Как работает нпз. Смотреть что такое "Нефтеперерабатывающий завод" в других словарях. НПЗ в Плоешти, Румыния
В ЛУКОЙЛ входят четыре НПЗ в России (в Перми, Волгограде, Нижнем Новгороде и Ухте), три НПЗ в Европе (Италия, Румыния, Болгария), также ЛУКОЙЛу принадлежит 45%-я доля в НПЗ в Нидерландах. Суммарная мощность НПЗ составляет 84,6 млн т, что практически соответствует объему добычи нефти Компании в 2018 году.
Заводы Компании располагают современными конверсионными и облагораживающими мощностями и выпускают широкий спектр качественных нефтепродуктов. Российские заводы по технологическому уровню мощностей и показателям эффективности превосходят среднероссийский уровень, а европейские заводы Компании не уступают конкурентам и расположены вблизи ключевых рынков сбыта.
Переработка нефти на собственных НПЗ в 2018 году
Модернизация
Компания завершила масштабный инвестиционный цикл в 2016 году с вводом крупнейшего в России комплекса глубокой переработки вакуумного газойля на Волгоградском НПЗ.
Реализация программы позволила повысить экологический класс производимых моторных топлив до Евро-5, а также существенно увеличить долю нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью в производимой корзине.
| 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Переработка нефтеного сырья, млн т | 66,570 | 64,489 | 66,061 | 67,240 | 67,316 |
| Выпуск нефтепродуктов, млн т | 64,118 | 60,900 | 62,343 | 63,491 | 63,774 |
| Бензины (прямогонный и автомобильный), млн т | 13,940 | 14,645 | 16,494 | 17,372 | 16,783 |
| Дизельное топливо, млн т | 21,496 | 21,430 | 22,668 | 25,628 | 25,834 |
| Авиакеросин, млн т | 3,291 | 3,069 | 3,110 | 3,793 | 3,951 |
| Мазут и вакуумный газойль, млн т | 17,540 | 14,651 | 12,511 | 9,098 | 9,399 |
| Масла и компоненты, млн т | 1,109 | 0,928 | 1,015 | 1,163 | 0,961 |
| Прочие, млн т | 6,742 | 6,177 | 6,545 | 6,437 | 6,846 |
| Выход светлых, % | 59,8 | 62,6 | 66,5 | 71,3 | 70,5 |
| Глубина переработки, % | 80,1 | 81,6 | 85,2 | 86,8 | 88,0 |
| Индекс Нельсона | 7,6 | 8,2 | 8,8 | 8,8 | 8,8 |
Российские НПЗ
Ввод новых перерабатывающих установок в 2015–2016 годах, оптимизация загрузки вторичных процессов и расширение сырьевой корзины позволили значительно улучшить структуру выпускаемой продукции и снизить долю мазута и вакуумного газойля в пользу увеличения доли светлых нефтепродуктов.
ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ НА НПЗ В РОССИИ В 2018 году
В 2018 году продолжилась работа по увеличению глубины переработки за счет применения альтернативного сырья и дозагрузки вторичных процессов, в том числе за счет углубления межзаводской интеграции.
Волгоградский НПЗ
Расположен в южном регионе России
Перерабатывает смесь легких западно-сибирских и нижневолжских нефтей
Нефть на завод поступает по нефтепроводу Самара-Тихорецк
Готовая продукция отгружается железнодорожным, речным и автомобильным транспортом
Основные конверсионные процессы - установки коксования (2 шт. мощностью 24,0 тыс. барр./сут), гидрокрекинга (мощностью 67,0 тыс. барр./сут)
| 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Мощность*, млн т/год | 11,3 | 14,5 | 14,5 | 14,5 | 14,5 |
| Индекс Нельсона | 6,1 | 5,4 | 6,9 | 6,9 | 6,9 |
| Переработка сырья, млн т | 11,413 | 12,587 | 12,895 | 14,388 | 14,775 |
| Выпуск нефтепродуктов, млн т | 10,932 | 12,037 | 12,413 | 13,825 | 14,263 |
* Без учета не использующихся мощностей (1,2 млн т с 2015 года).
