Технологическая схема нефтеперерабатывающего завода

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1.Теоритические основы процессов переработки нефти

1.1 Индексация нефтей и ее связь с технологией их переработки

2. Физические основы подготовки и первичной переработки нефти

2.1 Подготовка нефти к переработке

2.2 Нефтяные масла

2.3 Способы разрушения нефтяных эмульсий

2.4 Первичная переработка нефти

2.5 Классификация ректификационных колонн

2.6 Классификация установок первичной переработки нефти

3. Характеристика нефти и получаемых продуктов. Индексация нефти

4. Выбор и обоснование варианта переработки нефти

5. Разработка поточной технологической схемы нефтеперерабатывающего завода (НПЗ)

6. Краткое описание технологических процессов, входящих в схему НПЗ

6.1 Подготовка и первичная пеработка нефти

6.2 Вторичная перегонка

6.3 Каталитический риформинг

6.4 Гидроочистка

6.5 Каталитический крекинг

6.6 Процесс замедления коксования

6.7 Депарафинизация

6.8 Газофракционирующая установка (ГФУ)

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Нефть известна человеку с древнейших времен. Учеными установлено, что более 500 тысяч лет назад нефть уже была обнаружена на берегу Каспийского моря, а за 6 тыс. лет до нашей эры отмечался выход на поверхности земли нефтяного газа на Кавказе и в Средней Азии. Более 2 тысяч лет тому назад нефть стали применять в строительстве, военном деле и медицине.

Лишь во второй половине прошлого века человек открыл удивительные возможности "черного золота". Развитие промышленности потребовало огромное количество смазочных средств, нового более дешевого и более эффективного, чем уголь и топливо, в принципиально новых источников света. Все это могла дать только нефть. В 1785 г.был построен первый нефтеперегонный завод в России на реку Ухте, затем в1823 г.- второй на Северном Кавказе около г.Моздок. На этих заводах из нефти отгоняли осветительный керосин, а легко испаряющийся головной продукт перегонки бензин и тяжелый остаток-мазут сжигали в мазутных ямах, так как не находили применения.

Первоначально нефть перегоняли в кубах периодического действия, затем, начиная с середины 80-х гг. XIX в. на кубовых батареях непрерывного действия.

В 1879 г. В.Г.Шухов изобрел форсунку, которая быстро вытеснила самые разнообразные устройства, применявшиеся для сжигания жидкого топлива. В результате этого балласт производства - мазут, стал применяться в качестве топлива для паровых котлов. В том же году Д.И.Менделеев показал возможность получения минеральных смазочных масел перегонкой в вакууме или в токе водяного пара. Нефтяные масла стали вытеснять животные жиры и растительные смазочные масла из всех отраслей техники.

В 1890 г. В.Г.Шухов и С.П.Гаврилов запатентовали трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия - про образ современных установок для перегонки нефти.

Нефтеснабжение стало одной из важнейших мировых экономических и политических проблем. /2/

1. Теоретические основы первичной переработки нефти

1.1 Индексация нефти и ее связь с технологией их переработки

В зависимости от свойств получаемых нефтепродуктов выбирают наиболее рациональные, экономически выгодные пути переработки нефти. Для определения наиболее приемлемого варианта переработки нефти приводят классификацию. Существует несколько видов классификаций. Когда нефтепереработка только начала развиваться, нефти делили на три вида в зависимости от плотности: легкий, средний, утяжеленные. Позже появилась классификация горного бюро США, затем классификация ГрозНИИ, но в настоящее время наибольшее применение находит технологическая классификация.

Технологические классификации обычно преследуют прикладные цели и часто носят ведомственный характер. В основу их положены признаки, имеющие значения для технологии переработки нефти или получения того или иного ассортимента продуктов.

В нашей стране с 1991г. Действует технологическая классификация нефтей (таблица 1.) Нефти подразделяют по следующим показателям на: 1) три класса (I-III) по содержанию серы в нефти (малосернистые, сернистые и высокосернистые), а также в бензине(н.к. - 180єC), в реактивном (120 - 240єС) и дизельном топливе (240 - 350єС); 2) три типа по потенциальному содержанию фракций, перегоняющихся до 350єС (Т - Т); 3) четыре группы по потенциальному содержанию базовых масел (М - М); 4) четыре подгруппы по качеству базовых масел, оцениваемому индексом вязкости (И - И); 5) три вида по содержанию парафинов

Принятая в России технологическая классификация приведена в таблице 1.

Таблица 1.1 - Технологическая классификация

Класс нефти	Содержание серы, %(масс)
	Нефть	Бензин (н.к.-180 °C)	Авиац. кер. (120-240 °C)	Дизельное топливо (240-350 °C)
1 (малосернистая)	?0,5	?0,1	?0,1	?0,2
2 (сернистая)	0,5-2,0	?0,1	?0,25	?1,0
3 (высокосернистая)	2,0	>0,1	>0,25	>1,0
Тип нефти	Содержание фракций до 350 °C, %(масс)
1 (легкая)	?55,0
2 (средняя)	45-54,9
3(утяжеленная)	?45
Группа нефти	Потенциальное содержание базовых масел. % (масс)
	на нефть	на мазут свыше 350 0С
1	>25	>45
2	15-24,9	45
3	15-24,9	30-44,9
4	<15	<30
Подгруппа нефти	Индекс вязкости
1	>95
2	90-95
3	85-90
4	<85
Вид нефти	Содержание парафина, % (масс)	Требования по депарафинизация
		не требуется	требуется
1 (малопарафинистая)	?1,5	Для получения реактивного и дизельного топлив и дистилятных базовых масел	_
2 (парафинистая)	1,51-6.0	Для получения реактивного и летнего дизельного топлива	Для получения зимнего дизельного топлива дистилятных базовых масел
3 (высокопарафинистая)	>6,0	__	Для получения реактивного топлив и дистилятных базовых масел

Как видно из этих норм по содержанию серы и парафина, требования касаются не только нефти, но и качества наиболее употребляемых топлив (и базовых масел), причем определяющим для отнесения нефти к тому или иному классу или виду являются требования по дистиллятам.

