Поэтому узкие бензиновые фракции 65-85 °С, 85-105 °С или их смеси используются преимущественно для получения ароматических углеводородов: бензол и толуол. При переработке сырья с концом кипения выше 180 °С заметно увеличивается реакции крекинга и полимеризации, что приводит к повышенному коксообразованию и снижает межрегенерационный период работы системы риформинга. Качеством и выходом катализата определяется и углеводородный состав сырья. Чем больше нафтенов в исходном сырье, тем больше образуется ароматических углеводородов и тем выше ОЧ катализата. При этом увеличивается выход риформинга бензина и водорода. При переработке сырья с повышенным содержанием парафинов выход бензина и водорода снижается, растет образование газов и кокса.

Процесс риформинга осуществляется на биметаллических платинорениевых и платино-иридиевых катализаторах. Давление процесса на них составляет 1,2-2 МПа. Температура процесса составляет 480-520 °С. Принципиальная технологическая схема установки представлена на рисунке 4.

Р-1 - реактор гидроочистки; Р-2,-3,-4 - реакторы риформинга; П-1,-2,-3 - трубчатые печи; РК-1, -2 - ректификационные колонны; А - адсорбер; СО - секция очистки газов; Е-1,-3 - сепараторы высокого давления; Е-2,-4 - сепарационные емкости колонн; Т - теплообменники; X - холодильники; Н - насосы; К-1,-2 - компрессоры; Потоки: 1 - бензин 85-180 °С; II - ВСГ; III - гидроочищенный катализат; IV, XI - углеводородные газы; V - отдув ВСГ; VI - гидроочищенный бензин на риформинг; VII - риформированный катализат; VIII - жидкая фаза; IX - ВСГ на очистку; X - нестабильный катализат риформинга; XII - cжиженный газ; XIII - стабильный высокооктановый бензин; XIV - товарный ВСГ

Рисунок 4 Принципиальная технологическая схема установки риформинга на стационарном катализаторе



3.4 Установка адсорбционной депарафинизации дизельного топлива

Депарафинизация нефтепродуктов предназначена для удаления парафинов и церезинов из дистиллятных и остаточных фракций нефти. Депарафинизацию светлых нефтепродуктов можно проводить с помощью карбамида (карбамидная депарафинизация) или на цеолитах (адсорбционная депарафинизация). Главное назначение процесса ? снижение температуры застывания в результате выделения парафинов из нефтепродукта. Рассмотрим адсорбционную депарафинизацию светлых нефтепродуктов.

Этот метод основан на использовании синтетических цеолитов («молекулярных сит»). Для адсорбционного извлечения н-алканов применяются цеолиты СаА и МgА, у которых диаметр входных «окон» (пор) составляет около 0,5 нм. Через «окна» таких размеров проникают молекулы н-алканов, критический диаметр которых не превышает 0,49 нм. У молекул изоалканов, циклоалканов и аренов критический диаметр составляет 0,57-0,72 нм и поэтому они не могут проникнуть в полости цеолитов. Основное назначение процесса ? получение низкозастывающего компонента дизельного топлива и жидкого парафина. Адсорбция н-алканов синтетическими цеолитами обусловлена силами межмолекулярного взаимодействия: н-алканы, которые имеют в своей структуре только у-связи, адсорбируются в полостях цеолитов за счет высоких адсорбционных потенциалов, создаваемых перекрытием адсорбционных полей противоположных стенок полостей цеолита. Технологический процесс включает следующие стадии: адсорбцию н-алканов цеолитом при его контакте с сырьем; промывку ? удаление из адсорбционного объема неадсорбируемых цеолитом компонентов сырья; десорбцию ? выделение н-алканов из полостей цеолита с помощью вытеснителей. В настоящее время в мире разработано несколько процессов адсорбционной депарафинизации («Молекс», «Изосив», «Энсорб» и «Парекс»).