История завода
Завод введен в эксплуатацию в 1957 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 1991 году. В начале 2000-х гг. введены в эксплуатацию станция смешения бензинов и эстакада слива нефти, установки гидроочистки дизельного топлива, стабилизации прямогонных бензинов и газофракционирования предельных углеводородных газов.
В 2004-2010 гг. введена первая очередь установки прокалки кокса, установка изомеризации, построена установка каталитического риформинга. Реконструирован и введен в эксплуатацию вакуумный блок установки АВТ-6. Начато производство дизельного топлива под маркой «ЭКТО».
В 2010-2014 гг. выполнена модернизация гидроочистки дизельного топлива, введены в эксплуатацию блок концентрирования водорода, установка замедленного коксования, установка гидроочистки дизельного топлива, вторая нитка установки прокаливания кокса.
В 2015 году введена в эксплуатацию установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-1, позволяющей повысить эффективность переработки и увеличить мощность по переработке нефти до 15,7 млн т/год.
В 2016 году состоялся ввод в эксплуатацию комплекса глубокой переработки вакуумного газойля. Мощность крупнейшего в России Комплекса глубокой переработки вакуумного газойля составляет 3,5 млн т/год. Он был построен в рекордно короткие сроки - за 3 года. В состав комплекса также вошли установки по производству водорода и серы, объекты заводского хозяйства.
В 2017 году успешно выведена на проектный режим установка гидрокрекинга, построенная в 2016 году. Это позволило существенно улучшить корзину нефтепродуктов завода за счет замещения вакуумного газойля продукцией с высокой добавленной стоимостью, в первую очередь дизельным топливом класса Евро-5.
В 2018 году Волгоградским НПЗ разработана технология производства низкосернистого темного судового топлива, отвечающего перспективным требованиям МАРПОЛ.
Пермский НПЗ
Нефтеперерабатывающий завод топливно-масляно нефтехимического профиля
Расположен в 9 км от г. Пермь
Перерабатывает смесь нефтей с месторождений севера Пермской области и Западной Сибири
Нефть на завод поступает по нефтепроводам Сургут-Полоцк и Холмогоры-Клин
Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по нефтепродуктопроводу Пермь-Андреевка-Уфа
Основные конверсионные процессы - установки гидрокрекинга T-Star (65,2 тыс. барр./сут), каталитического крекинга (9,3 тыс. барр./сут), коксования (56,0 тыс. барр./сут)
| 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Мощность, млн т/год | 13,1 | 13,1 | 13,1 | 13,1 | 13,1 |
| Индекс Нельсона | 8,1 | 9,4 | 9,4 | 9,4 | 9,4 |
| Переработка сырья, млн т | 12,685 | 11,105 | 11,898 | 12,452 | 12,966 |
| Выпуск нефтепродуктов, млн т | 12,430 | 10,333 | 11,008 | 11,543 | 12,042 |
История завода
Завод введен в эксплуатацию в 1958 году, и в 1991 году вошел в состав ЛУКОЙЛа. В 1990-х гг. на заводе реализована программа реконструкции коксовой установки, построена установка вакуумной дистилляции мазута, создано производство масел, введена в строй установка по утилизации сероводорода и производству серной кислоты.
В 2000-х гг. введены комплекс глубокой переработки нефти, установка изомеризации, проведены реконструкция установок АВТ и модернизация атмосферного блока установки АВТ-4. В 2008 году мощность НПЗ была увеличена до 12,6 млн т/год.
В 2011-2014 гг. увеличена до 1 млн т/год мощность установки замедленного коксования, модернизирована установка гидроочистки дизельного топлива, завершено техническое перевооружение вакуумного блока установки АВТ-4.