Шифр нефти по этой классификации записывается пятизначным числом с точками. Например,3.1.-.-.1. малосернистая нефть, со средним содержанием светлых дистиллятов, с достаточно высоким содержанием парафина.

Шифр нефти является как бы ее технологическим паспортом, определяющим направление ее переработки (на топлива или масла), набор технологических процессов (сероочистка, депарафинизация) и ассортимент конечных продуктов.

2. Физические основы подготовки и первичной переработки нефти

2.1 Подготовка нефти к переработке

Добываемая из недр земли нефть помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей - частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5 %, а количество воды может изменяться в широких пределах.

Присутствие в нефти механических примесей затрудняет её транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействуют образованию стойких эмульсий.

Вода в нефти приводит к дополнительным экономическим затратам на транспортировку нефти, так как является ненужным балластом. Наличие воды в нефти, поступающей на переработку, приводит к повышению давления в змеевиках печей и теплообменников, за счет перехода воды паровую фазу при нагревании. Чрезмерное повышение давления может привести к разрыву змеевика печи или теплообменника. Минеральные соли, содержащиеся в нефти, могут вести себя по-разному. Часть минеральных солей подвергается гидролизу с образованием кислоты, которая приводит к коррозии аппаратуры, а соли, которые не подвергаются гидролизу, могут отлагаться в виде накипи в змеевиках печей и теплообменников, снижая коэффициент теплоотдачи. В нефти, поступающей на первичную переработку, допускается содержание воды не более 0,2 %, а минеральных солей не более 5 мг на 1 л.

2.2 Нефтяные масла

Нефть с водой образуют 2 типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти».

Эмульсией называются система из двух нерастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших частиц. Та жидкость, которая находится во взвешенном состоянии в объеме другой, называется дисперсионной фазой, а та, в которой распределена эта жидкость, - дисперсионной средой. Образованию нефтяных эмульсий предшествует интенсивное перемещение нефти с водой при добыче. При этом за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз «нефть - вода» адсорбируется вещества, образуя прочный адсорбционный слой называемый эмульгатором. В случае эмульсии «вода в нефти» в качестве эмульгаторов выступают частицы глины и песка, соли, смолы. Наличие этого адсорбционного слоя препятствует слиянию и укреплению частиц дисперсионной фазы при их столкновении, с последующим их осаждением. Стойкость нефтяных эмульсий зависит от физико-химических свойств (плотности, вязкости), степени дисперсионности (чем меньше диаметр частиц дисперсионной фазы, тем труднее разрушить эмульсию), а также времени существования эмульсию (эмульсии имеет свойство «стареть», т.е. с увеличением времени существования, увеличивается и ее стойкость к разрушению).

2.3 Способы разрушения нефтяных эмульсий

Все способы разрушения нефтяных эмульсий направлены на разрушение адсорбционного слоя с последующим слиянием, укрупнения и осаждением частиц дисперсионной среды.

Существуют механические, термические, химические и электрические методы разрушения эмульсий:

1. К механическим способам разрушения эмульсий относятся: отстаивание, центрифугирование, фильтрование:

- отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям. В этом случае отделение воды происходит за счет разности плотностей двух сред (частиц воды оседают под действием собственных сил тяжести). Отстаивание применяются на нефтепромыслах в местах добычи нефти.

- центрифугирование основано на разрушении нефтяных эмульсий за счет их вращения в центрифугах. При этом под действием центробежной силы частицы воды отбрасываются на стенки центрифуги и стекают вниз. Э тот метод не нашел применения в промышленности из-за больших энергозатрат, он применяется только в лабораторных условиях.

- фильтрование основано на различной смачиваемости фильтра некоторыми жидкостями. Для разрушения нефтяных эмульсий в качестве фильтра можно использовать опилки древесины, стекловату. В этом случае фильтр смачивается водой и не смачивается нефтью. Но из-за загрязнения фильтра и необходимости его частной смены, этот метод также применяется только в лабораторных условиях;

2. Термический метод - основан на применении нефтяных эмульсий. При этом частицы дисперсионной фазы расширяется или абсорбционная пленка лопается, что приводит к слиянию частиц;

3.Химический метод основан на применении поверхностно-активных веществ, действующих как деэмульсаторы.

4.Электрические методы основаны на том, что под воздействием на эмульсию электрического поля, созданного высоким напряжением переменного тока, пленка разрывается и эмульсия разрушается. Установка ЭЛОУ (электрообезвоживающая установка) широко применяется на промыслах нефтеперерабатывающих заводах для глубокого обезвоживания и обессоливания.