Сырьем данной установки является гидроочищенное дизельное топливо, полученное после гидроочистки. В качестве вытеснителя используют аммиак; процесс проводят в присутствии водородсодержащего газа, назначение которого ? улучшить условия теплообмена, подавить реакции крекинга и полимеризации. Непрерывность процесса достигается последовательным включением трех адсорберов, в которых попеременно осуществляют все стадии процесса. Время десорбции больше, чем адсорбции, поэтому, как правило, адсорбцию проводят в одном адсорбере, а десорбцию и промывку ? в двух других. В адсорбере молекулярные сита поглощают из сырья н-алканы, при этом выделяется аммиак, адсорбированный ситами в предшествовавшей стадии десорбции. В то время как один из адсорберов находится в стадии адсорбции, второй продувают аммиаком. В стадии продувки с поверхности молекулярных сит отдувают углеводороды сырья, которые могут загрязнить адсорбированные алканы. В третьем адсорбере в это время проводят стадию десорбции. Во время десорбции из пор молекулярных сит аммиаком вытесняют алканы (десорбат).

Таким образом, депарафинизация дизельного топлива - процесс получения зимнего дизельного топлива с температурой фильтруемости -35°С и температурой застывания -50 °С, а также с меньшим содержанием серы и смол. В основе технологического процесса лежит каталитическая конверсия углеводородов с получением максимального количества качественных светлых продуктов. Принципиальная технологическая схема установки депарафинизации дизельного топлива представлена на рисунке 5.



1 - насосы; 2 - теплообменники; 3 - трубчатая печь; 4 - реакторный блок; 5 - ректификационная колонна; 6 - конденсатор-холодильник; 7 - рефлюксная емкость; Потоки: I - сырьевая дизельная фракция; II - продукты реакции; III - углеводородный газ; IV - бензиновая фракция; V - депарафинированнаядизельная фракция на компаундирование

Рисунок 5 Принципиальная технологическая схема установки депарафинизации дизельного топлива

3.5 Установка газофракционирования

Газофракционирующая установка служит для получения индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов. Газофракционирующие установки (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Сырье поступает на ГФУ в газообразном и жидком (головки стабилизации) виде. На данном НПЗ на ГФУ предельных газов подаются газы с установок первичной перегонки и каталитического риформинга, на ГФУ непредельных газов - с установок каталитического крекинга и коксования.

Продукцией ГФУ предельных газов являются узкие углеводородные фракции:

- пропановая - используется как сырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;

- изобутановая - служит сырьем установок алкилирования и производства синтетического каучука;

- бутановая - применяется как бытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления паров;

- изопентановая - служит сырьем для производства изопренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;

- пентановая - является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза;

- газовый бензин ? компонент автомобильного бензина.

На ГФУ непредельных газов выделяются следующие фракции:

- пропан-пропиленовая - применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;

- бутан-бутиленовая - используется в качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических производств;

- газовый бензин ? компонент автомобильного бензина.

Принципиальная технологическая схема установки представлена на рисунке 6.



Е-1, Е-2, Е-3, Е-4 - емкости орошения; К-1 - деэтанатор; К-2 - дебутананизатор; К-3 - пропановая колонна; К-4 - изобутановая колонна; Н-1, Н-2 - насосы; Т-1, Т-2, Т-3, Т-4 - кипятильники; С-1, С-2, С-3, С-4 - сепараторы сборники жидкого газа; ЦК-1 - газовый компрессор; ХК-1 - водяной холодильник; ХК-2, ХК-3 - аммиачные холодильники; ХК-4, ХК-5, ХК-6 - воздушные холодильники

Рисунок 6 Принципиальная технологическая схема установки газофракционирования

3.6 Установка производства битумов

Нефтяные битумы ? жидкие, полутвердые или твердые нефтепродукты, состоящие из асфальтенов, смол и масел: асфальтены придают твердость и высокую температуру размягчения; смолы повышают цементирующие свойства и эластичность; масла являются разжижающей средой, в которой растворяются смолы, набухают асфальтены. Чем больше асфальтенов по отношению к смолам и меньше твердых парафинов, тем качественней битумы.