В 2015 году введен в эксплуатацию Комплекс переработки нефтяных остатков, что позволило перейти на безмазутную схему и увеличить выход светлых нефтепродуктов, завершено также строительство энергоблока установленной мощностью 200 МВт. В 2016 году завершена реконструкция Блока гидродеароматизации дизельного топлива установки гидрокрекинга.
В 2017 году введена в эксплуатацию эстакада слива мазута мощностью до 1 млн т в год. Эстакада увеличила межзаводскую интеграцию и позволила обеспечить комплекс переработки нефтяных остатков и установку производства битума Пермского НПЗ тяжелым нефтяным сырьем с Нижегородского НПЗ.
2018 году на Пермском НПЗ введена в эксплуатацию инфраструктура для приема мазута, что позволило увеличить загрузку установок замедленного коксования и повысить межзаводскую оптимизацию внутри Группы.
Нижегородский НПЗ
Нефтеперерабатывающий завод топливно-масляного профиля
Расположен в г. Кстово Нижегородской области
Перерабатывает смесь нефтей из Западной Сибири и Татарстана
Нефть на завод поступает по нефтепроводам Альметьевск-Нижний Новгород и Сургут-Полоцк
Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по трубопроводу
Основные конверсионные процессы - установка каталитического крекинга (80,0 тыс. барр./сут), установка висбрекинга (42,2 тыс. барр./сут)
| 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Мощность, млн т/год | 17,0 | 17,0 | 17,0 | 17,0 | 17,0 |
| Индекс Нельсона | 6,4 | 7,1 | 7,3 | 7,3 | 7,3 |
| Переработка сырья, млн т | 17,021 | 15,108 | 15,423 | 15,484 | 14,989 |
| Выпуск нефтепродуктов, млн т | 16,294 | 14,417 | 14,826 | 14,727 | 14,296 |
История завода
Завод введен в эксплуатацию в 1958 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 2001 году.
В 2000-х гг. реконструированы установки АВТ-5 и гидроочистки масел. Введены в эксплуатацию установка каталитического риформинга, установка изомеризации бензинов, модернизирован атмосферный блок АВТ-6. Реконструирована установка гидроочистки, что позволило начать выпуск дизельного топлива по стандарту Евро-5. В 2008 году введена установка висбрекинга гудрона мощностью 2,4 млн т/год, что способствовало увеличению выпуска вакуумного газойля и снижения выпуска топочного мазута. В 2010 году введен в эксплуатацию комплекс каталитического крекинга вакуумного газойля, благодаря этому увеличено производство высокооктановых бензинов и дизельного топлива. Проведена реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива.
В 2011-2014 гг. введена в эксплуатацию установка фтористоводородного алкилирования, завершена реконструкция АВТ-5. В 2015 году введены в эксплуатацию Комплекс каталитического крекинга 2 и Вакуумный блок ВТ-2. В 2016 году была расширена сырьевая корзина.
В 2017 году начато производство бензина премиум-класса ЭКТО 100 с улучшенными эксплуатационными свойствами. Также принято окончательное инвестиционное решение о строительстве комплекса замедленного коксования мощностью 2,1 млн т в год по сырью. Сырьем для комплекса станут тяжелые остатки нефтепереработки, а основными видами продукции – дизельное топливо, прямогонный бензин и газовые фракции, а также темные нефтепродукты – вакуумный газойль и кокс. Строительство комплекса и связанные с ним оптимизационные мероприятия позволят увеличить выход светлых нефтепродуктов на Нижегородском НПЗ более чем на 10%. Увеличение мощности вторичной переработки наряду с оптимизацией загрузки завода позволит значительно сократить выпуск мазута.