Разрушение нефтяных эмульсий в электродегидраторах происходит в трех зонах: первая зона - это зона отстаивание воды с деэмульгатором. Эмульсия из маточника попадает в слой воды, в результате чего происходит отделение от эмульсии наиболее крупных капель. Затем, эмульсия, поднимаясь вверх, попадает во вторую зону, в зону слабого электрического поля. Она расположена между уровнем воды и нижним электродом. В этой зоне происходит отделение от нефти по размеру средних капель воды, что позволяет разгрузить третью зону, расположенную между электродами, В этой зоне наиболее сильное электрическое поле, под действием которого происходит отделение от нефти самых капель воды.

Рисунок 2.1- Устройство электродегидратора

2.4 Первичная переработка нефти

Нефть - чрезвычайно сложная, широко кипящая жидкость. Она представляет собой смесь взаимно растворенных углеводородов. Начало кипения при температуре 28°C. В ее состав входят в различных количествах парафиновые, циклопарафиновые, ароматические углеводороды, а также она характеризуется наличием в ней гетероатомных веществ и асфальтосмолистых соединений, которые отличаются друг от друга молекулярной массой и химическим строением, так и температурой кипения. Первый процесс переработки нефти заключался в разделении нефти на части по температуре кипения. Эти части называются фракциями. Каждая фракция имеет начало кипения - нижний предел, конец кипения - верхний предел. Физические нефти производится на установках первичной переработки нефти с применением процессов дистилляции и ректификации. При этом нефть кипит, и часть ее переходит в паровую фазу. Компоненты нефти, переходящие в паровую фазу, называются низкокипящими (НКК), а другие компоненты, остающиеся в жидкой фазе, называются высококипящими (ВКК). После конденсации паров получают легкую фракцию, оставшаяся жидкая фаза - тяжелая фракция. Существует простая и сложная перегонка.

Перегонкой (дистилляцией) называют процесс физического разделения смеси нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения.

По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку.

Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением.

Перегонка может быть осуществлена однократным испарением, многократным испарением, постепенным испарением, При однократным испарением в течении всего времени нагревания смеси продуктов до определенной конечной температуры образующейся пары не выводятся из системы и остаются в контакте с жидкостью. После того, как сообщение тепла заканчивается, вся парожидкостная смесь выводиться в сепаратор. Здесь образовавшиеся пары в один прием отделяются от жидкости.

При многократном осуществлении процесса разделения фаз производится в несколько приемов. Многократное испарение состоит из повторяющихся несколько раз процессов однократного испарения. Методом простой перегонки не удается достичь четкого разделения на фракции по температуре кипения, что необходимо производство качественных нефтепродуктов. Поэтому в промышленности осуществляют сложная перегонка.

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

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

Ректификацией называется диффузионный тепло- и массообменный процесс разделения жидкостей, различающихся по температурам кипения, за счет противоточного многократного контактирования паров и жидкости.

Ректификация осуществляется в ректификационных колоннах, снабженных тарелками или насадкой, позволявшими создать тесный контакт между паром, подающимся вверх, и жидкостью, стекающей вниз колоне, в результате которого паровая фаза обогащается НКК, а жидкостная фаза - ВКК. Средняя часть колоны, в которую подается сырье, называются питательной секцией. В эту секцию подается нагретое до определенной температуры сырье и происходит его однократное испарение, при этом образуется паровая фаза, которая поднимается вверх, и жидкостная фаза, которая стекает вниз. Секция колонны, которая располагается выше питательной, называется концентрационной. Она предназначена для ректификации паровой фазы. Для создания жидкостного орошения в этой секции на первую тарелку подает холодное орошение, в качестве которого используют верхний продукт колонны (ректификат). Ниже питательной располагается отгонная секция, предназначенная для ректификации жидкой фазы. Для создание парового орошения в этой секции в нижнюю часть колонны подается либо испаряющий агент, либо «горячая струя», в качестве которой используют остаток колонны, нагретый в печи. Жидкость, стекающая по колонне, называется флегмой.



2.5 Классификация ректификационных колонн

нефтеперерабатывающий завод технологический

Ректификации колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат различного диаметра (1,5-3,5м), высота (от 10-12 до 30-35м), изготовляются, она из специальной марки стали, и оснащена специальными контактами устройствами.

Все ректификационные колонны делят по нескольким признакам:

- по количеству отбираемых продуктов различают простые и сложные колонны (простой называют колонну, в которой отбирают два продукта - верхний и нижний и сложной называют колонну, в которой отбирают три и более продукта: сверху, снизу и сбоку колонны);

- по технологическому режиму в колонне различают: колонны, работающие при атмосферном давлении или близком к нему (колонны, работающие под избыточным давлением и колоны, работающие под вакуумом);

- по типу контактных устройств (колонны насадочного типа, роторно-дисковые колонны и тарельчатые колонны).

2.6 Классификация установок первичной переработки нефти

Вариант переработки нефти выбирают в зависимости от шифра нефти. В связи с тем, что светлые фракции (до 350 ?C) всегда используется в качестве топлив, варианты переработки нефти выбирают в зависимости от группы и подгруппы нефти. Принципиальная технологическая схема АВТ принимается после выбора варианта переработки.

При выборе схемы следует учесть состав и характеристики перегоняемой нефти, а также ассортимент, требования к качеству получаемых продуктов.

Атмосферная трубчатка (АТ). Этот блок предназначен для отбора от нефти светлых нефтепродуктов при атмосферном давлении. В атмосферной части схема перегонки может быть с однократным испарением и двукратным испарением: а) с предварительным отбензиниванием нефти; б) с предвратительным испарением легких фракций.