Основным аппаратом установок непрерывного действия для производства битума является либо трубчатый реактор, либо окислителельная колонна. Окислительные колонны предпочтительны для производства дорожных битумов (98 % битума, 2 % ? продукты окисления, разложения, УВ уносимые с газом - черный соляр, который направляют в печь дожига на утилизацию), трубчатые реакторы ? в производстве строительных битумов.

Различают следующие способы получения битумов: глубокая вакуумная перегонка мазута (получаемый при этом продукт называется остаточный битумом); окисление нефтепродуктов воздухом при высокой температуре (с получением так называемых окисленных битумов); компаундирование остаточных и окисленных битумов. Сырьем установки является гудрон и фракция 350-500 °С, основные продукты - битумы дорожные и строительные. Температура на входе в установку 100-120 °С, давление смеси на входе 8 кгс/см². Принципиальная технологическая схема установки получения битумов представлена на рисунке 7.

1 ? печь; 2 ? смеситель; 3 ? змеевиковый реактор; 4 ? испаритель; 5 ? сепаратор; 6 ? окислительная колонна; 7 ? сепаратор смешения; Потоки: I ? сырье; II - сжатый компрессором воздух; III - воздух на охлаждение змеевикового реактора; IV - готовый битум; V - черный соляр; VI - газы в печь; VII - водяной пар; VIII - вода

Рисунок 7 Принципиальная технологическая схема установки получения битумов



3.7 Установка изомеризации

Целевым назначением процессов каталитической изомеризации в современной нефтепереработке является получение высокооктановых изокомпонентов автобензинов или сырья нефтехимии, прежде всего изопентана для синтеза изопренового каучука.

Высокая эффективность процессов изомериации заключается в том, что в качестве сырья используются низкооктановые компоненты нефти - фракции н. к.-62 °С и рафинаты каталитического риформинга, содержащие в основном н-пентаны и н-гексаны, которые превращаются в ходе процесса в высокооктановые компоненты.

Говоря о катализаторах, активные центры, как металлические, так и кислотные, в отсутствие водорода быстро отравляются в результате закоксовывания. Для подавления побочных реакций крекинга процесс проводят под повышенным давлением при циркуляции водородсодержащего газа.

В современных бифункциональных катализаторах изомеризации н-алканов в качестве металлического компонента используются платина и палладий, а в качестве носителя - фторированный или хлорированный оксид алюминия, а также алюмосиликаты или цеолиты, внесенные в матрицу оксида алюминия.

Алюмоплатиновые фторированные катализаторы (как отечественные ИП-62 с содержанием 0,5 % Pt) позволяют осуществить процесс изомеризации при 360-420 °С и называются высокотемпературными.

Металлцеолитные катализаторы (как отечественный ИЦК-2, содержащий 0,8 % Рt на цеолите CaY) используются при 230-380 °С и названы среднетемпературными.

Алюмоплатиновые катализаторы, промотированные хлором (такие как НИП-66 и НИП-74), применяют при 100-200 °С и названы низкотемпературными.

Выход целевого продукта - изомеризата с октановым числом 88-92 (исследовательский метод) - составляет 93-97 % (масс.); побочным продуктом процесса является сухой газ, используемый как топливный. Установка изомеризации состоит из двух блоков - ректификации и изомеризации. В блоке ректификации сырье предварительно разделяется на пентановые и гексановые фракции, направляемые на изомеризацию, после которой проводится стабилизация полученного продукта и выделение из него товарных изопентана и изогексана. В блоке изомеризации получают изомеризаты. Температура входа сырья в реактор составляет 380-450 °С, давление в реакторном блоке 3,5 МПа. Принципиальная технологическая схема установки изомеризации представлена на рисунке 8.