2018 году на Нижегородском НПЗ начато строительство комплекса замедленного коксования, заключены EPC-контракты с подрядчиками, а также начата подготовка свайного поля и фундаментов установок комплекса. Увеличение мощности вторичной переработки наряду с оптимизацией загрузки завода позволит сократить выпуск мазута на 2,7 млн т в год.
Ухтинский НПЗ
Расположен в центральной части Республики Коми
Перерабатывает смесь нефтей с месторождений Республики Коми
Нефть на завод поступает по нефтепроводу Уса-Ухта
Основные конверсионные процессы - установка висбрекинга (14,1 тыс. барр./сут)
| 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Мощность*, млн т/год | 4,0 | 4,0 | 4,2 | 4,2 | 4,2 |
| Индекс Нельсона | 3,8 | 3,8 | 3,7 | 3,7 | 3,7 |
| Переработка сырья, млн т | 3,993 | 3,386 | 2,853 | 2,311 | 1,899 |
| Выпуск нефтепродуктов, млн т | 3,835 | 3,221 | 2,693 | 2,182 | 1,799 |
* Без учета неисползуемой мощности (2,0 млн т).
История завода
Завод введен в эксплуатацию в 1934 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 1999 году.
В 2000-х годах реконструирована установка АТ-1, введены установка гидродепарафинизации дизтоплива, эстакада слива нефти и налива темных нефтепродуктов. Завершен первый этап реконструкции комплекса каталитического риформинга, что увеличило мощность процесса на 35 тыс. т/год. Был введен блок для повышения концентрации водорода на установке гидродепарафинизации, построена вторая очередь комплекса эстакады слива и налива нефти и нефтепродуктов, завершено перевооружение установки каталитического риформинга, пущена установка висбрекинга гудрона мощностью 800 тыс. т/год, что позволило увеличить производство вакуумного газойля. В 2009 году завершено строительство блока изомеризации.
В 2012 году завершено техническое перевооружение реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива ГДС-850. В 2013 году введена в эксплуатацию установка АВТ после реконструкции, увеличена мощность вакуумного блока до 2 млн т/год. Завершен проект по строительству узла слива газового конденсата. В 2014-2015 гг. продолжалось техническое перевооружение предприятия.
Мини-НПЗ
Европейские НПЗ
ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ НА ЕВРОПЕЙСКИХ НПЗ В 2018 Году
НПЗ в Плоешти, Румыния
Нефтеперерабатывающий завод топливного профиля
Расположен в г. Плоешти (в центральной части Румынии), в 55 км от г. Бухарест
Перерабатывает нефть сорта Юралс (российскую экспортную смесь) и нефть с румынских месторождений
Нефть на завод поступает по нефтепроводу из порта Констанца на Черном море. Румынская нефть поступает также по ж/д
Готовая продукция отгружается железнодорожным и автомобильным транспортом
Основные конверсионные процессы - установка каталитического крекинга (18,9 тыс. барр./сут) и коксования (12,5 тыс. барр./сут)
| 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2048 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Мощность, млн т/год | 2,7 | 2,7 | 2,7 | 2,7 | 2.7 |
| Индекс Нельсона | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10,0 | 10.0 |
| Переработка сырья, млн т | 2,380 | 2,237 | 2,771 | 2,368 | 2,723 |
| 2,328 | 2,173 | 2,709 | 2,320 | 2,659 |
История завода
Завод введен в эксплуатацию в 1904 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 1999 году.
В 2000-х гг. освоено производство бензина АИ-98 и малосернистого дизельного топлива. В начале 2000-х гг. модернизированы установки первичной переработки нефти, гидроочистки, риформинга, коксования, каталитического крекинга, газофракционирования и изомеризации, построены установки гидроочистки бензина каталитического крекинга, получения водорода. В 2004 году завод был пущен в эксплуатацию. Позже была введена установка по производству добавок МТБЭ/ТАМЭ, запущен турбогенератор мощностью 25 МВт, завершена реконструкция установок гидроочистки дизельного топлива, каталитического крекинга, гидроочистки бензина каталитического крекинга и производства МТБЭ/ТАМЭ, а также вакуумного блока установки АВТ-1. Завершено строительство установки по производству водорода, что обеспечило возможность производства топлив стандарта Евро-5.