Выбор той или иной схемы зависит от типа нефти и ее класса (особенного по меркаптановой сере), а также содержащихся в нефти растворенных газов. При выборе каждой из этих схем следует учитывать недостатки и преимущества.

Установки с однократным испарением (ОИ) применяются при перегонке стабильных нефтей с незначительным содержанием растворенных газов. Они обеспечивают минимальные энергозатраты и меньшую металлоемкость по сравнению другим схемами. Существенный недостаток этих установок - отсутствие технологической гибкости для перевода на новое сырье и др. ассортимент продуктов, а также большие потери фракций, выкипающих до 350 ?C, с мазутом.

Рисунок 2.3- Схема установки с однократным испарением

При двукратном испарении (с предварительным отбензиниванием) бензиновая фракция и УВ газ отбираются в отбензинивающие колонне, а в основной отбирается легкая и тяжелая керосиновые фракции. Эта схема переработки нефти применяются не при наличии в нефти большого количества растворенных газов и бензиновой фракции, а при переработке обводненных, технологическая гибкость, возможность снижения давления и нагрузки печи от легких фракций. Недостатком этой установки являются энергоемкость, обусловленная необходимостью нагрева нижней части отбензинивающей колонны «горячей струей». Отбензиненную нефть приходится нагревать до более высокой температуры (390 ?C), что снижает качество масляных дистиллятов, находящихся в мазуте (рис. 2.4).

Рисунок 2.4 - Схема установки с двукратным испарением (предварительным отбензинованием)

Разновидностью блока АТ с двукратным испарением являются схема с предварительным испарением легких фракций, т.е. с эвапоратором. По этой схеме, нагретая в теплообменнике или в печи нефть поступает в испаритель, в котором за счет однократного испарения разделяется на паровую и жидкостную фазы. Паровая фаза из испарителя подается в питательную секцию сложной ректификационной колонны. Достоинствами являются снижение нагрузки на печь и гидравлическое сопротивление печи. Недостатком являются увеличение нагрузки по парам в сложной ректификационной колонне, т.к. в ней происходит ректификация и паров из испарителя и паров, образовавшихся за счет нагревания жидкой фазы в печи. Эта схема переработки нефти применяются крайне редко (рис. 2.5).



Рисунок 2.5- Схема установки с двукратным испарением (предвратительным испарением легких фракций)

Вакуумная трубчатка (ВТ). Этот блок предназначен для перегонки мазута. В зависимости от варианта переработки нефти от мазута отбирают вакуумный газойль (350-500 ?C) - топливный вариант или масляные дистилляты (350-400, 400-450, 450-500 ?C) - топливно-масленый вариант. При отборе от мазута вакуумного газойля применяют схему с ОИ, т.е. мазут после нагрева в печи поступает в в вакуумную колонну, где от него отбирпются вакуумный газойль, а снизу колонны выводится гудрон (рис.2.6).



Рисунок 2.6- Схема установки с однократным испарением (при перегонки мазута топливным вариантом)

В случае отбора от мазута масляных дистиллятов и когда требуется высокая четкость разделения, применяют схему вакуумного блока с двукратным испарением. В этом случае в первой вакуумной колоне отбираются от мазута широкая масляная фракция (350-500 и 350-520 ?C), а затем эта фракция разделяются на узкие масляные дистилляты во второй вакуумной колонне, но эксплуатационные расходы на перегонку мазута по этой схеме значительно выше.

Рисунок 2.7- Схема установки с двукратным испарением (при перегонки мазута топливно-масляным вариантом)

В настоящее время атмосферные и вакуумные блоки строят в составе одной установки, что позволяет значительно снизить:

а) протяженность трубопровод;

б) число промежуточных емкостей;

в) эксплуатационные затраты;

г) количество обслуживаемого персонала.

3. Характеристика нефти и получаемых продуктов

Индексация нефти

Таблица 3.1-Физико - химическая характеристика нефтей

Наименование	Значение
Плотность при 20°С, кг/м3	0,8300
Молекулярный вес	-
Кинематическая вязкость
	при 20°	-
	при 50°	2,30
Температура застывания, °С
	С обработкой	-
	Без обработки	-
	вспышки в закрытом тигле	-
Давление насыщенных паров, мм, рт, ст.
		При 50°	-
Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти		При 88°	-
Выход фракций, вес %	До200°С	31,0
	До 350°С	61,0
Парафин	Содержание, %мас	10,2
Содержание,%мас.	Температура плавления,°С	57
	Серы	0,55
	Азота	-
	Смолселикагелевых	-
	Смолсернокислотных	12
Асфальтенов	0,23
Зольность, % мае.	0,017
Коксуемость	1,60

Таблица 3.2 - Характеристика легких керосиновых дистиллятов

Температура, отбора °С	120-220
Выход (на нефть), %	22,2
20	0,7760
Фракционный состав	н.к	137
	10%	150
	50%	177
	90%	217
	98%	227
Темп-pa, °С	Помутнение	-60
	Вспышки в закрытом тигле	32
Высота некоптящего пламени, мм	-
Октановое число	-
Содержание серы %	0,55
Кислотность мг КОН на 100 мл дистиллята.	-