1 ? насосы; 2 ? сепараторы; 3 ? водяные холодильники; 4 ? кипятильник; 5, 8, 9,10, 16 ? колонны; 6 ? теплообменник; 7 ? аппараты воздушного охлаждения; 11 ? реактор; 12 ? трубчатая печь; 13 ? сборники; 14 ? адсорбер-осушитель; 15 ? компрессор; 17 ? абсорбер

Рисунок 8 Принципиальная технологическая схема установки изомеризации

3.8 Установка каталитического крекинга

Основное целевое назначение каталитического крекинга ? производство с максимально высоким выходом (до 50 % и более) высокооктанового бензина и ценных газов ? сырья для последующего производства высокооктановых компонентов бензинов изомерного строения: алкилата и метил-третбутиловый эфир (МТБЭ), а также сырья для нефтехимических производств. Получающийся в процессе легкий газойль можно использовать как компонент дизельного топлива, а тяжелый газойль с высоким содержанием полициклических аренов ? как сырье для производства технического углерода или высококачественного электродного кокса (например, игольчатого).

Сырьем установки используются вакуумный дистиллят (газойль) широкого фракционного состава (350-500 °С),а также деасфальтизат с установки деасфальтизации гудрона.

Наилучшим для каталитического крекинга по выходу целевым продуктом (бензина и сжиженных газов) является сырье с преобладанием парафиновых и циклических углеводородов. Полициклические арены и смолы сырья в условиях крекинга дают мало бензина и множество тяжелых фракций и кокса.

К компонентам, дезактивирующим катализатор каталитического крекинга относятся полициклические ароматические соединения, смолисто-асфальтеновыйе вещества и азотистые соединения сырья. Все они вызывают повышение отложений кокса на катализаторе, азотсодержащие соединения блокируют кислотные центры, уменьшая их активность. Азотистые основания являются обратимыми ядами для катализатора, так как они прочно адсорбируются на активных центрах. Металлсодержащие соединения (Ni, V) сорбируются на поверхности, необратимо отравляя катализатор, откладываясь в его порах и блокируя кислотные центры, увеличивается выход газообразных продуктов. После выжига кокса, металлы остаются на катализаторе, увеличивая со временем потери его активности. Сера не отравляет катализатор, но увеличивает коксообразование, а также после выжига с кокса переходит (в виде продуктов) в атмосферу, ухудшая качество и требуя дополнительную гидроочистку.

С целью снижения содержания металлов и коксогенных компонентов в сырье до такой степени, чтобы его последующая каталитическая переработка была бы более экономична, то есть при умеренных габаритах регенератора и без чрезмерного расхода дорогостоящего катализатора, осуществляется его подготовка.

Из процессов облагораживания сырья каталитического крекинга в настоящее время широко применяется каталитическая гидроочистка вакуумных газойлей и более тяжелого сырья с ограниченным содержанием металлов.

Катализаторы процессов каталитического крекинга, осуществляемых при высоких температурах (500-800 °С) в режиме интенсивного массо- и теплообмена в реакторе, должны обладать не только высокими активностью, селективностью и термостабильностью, но и удовлетворять повышенным требованиям к ним по регенерационным, механическим и некоторым другим эксплуатационным свойствам, быть стойким к отравлению тяжелыми металлами.

Промышленные катализаторы крекинга представляют собой сложные многокомпонентные системы, состоящие из:

- матрицы (носителя) ? алюмосиликат;

- активного компонента ? цеолит;

- вспомогательных активных и неактивных добавок.

Установка каталитического крекинга включает: реактор, регенератор, узлы ректификации продуктов крекинга и фракционирования газов, узлы утилизации тепла газов регенерации и улавливания каталитической пыли.

Рассмотрим современную установку каталитического крекинга типа «UOP», показанную на рисунке 9. Основная часть установки является реакторно-регенераторный блок, в котором происходит превращение (крекинг) сырья. Он состоит из сквознопоточного реактора Р-1, расширенной сепарационной зоной (Сеп), где происходит разделение продуктов реакции и микросферического катализатора. Продукты реакции через циклоны Ц-1 далее идут на разделение в колонну РК, а катализатор проходит отпарную зону и по транспортной трубе идет в регенератор РГ-1, в общий кипящий слой.

P-I - лифт-реактор сквознопоточный; РГ-1 ? регенератор с кипящим слоем; Сеп ? сепарационная зона реактора; Ц-1,-2 ? циклонные группы; КУ ? котел-утилизатор; ЭФ ? электрофильтр; БК ? бункер для катализатора; ПВ ? подогреватель воздуха; П-1 ? трубчатая печь; РК ? ректификационная колонна; ОК ? отпарная колонна; ГБ ? газовый блок; ОЗ ? отпарная зона; Н - насосы; Х - холодильники, Т ? теплообменники; Потоки: I ? сырье; II ? продукты реакции; III ? углеводородный газ; IV ? бензин; V ? керосиновая фракция; VI ? сырье для технического углерода (фракция 350-420 °С); VII ? остаточная фракция выше 420 °С; VIII ? шлам; IX ? водный конденсат; X ? перегретый водяной пар; XI ? воздушное дутье; XII ? топливо на нагрев воздуха: XIII ? дымовые газы; XIV ? очищенные и охлажденные дымовые газы; XV ? свежий катализатор на догрузку системы; XVI ? уловленная катализаторная пыль; XVII ? закоксованный катализатор; XVIII ? регенерированный катализатор

Рисунок 9 Принципиальная схема установки каталитического крекинга

В регенераторе выжигается кокс с поверхности катализатора за счет горячего воздуха (600 °С). Образующиеся при горении кокса дымовые газы через циклонов Ц-2 уходят из РГ-1 в котел-утилизатор для генерации пара, а регенерированный (освобожденный от коксовых отложений) катализатор по другой транспортной трубе снизу кипящего слоя стекает в нижнюю часть реактора, где смешивается с сырьем и сквозным потоком поднимается по реактору.

Продукты реакции с высокой температурой (около 500 °С) поступают на ректификацию. Здесь они проходят вначале зону охлаждения до 320-350 °С и одновременного отделения унесенной катализаторной пыли, образующей шлам. Отделяемая каталитическая пыль выводится из нижней колонны РК-2.

В верхней части колонны пары по общепринятой схеме разделяются на следующие фракции:

- жирный углеводородный газ С1-С4;

- бензин С5-190 °С;

- керосиновую фракцию 190-300 °С, используемую для получения топлива Т-6;

- фракция 300-420 °С (сырье для получения технического углерода);

- тяжелый остаток выше 420 °С (компонент котельного топлива).

Дымовые газы проходят котел-утилизатор (КУ), где остатки оксида углерода СО дожигаются до СО₂, затем тонкую очистку от катализаторной пыли в электрофильтре (ЭФ) и выбрасываются в атмосферу.

Для восполнения потерь катализатора и частичной его замены имеется система догрузки катализатора из бункера БК в регенератор.

Имеются и нагревательные устройства: подогреватель воздуха (ПВ) перед регенератором и система теплообменников и трубчатая печь (на период пуска установки).



3.9 Установка деасфальтизации гудрона

Процесс деасфальтизации гудронов и концентратов сжиженными низкомолекулярными алканами применяют при производстве не только высоковязких остаточных масел, но и компонентов сырья для каталитического крекинга и гидрокрекинга. В качестве растворителя широко используют сжиженный пропан, особенно при производстве нефтяных масел, но на некоторых заводах сырье обрабатывают пропан-бутановой смесью.

Смолы и особенно асфальтены, ? компоненты сырья, наименее растворимые в жидком пропане. На различной растворимости составляющих компонентов и основано использование пропана как деасфальтирующего растворителя. При температурах, близких к критической температуре пропана (около 96 °C), растворимость составных частей масляного сырья уменьшается. С повышением температуры процесса от 75 до 90 °C улучшается качество деасфальтизата, но снижается его выход, так как из раствора выделяются преимущественно компоненты с высокими значениями плотности и молекулярной массы; к ним, в частности, относятся высокомолекулярные полициклические углеводороды.