Таблица 3.3 - Потенциальное содержание фракций нефтей

Температуры, °С	Выход, % масс	Температуры, °С	Выход, % масс
28	-	270	45,3
(газ, до Q)	-	280	47,4
60	3,3	290	49,6
62		300	51,7
85	5,8	310	53,6
95	8,0	320	55,8
100	9,3	330	57,6
105	10,1	340	58,8
110	11,3	350	61,0
120	13,1	360	63,0
122	13,5	370	65,8
130	15,3	380	66,8
140	17,5	390	68,4
145	18,5	400	70,0
150	19,6	410	71,6
160	21,7	420	73,5
170	23,7	430	74,8
180	26,5	440	76,2
190	27,8	450	78,0
200	31,3	500	84,2
210	33,1	Остаток	15,8
220	35,3
230	37,1
240	38,6
250	40,1
260	42,7

Таблица 2.5 Характеристика бензиновой фракции(28-180°С)

Температура отбора °С	28-180
Выход (на нефть), %	13,1
и	0,7160
Фракционный состав.	н.к.	45
	10%	64
	50%	86
	90%	106
Содержание серы, %	0,036
Октановое число,	Без ТЭС	-
	С 0,6 гТЭСна1кг фр.	-
	С 2,7 г ТЭС на 1 кг фр.	-
Кислотность, мг КОН на 100мм фракции	-
Давление насыщенных паров (при 38°С) мл. рт. ст.	-

Общие свойства Мухановской Д₃ нефти

Наименование	Значение
1	2
Плотность,	0,8300
Температура застывания, °С	-
Температура вспышки, °С	-
Коксуемость, % масс.	1,60
Содержание, % масс:
- смол силикагелевых	-
- асфальтенов	0,23
- парафина	2,7
- серы	0,55
-азота	-
Кислотное число, мг/г	0,08
Фракционный состав, °С н.к	48
10%	68
50%	125
90%	171

Свойства определяющие шифр Мухановской Д₃ нефти

Наименование	Значение
1	2
1. Содержание серы, % масс. - в нефти - в бензине (н.к.-120°С) - в дизельном топливе (240-3 50°С)	0,55 0,21 -
Класс нефти:	3
2. Содержание фракций, выкипающих до 350°С, % масс.	61
Тип нефти:	1
3. Суммарное содержание базовых масел, % масс. - на нефть - на мазут	- -
Группа нефти:	-
4. Индекс вязкости базовых масел:	-
Подгруппа нефти:	-
5. Содержание парафина в нефти, % масс.	2,9
Вид нефти:	2
Шифр нефти:	3.1.-.-.2

На основе данных таблиц составим шифр месторождения Мухановской Д_III нефти. Шифр: 3.1.-.-.1- легкая парафинистая нефть с высоким содержанием серы.

4. Выбор и обоснование варианта переработки нефти

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем развития техники нефтепереработки и потребностями в товарных нефтепродуктах данного экономического района.

Различают три основных варианта переработки нефти:

- топливный;

- топливно-масляный;

- нефтехимический (комплексный).

По топливному варианту нефть перерабатывают в основном на моторные и котельные топлива. При одной и той же мощности завода по нефти топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями.

Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой:

а) при глубокой переработки нефти стремятся получить максимально высокий выход высококачественных моторных топлив, дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей путем вовлечения в их производство остатков атмосферной и вакуумной перегонок, а также нефтезаводских газов. 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, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например, коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлено на увеличение выхода высококачественных бензинов. Глубина переработки нефти достигает до 70-90% масс.

б) при неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно - масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное число технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкупающие выше 350°C), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций отбеливающими глинами.

При любом из двух разобранных вариантов переработки нефти следует предусматривать процессы по производству сырья для нефтехимической промышленности: этилена, пропилена, бутиленов, бензола, толуола и др. Из года в год увеличивается доля нефти, используемой как сырье для нефтехимической промышленности.

Нефтехимическая и комплексная переработка нефти предусматривает наряду с топливами и маслами производство сырья для нефтехимии (ароматические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза и др.), а в ряде случаев - выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза.

Вариант нефтехимической переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимических продуктов и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями.

Выбор того или иного варианта переработки нефти, а, следовательно, и схемы промышленной установки первичной переработки нефти, обусловлен качеством исходной нефти и зависит также от ассортимента намеченных к выработке продуктов с заданными интервалами выкипания.

Экономически целесообразным вариантом переработки нефти является топливный вариант исходя из шифра нефти 1.2.2.2.3. в связи с низким содержанием в месторождения Мухановской Д₃ нефти масляных фракций. А для получения выбранных конечных продуктов с приведенными выше свойствами, выберем трехступенчатую схему атмосферно - вакуумной перегонки нефти. В основу разрабатываемой схемы положим одну из промышленных схем АВТ с трехкратным испарением.

Продукты установки АВТ

1.Углеводородный газ, выделяемый из нефти, содержит значительное количество пропана и бутана, частично пентана. Этот газ направляется на ГФУ. Полученные из него фракции используют как бытовые и промышленные топлива, сырье на установках пиролиза, алкилирования (получения алкил - бензина). Полимеризации (получения полимер - бензина).

2. Бензиновая фракция (28-180°C). В основном подвергается вторичной перегонке с получением фракций.

3. Керосиновая фракция (180-240°C) используется для получения реактивных топлив, а также в качестве осветительного керосина.

4. Дизельных фракции (240-350°C) используется для производства различных сортов дизельных топлив.

5. Мазут (остаток выше 350°C) используется для получения котельного топлива, а также в качестве сырья установок термокрекинга.