Процесс деасфальтизации остаточного сырья техническим пропаном ? жидкофазный процесс, осуществляемый во избежание испарения растворителя при давлении около 4 МПа. Выход деасфальтизата соответствующего качества в значительной мере определяется характером сырья и колеблется в широком диапазоне ? от 26 до 90 % (масс.). С ужесточением требований к качеству деасфальтизата и увеличением коксуемости сырья выход деасфальтизата уменьшается. Применяют установки одноступенчатой и двухступенчатой деасфальтизации гудронов жидким пропаном.

Целевым продуктом одноступенчатой установки деасфальтизации гудронов жидким пропаном является деасфальтизат, в котором концентрация парафино-нафтеновых углеводородов значительно выше, чем в сырье. Пропан растворяет предпочтительно парафиновые, парафино-нафтеновые и легкие ароматические углеводороды, присутствующие в гудроне или концентрате. Асфальтены, смолы и полициклические ароматические углеводороды концентрируются в побочном продукте ? битуме деасфальтизации, который отводится в смеси с пропаном (30?35 % масс. на смесь) с низа деасфальтизационной колонны.

Содержание металлов (никеля и ванадия) в деасфальтизате значительно меньше, чем в сырье; глубокого же обессеривания не наблюдается.

Установка включает следующие основные секции: деасфальтизации, регенерации пропана при высоком давлении (от 2,5 до 1,8 МПа), регенерации пропана при низком давлении (несколько превышающем атмосферное).

Остаточное сырье (гудрон или концентрат) насосом подается через паровой подогреватель 3 в среднюю часть деасфальтизационной колонны 4. На некоторых установках в сырье перед входом его в подогреватель 3 вводят пропан (умеренное количество), причем во избежание гидравлического удара используют смеситель.

Сжиженный пропан, забираемый из приемника 11 насосом 10, направляется через паровой подогреватель 2 в нижнюю зону колонны 4. В средней части колонны пропан в восходящем потоке контактирует с опускающимися более нагретым сырьем и внутренним рециркулятом. В зоне контактирования расположены тарелки жалюзийного или насадочного типа. Для равномерного распределения по поперечному сечению колонны сырье и пропан вводятся в нее через распределители трубчатой конструкции с большим числом отверстий, обращенных вниз ? для сырья и вверх ? для пропана.

Раствор деасфальтизата до выхода из колонны 4 нагревается в верхнем встроенном подогревателе 5 и далее отстаивается в самой верхней зоне колонны 4 от выделившихся при нагреве тяжелых фракций, так называемых «смол».

Пройдя регулятор давления 6, раствор деасфальтизата поступает в испаритель 14, обогреваемый водяным паром низкого давления, а затем в испаритель 16, обогреваемый паром повышенного давления.

Водяной пар вводится в трубные пучки испарителей 14 и 16. Температура кипящего раствора в первом из них менее высокая, чем во втором. По пути из колонны 4 в испаритель 14 часть пропана переходит в парообразное состояние вследствие вскипания при снижении давления примерно с 4,0 до 2,4 МПа.

Выходящий из испарителя 16 раствор деасфальтизата, содержащий относительно небольшое количество пропана (обычно не более 6 % масс.), обрабатывается в отпарной колонне 23 открытым водяным паром. С верха этой колонны уходит смесь пропановых и водяных паров, а с низа -- готовый деасфальтизат, направляемый насосом 21 через холодильник 22 в резервуар. Полноту удаления пропана контролируют по температуре вспышки деасфальтизата.

Битумный раствор, выходящий из деасфальтизационной колонны снизу, непрерывно поступает через регулятор расхода 9 в змеевик печи 19. На выходе из этого змеевика значительная часть пропана находится в парообразном состоянии. Пары отделяются от жидкости в горизонтальном сепараторе 20, работающем под тем же давлением, что и испаритель 16. Остатки пропана отпариваются открытым водяным паром в битумной отпарной колонне 25. Битум деасфальтизации откачивается с низа этой колонны поршневым насосом 26, за которым следует холодильник 27.

Пары пропана высокого давления по выходе из аппаратов 14, 16 и 20 поступают через каплеотбойник 15 в конденсаторы-холодильники 13 и 12. Сжиженный пропан собирается в приемнике 11. В конденсаторах-холодильниках 13 и 12 пары пропана конденсируются под давлением, близком, к рабочему давлению в аппаратах 16 и 20, то есть при 1,7-1,8 МПа. Этим достигается необходимый температурный перепад между теплоотдающей и охлаждающей средами без применения компрессора. На некоторых установках пары пропана, выходящие из сепаратора 20 и освобожденные от увлекаемых капель битума, являются теплоносителем для одного из испарителей.

Пары пропана низкого давления, выходящие в смеси с водяным паром из отпарных колонн 23 и 25, освобождаются от водяного пара в конденсаторе смешения 28 и затем, пройдя каплеуловитель 18, сжимаются компрессором 17 и направляются в конденсатор-холодильник 12а. Потери пропана восполняются подачей его извне в приемник 11. Если пропан вводится в деасфальтизационную колонну через два внутренних распределителя, то пропан, направляемый в расположенный выше распределитель, предварительно нагревают до более высокой температуры (например, до 70 °С) по сравнению с пропаном, подаваемым через нижний распределитель (на схеме показан только один распределитель пропана).

Для уменьшения уноса парами мелких капель жидкости в верхних частях аппаратов 23, 25 и 28 расположены отбойные тарелки 24 насадочного типа (слой из колец Рашига).

На установках деасфальтизации довольно большой расход водяного пара, причем предусмотрена проверка чистоты его конденсата, поскольку при недостаточной плотности соединений в испарителях или подогревателях растворы, находясь под более высоким давлением, могут проникать в зоны конденсации водяного пара. На многих установках имеется колонна щелочной очистки от сероводорода паров технического пропана, выходящих из конденсатора смешения 28.

Технологическая схема установки представлена на рисунке 10.



1, 10, 21, 26 ? насосы; 2, 3 ? паровые подогреватели; 4 ? колонна деасфальтизации; 5 ? встроенный подогреватель; 6 ? регулятор давления; 7 ? конденсатоотводчик; 8 ? указатель уровня; 9 ? регулятор расхода; 11 ? приемник; 12, 12а ? водяные конденсаторы-холодильники; 13 ? воздушный конденсатор паров пропана; 14,16 ? испарители; 15 ? каплеотбойник; 17 ? компрессор; 18 ? каплеуловитель; 19 ? трубчатая печь; 20 ? сепаратор; 22, 27 ? водяные холодильники; 23, 25 ? отпарные колонны; 24 ? каплеотбойник насадочного типа; 28 ? конденсатор смешения

Рисунок 10 Технологическая схема установки одноступенчатой деасфальтизации гудрона жидким пропаном

3.10 Установка коксования

Основное целевое назначение установки замедленного коксования (УЗК) ? производство крупнокускового нефтяного кокса. Наибольшими массовыми потребителями нефтяного кокса в мире и в нашей стране являются производства анодной массы и обожженных анодов для алюминиевой промышленности и графитированных электродов для электросталеплавления. Широкое применение находит нефтяной кокс при изготовлении конструкционных материалов, в производстве цветных металлов, кремния, абразивных (карбидных) материалов, в химической и электрохимической промышленностях, космонавтике, ядерной энергетике.

Кроме кокса на УЗК получают газы, бензиновую фракцию и газойлевые (коксовые) дистилляты.

Газы коксования используют в качестве технологического топлива или направляют на ГФУ для извлечения пропан-бутановой фракции, являющейся ценным сырьем для нефтехимического синтеза.

Получающиеся в процессе коксования бензиновые фракции (5-15 % мас.) характеризуются невысоким ОЧ (60 по моторному методу) и низкой химической стабильностью, повышенным содержанием серы (до 0,5 % мас.), требуется их дополнительное гидрогенизационное и каталитическое облагораживание.