6. Вакуумный газойль(350-500°C) используется в качестве сырья установок каталитического крекинга для получения высокооктановых бензинов.

7. Гудрон (остаток выше 500°C) используется в качестве сырья установок термокрекинга.

5. Разработка поточной технологической схемы нефтеперерабатывающего завода (НПЗ)

Согласно выбранному варианту переработки нефти наиболее целесообразным является следующая поточная технологическая схема НПЗ топливным вариантом (рис.6.1).

Нефть подвергается предварительному обезвоживанию и обессоливанию, на блоке ЭЛОУ.

По принятой схеме нефть проходит три ступени перегонки: предварительной отбензинивание, собственно разделение на фракции и последующую вакуумную перегонку мазута.

Полученные фракции направляются на следующие блоки:

1. Углеводородный газ, полученный на установке АВТ, направляется на ГФУ, где он разделяется на сухой (метан - этана) и сжиженный газы (пропановая, бутановая, изопентановая фракции). Сухой газ используется как бытовое и промышленное топливо. Сжиженный газ направляется на блок сжиженных углеводородных газов. Они (сжиженные газы) могут использоваться как баллонное топливо, направляться на установки алкилирования.

2. Бензиновая фракция (28-180°С) направляется на вторичную перегонку. Она разделяется на две части: бензиновую фракцию 28-85°С, направляемую на изомеризацию (но мы ее на изомеризацию не будем отправлять, чтобы лишний процесс не добавлять, А направим сразу на добавление к товарным бензинам для улучшения их пусковых свойств). Бензиновую фракцию 85-180°С, направляемую на каталитический риформинга, где из нее получают высокооктановый бензин и ВСГ. Бензин риформинга направляется в блок «товарных бензинов», где он смешивается с бензиновой фракцией 28-85 °С. Углеводородный газ направляется вместе с другими газами на ГФУ, а ВСГ- на гидроочистку.

3. Керосиновая фракция (180-240 °С). В зависимости от содержанием серы в ней определяют проводить гидроочистку или нет. В соответствии с шифром нефти гидроочистка для керосиновой фракции не требуется. Далее необходимо провести депарафинизацию, но в данном случае мы этот процесс опустим и направим ее в блок «реактивного топлива».

4. Дизельная фракция (240-350 °С) -требуется гидроочистка. Образующийся углеводородный газ направляются на ГФУ а бензиновая фракция на каталитического риформинга для повышения октанового числа. Дизельное топливо направляется на депарафинизацию (в зависимости от содержания в нем парафина). Обычно для дизельного топлива проводится карбамидная депарфинизация, в результате чего получается само дизельное топливо и парафин.

5. Вакуумный газойль (350-500°С) является сырьем для каталитического крекинга, продуктами которого являются углеводородный газ, бензин, легкий и тяжелый газойли. Легкий газойль используется как компонент дизельного топлива, а тяжелый - как котельное топливо.

6. Гудрон (>500 °С) направляется на замедленное коксование, где получают углеводородный газ, бензин, легкий и тяжелый газойли и кокс.

6. Краткое описание технологических процессов, входящих в схему НПЗ

6.1 Подготовка и первичная переработка нефти

Сырая нефть с промыслов поступает на ЭЛОУ.

Разрушение нефтяных эмульсий происходит на блоках ЭЛОУ, которые могут входить в состав установки АВТ или являться отдельными установками. В данном случае мы применяем блок ЭЛОУ в составе установки АВТ.

Рисунок 6.2- Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ

Описание ЭЛОУ

Поступающая на установку нефть нагревается сначала (на установке) в теплообменнике, а затем пароподогревателе до температуры 150-160°C, сливается с щелочью промывкой водой и деэмульгатором и поступает в электродегидратор первой ступени. В Э-1 происходит отделение от нефти основной массы воды и солей. Вода выводится снизу электродегидратора, сверху выводиться частично очищенная нефть. Она вновь смешивается с щелочью промывкой водой и деэмульгатором и поступает в электродегидратор второй ступени. В Э-2 происходит полное отделение от нефти воды и солей. Вода выводится снизу Э-2, поступает на смещение с нефтью перед Э-1. Сверху Э-2 выводится очищенная нефть, которая в теплообменнике Т-1 отдает тепло поступающей нефти и выводиться с установки. Число степени электродегидрации завис т от степени обводненности нефти и может достигать до четырех. На установке ЭЛОУ применяются все четыре способа разрушения нефтяных эмульсий (рис. 6.2).

Обезвоженная и обессоленная нефть направляется на первичную переработку, т.е. на АВТ.

Рисунок 6.3 - Технологическая схема АВТ

Описание технологической схемы АВТ

Обезвоженная и обессоленная нефть насосом Н-1 прокачивается через теплообменники Т-1 и Т-2, где она нагревается до температуры 180-200 °C, в простую отбензинивающую колонну К-1 на разделение. От нефти отбирают низкокипящие фракции. Давление газов поддерживается в колонне чуть выше атмосферного. Сверху колонны отбирают пары бензиновой фракции с растворенными углеводородными газами, которые далее отделяют от фракции. Часть бензиновой фракции подается обратно в колонну в качестве холодного орошения, а балансовое количество выводится с установки. Остатком отбензинивающей колонны является отбензиненная нефть, которая подается в печь П-1, где доиспаряется и нагревается до температуры 350 °C. Далее, поступает в сложную колонну К-2. Часть отбензиненной нефти возвращается в простую колонну К-1 в качестве горячей струи. В сложной ректификационной колонне К-2 отбирают три дистиллята, сверху колонны отбирают пары легкой керосиновой фракции и воды, которые охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, доохлаждаются в конденсаторе-холодильнике и поступают в емкость-водоотделитель. Часть легкой керосиновой фракции возвращается в колонну К-2 в качестве орошения, а балансовое количество выводится с установки. Тяжелая керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки через боковые погоны. Они поступают в теплообменники Т-1 и Т-2, где отдают свое тепло нефти, доохлаждаются в АВО-3 и АВО-4 и выводятся с установки. Остатком сложной ректификационной колонны является мазут, который поступает в печь П-2, где нагревается до температуры 420 °C и поступает в вакуумную колонну К-3. Температура в печи П-2 поддерживается в пре делах 420 °C во избежание термического разложения молекул. В вакуумной колонне К-3 работает специально вакуум создающая аппаратура. Сверху колонны пароструйным эжектором через барометрический конденсатор выводятся пары разложения. Вакуумный газойль выводится боковыми погонами. Остатком вакуумной колонны является гудрон, который охлаждается до температуры 20-40 °C в холодильнике погружного типа и выводится с установки.

Продукты первичной переработки нефти направляются на дальнейшую вторичную переработку.

6.2 Вторичная перегонка

Продукты первичной переработки нефти направляются на дальнейшую вторичную переработку. Все процессы вторичной переработки можно разделить по следующим признакам:

-по условиям проведения различают термические (протекают при высоких температурах и давлении), термокаталитические (протекают при высоких температурах, давлении и в присутствии катализатора) и гидрогенизационные (протекают в присутствии водорода) процессы;

- по цели вторичной переработки различают: процессы, направленные на повышение качества продуктов; процессы, направленные на углубление переработки нефти; процессы переработки газов.

Назначение процесса -- разделение фракций, полученных при первичной перегонке, на более узкие погоны, каждый из которых затем используется по собственному назначению.

На НПЗ вторичной перегонке подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фракция (при получении сырья установки адсорбционного извлечения парафинов), масляные фракции, гачи и т.п.

Процесс проводится на отдельных установках или блоках, входящих в состав установок AT и АВТ. Вторичная перегонка бензинов

Сырье и продукция процесса

В качестве сырья процесса используются прямогонные бензиновые фракции, причем присутствие в сырье С₆ -С₇ нежелательно, т.к. в условиях процесса они подвергаются гидрокрекингу и дают большой выход газов. Поэтому на процесс риформинга направляют бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°C. Для получения индивидуальные ароматические УВ используют узкие бензиновые фракции.

Продукты процесса. В процессе риформинга получают два целевых и один побочный продукт:

1. бензин риформинга имеет высокое октановое число, содержит большое количество ароматических УВ (до 60%) и имеет тяжелый фракционный состав. Все это приводит к тому, что бензины риформинга не могут использоваться в качестве товарных бензинов в чистом виде, а используются только как компоненты;

2. водородсодержащий газ (ВСГ) является очень важным продуктом риформинга, который используется в гидрогенизационных процессах;

3. углеводородный газ риформинга не содержит непредельных углеводородов и направляется на газофракционирующую установку (ГФУ).

Сырьем является широкая бензиновая фракция н.к.-180°С.

Продукцией является:

фракция н.к.-62°С -- используется как компонент товарного автомобильного бензина, сырье установок изомеризации;

фракция 62-85°С -- сырье установок каталитического риформинга, на которых вырабатывается бензол;

фракция 85-105°С -- сырье установок каталитического риформинга, на которых вырабатывается толуол;

фракция 105-140°С -- сырье установок каталитического риформинга, на которых вырабатываются ксилолы;

фракция 140-180°С -- компонент товарного бензина и керосина, сырье установок каталитического риформинга и гидроочистки керосина.

Рисунок.6.4-Схема установки вторичной перегонки бензина

I - сырье; Фракции: II - 105-149°С; III - 85-105°С; IV - н.к. -62°С; V - 140-180°С; VI - 62-85°С

Технологическая схема (рис.5.1). Сырье через теплообменник Т-1 поступает в колонну К-1, где разделяется на фракции н.к.-85°С и 85-180°С. Фракция н.к.-85°С уходит с верха К-1 в виде паров, конденсируется в ХК-1 и собирается в рефлюксной емкости Е-1. Из Е-1 фракция н.к.-85°С подается в К-2, где разделяется на фракции н.к.-62°С и 62-85°С.

Фракция 85-180°С с низа К-1 поступает в колонну К-3, верхним продуктом которой является фракция 85-105°С, боковым погоном -- фракция 105-140°С, нижним -- фракция 140-180°С. Для осуществления процесса ректификации в колонны К-1, К-2, К-3 подводится тепло, сообщаемое в нагревательных змеевиках печей П-1, П-2 циркулирующему нижнему продукту колонн.

6.3 Каталитический риформинг

Назначением процесса каталитического риформинга является получение высокооктановых бензинов путем ароматизации прямогонных бензинов, а также может быть также направлен на получение индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола).