Легкий газойль коксования является одним из компонентов, поступающих на установку гидроочистки дизельной фракции.

Принципиальная технологическая схема установки коксования представлена на рисунке 11.

Потоки: I ? сырье; II ? стабильный бензин; III ? легкий газойль; IV ? тяжелый газойль; V ? головка стабилизации; VI ? сухой газ; VII ? кокс; VIII ? пары отпарки камер; IX ? водяной пар

Рисунок 11 Принципиальная технологическая схема двухблочной установки замедленного коксования

Сырьем установки является гудрон и асфальт, полученный на установке деасфальтизации гудрона.

Основным показателем качества сырья является плотность, коксуемость по Конрадсону, содержание серы и металлов и групповой химический состав.

Поскольку сырье представляет собой тяжелый остаток, богатый смолами и асфальтенами (то есть коксогенными компонентами), имеется большая опасность. что при такой высокой температуре оно закоксуется в змеевиках самой печи. Поэтому для обеспечения нормальной работы реакционной печи процесс коксования должен быть «задержан» до тех пор, пока сырье, нагревшись до требуемой температуры, не поступит в коксовые камеры. Это достигается благодаря обеспечению небольшой длительности нагрева сырья в печи (за счет высокой удельной теплонапряженности радиантных труб), высокой скорости движения по трубам печи. Опасность закоксовывания реакционной аппаратуры, кроме того, зависит и от качества исходного сырья, от его агрегативной устойчивости. Так, тяжелое сырье, богатое асфальтенами, но с низким содержанием полициклических аренов, характеризуются низкой агрегативной устойчивостью, и оно быстро рассла-ивается в змеевиках печи, что является причиной коксоотложения и прогара труб. Для повышения агрегативной устойчивости на современных УЗК к сырья добавляют ароматизированные концентраты, как экстракты масляного производства, тяжелый газойль каталитического крекинга, тяжелую смолу пиролиза.

Технологические параметры процесса: температура входа сырья в камеру ? 490-510 °С, температура паров из камеры ? 440-460 °С, давление 0,2-0,4 МПа.



3.11 Установка алкилирования

Назначение процесса ? производство высокооктанового изокомпонента бензинов алкилированием изобутана бутиленами и пропиленом. Целевой продукт процесса ? алкилат, состоящий практически нацело из изопарафинов, имеет высокое октановое число (90-95 по моторному методу).

К основные факторы процесса относятся:

- качество сырья;

- катализаторы;

- температура;

- давление;

- соотношение изобутан: олефин;

- соотношение катализатора к сырью.

Обычно изобутан алкилируют бутиленом или пропиленом. Процесс проводят в присутствии кислотных катализаторов, поэтому строго ограничивают содержание в сырье соединений, проявляющих основные свойства: соединения азота, щелочь. Также в сырье ограничивается содержание влаги и сернистых соединений. При алкилировании изобутана бутиленами ограничивают содержание легких сумма С₃ и тяжелых сумма С₅. Обычно в качестве сырья бутан-бутеленовой фракции (ББФ) используются газы каталитического крекинга, коксования. Нежелательные компоненты сырья - углеводороды С₂-С₃, приводящие к росту давления.

В качестве катализаторов применяются серная и фтороводородная кислота. Растворимость изобутана в Н₂SО₄ невелика и приблизительно в 30 раз ниже, чем в НF. Олефины в этих кислотах растворяются достаточно хорошо и быстро. В этой связи концентрация изобутана на поверхности раздела фаз намного меньше концентрации олефинов, что обусловливает большую вероятность протекания реакций полимеризации олефинов. Поэтому процесс необходимо вести при постоянном перемешивании.

По совокупности каталитических свойств НF более предпочтителен, чем Н₂SО₄. Процессы фтористоводородного алкилирования характеризуются следующими основными преимуществами по сравнению с сернокислотным:

- меньший выход побочных продуктов;

...