Рисунок 6.5 - Принципиальная технологическая схема реакторного блока каталитического риформинга

Сырье риформинга после блока гидроочистки смешивается с циркулирующим ВСГ и нагревается в первой секции печи П-1 до температуры 510 °C, затем поступает в первый по ходу движения реактор Р-1, в котором находится стационарный (не движущийся, постоянный) слой катализатора. При контакте сырья с катализатором часть сырья подвергается превращению, но так как реакция эндотермическая, температура сырья снижается до 470-480 °C. Поэтому пары продуктов риформинга и сырья выводятся из реактора, нагреваются во второй секции печи П-1 до температуры 510°C и подаются в реактор Р-2. Пары продуктов и сырья на выходе из Р-2 также имеют пониженную температуру. Поэтому они вновь нагреваются в третьей секции печи П-1 и поступают в реактор Р-3. Пары продуктов и ВСГ из реактора поступают на разделение в сепаратор С-1, сверху которого выводится ВСГ. Избыточная часть ВСГ выводится с установки, а циркулирующая часть возвращается (бензин), который поступает в разделительную колонну, сверху которой выводится углеводородный газ, головка стабилизации, а снизу реформат.

6.4 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 процесса. В качестве сырья процессов могут использоваться как нефтяные фракции, так и нефтепродукты.



Рисунок.6.6 - Принципиальная технологическая схема гидроочистки

Сырье гидроочистки смешиваться с циркулирующим ВСГ, нагревается в печи до заданной температуры и поступает в реактор Р-1. в реакторе Р-1 катализатор укладывается послойной, что позволяет, во-первых, снизит сопротивление слоя катализатора, а во-вторых, для снижения температуры в реакторе между слоям 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 КХ-1 и поступает в сепаратор высокого давления С-1, где происходит отдельное от продуктов процесса циркулирующего ВСГ. ЦВСГ очищается от сероводорода на блоке моноэтаноламинной очистки(МЭА). Так как 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 С-1 поступают в сепаратор низкого давления С-2, где за счет снижения давления от продуктов отделяются основная часть углеводородного газа, который ниже поступает на блок МЭА. Продукты из С-2 поступают в сложной ректификационную колонну К-1. сверху К-1 выводится углеводородный газ и бензиновая фракция. Небольшие размеры концентрационной части колонны объясняются небольшим количество верхнего продукта колонны. Снизу колонны К-1 выводится продукт гидроочистки (гидрогенизат), часть которого нагреваются в печи П-2 и возвращается вниз колонны в качестве горячей струи.

6.5 Каталитический крекинг

Назначение процесса - получение дополнительных количеств светлых нефтепродуктов - высокооктанового бензина и дизельного топлива - разложением тяжелых нефтяных фракций в присутствии катализатора.

Сырье процесса. В качестве сырья чаще всего используется вакуумный дистиллят, получаемый при первичной перегонке нефти, а также газойли коксования, термического крекинга и гидрокрекинга.

Состоит из четырех блоков:

1) блока подготовки сырья (гидроочистки);

2) реакторно-регенераторного блока;

3) блока ректификации продуктов крекинга;

4) блока газофракционирования (ГФУ)



Рисунок 6.7 - Принципиальная технологическая схема установки каталитического крекинга

Сырье каталитического крекинга с блока гидроочистки поступает в узел смещения лифт- реактора Р-1. перед подачей сырья в узел смешения подается водяной пар, сюда же из регенератора ссыпается горячий регенерированный катализатор. При контакте с горячей катализатором сырье испаряется, пары сырья и катализатор начинают подниматься по лифт- реактору. За время прохождения лифт- реактора (1,5-3 сек.) сырье успевает полностью крекироваться. Пары продуктов и катализатор попадают в отстойную зону реактора. За счет увеличения диаметра отстойной зоны скорость движения катализаторной смеси уменьшается и под действием силы тяжести катализатор ссыпаются в отпарную секцию; за счет контакта с водяным паром тяжелые УВ отпаривается на поверхности катализатора. Для улучшения контакта катализатора и водяного пара отпарная секция снабжена каскадными горелками. Десорбированный катализатор из отпарной зоны ссыпается в регенератор. Регенерация катализатора осуществляется выжигом с поверхности катализатора горячим воздухом образовавшегося кокса. Дымовые газа, образовавшиеся при выжигания кокса, проходят двухступенчатую систему циклонов для улавливания каталитического пыли, затем подаются в котел-утилизатор КУ, в котором за счет тепла отходящих дымовых газов образуется водяной пар, затем дымовых водяной пар, затем дымовые газы проходят электрофильтры для полного управления каталитической пыли и выбрасываются в атмосферу. Регенерированный катализатор возвращаются в лифт-реактор. Пары продуктов крекинга в отстойной зоне реактора также проходят двухступенчатую систему циклонов для улавливания каталитической пыли, затем подаются в ректификационную колонну на разделение. Сверху колонны выводится углеводородный газ, бензиновая фракция и водяной пар, которые после охлаждения и конденсации разделяются в водогазосепараторе. Боковыми погонами колонны являются легкие и тяжелые газойли, выводимые через стриппинги, нижняя часть колонны представляет собой отстойник каталитического шлама. Он возвращается в отпарную секцию колонны. Сверху отстойника выводится остаток выше 400 или 420 ?C.

Продукты процесса каталитического крекинга:

- углеводородный газ содержит значительное количество пропана, изобутана и бутана. После фракционирования на ГФУ сухой газ используется в качестве сырья нефтехимии, бытового топлива; изобутан используется в качестве сырья нефтехимии и процесса алкилирования;

- бензиновая фракция (н.к-195 ?C) используется в качестве компонента авто- и авиабензинов;

- легкий газойль (пределы выкипания 195-350, 195-270, 270-420?C...