В 2010-2014 гг. смонтированы 2 новые коксовые камеры установки замедленного коксования, организовано производство пропилена с содержанием серы менее 5 ppm, завершена реконструкция аминового блока, внедрена система улучшенного управления на установке АВТ- 3, позволяющая увеличить выхода товарной продукции. В 2013 году завершены проекты по повышению степени рекуперации C3+ из сухого газа каталитического крекинга, модернизация очистных сооружений. Проведен капитальный ремонт предприятия осуществлен переход на безмазутную схему производства, увеличена глубина переработки и выход светлых нефтепродуктов.
В 2015 году введена в эксплуатацию установка очистки дымовых газов каталитического крекинга.
НПЗ в Бургасе, Болгария
Нефтеперерабатывающий завод топливно-нефтехимического профиля
Расположен на побережье Черного моря, в 15 км от г. Бургас
Перерабатывает нефть различных сортов (в т.ч. российские экспортные сорта), мазут
Нефть на завод поступает по трубопроводу из нефтетерминала Росенец
Готовая продукция отгружается железнодорожным, морским и автомобильным транспортом, а также по нефтепродуктопроводу в центральные регионы страны
Основные конверсионные процессы - установка каталитического крекинга (37,1 тыс. барр./сут) висбрекинга (26,4 тыс. барр./сут) и установка гидрокрекинга гудрона (39,0 тыс. барр./сут)
| 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | |
|---|---|---|---|---|---|
| Мощность*, млн т/год | 7,0 | 7,0 | 7,0 | 7,0 | 7,0 |
| Индекс Нельсона | 8,9 | 13,0 | 13,0 | 13,0 | 13,0 |
| Переработка сырья, млн т | 5,987 | 6,623 | 6,813 | 7,004 | 5,997 |
| Выпуск товарной продукции, млн т | 5,635 | 6,210 | 6,402 | 6,527 | 5,663 |
* Без учета не использующихся мощностей (2,8 млн т).
НПЗ — это промышленное предприятие перерабатывающее нефть
Нефтеперерабатывающий завод — промышленное предприятие по переработке нефти и нефтепродуктов
Развернуть содержание
Свернуть содержание
Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) - это, определение
Нефтеперерабатывающий завод - это промышленное предприятие
Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) - это промышленное предприятие, основной функцией которого является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки нефти и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга, каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.
Основные виды продукции НПЗ на сегодняшний день - это бензин, дизельное топливо, керосин, мазут.
Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) представляют собой совокупность нефтетехнологических установок, а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование предприятия и производства нефтепродуктов. На НПЗ производят нефтепродукты и сырье для нефтехимии, а в последние годы также товары народного потребления. Основными характеристиками НПЗ являются: мощность переработки, ассортимент выпускаемой продукции и глубина нефтепереработки.
Мощность переработки. Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как предприятия в целом (исчисляемой миллионами тонн в год), так и технологических процессов. Мощность НПЗ зависит от многих факторов, прежде всего от потребности в нефтепродуктах экономического района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий. Наряду с заводами, перерабатывающими 5-15 млн. тонн нефти в год, имеются заводы-гиганты, перерабатывающие 20-25 млн. тонн в год, и небольшие заводы, перерабатывающие 3-5 млн. тонн в год.
Ассортимент выпускаемых нефтепродуктов. Ассортимент выпускаемых нефтепродуктов, как правило, насчитывает около сотни наименований. В соответствии с выпускаемыми продуктами НПЗ принято классифицировать на следующие группы: НПЗ топливного профиля, НПЗ топливно-масляного профиля, НПЗ топливно-нефтехимического профиля (нефтехимкомбинаты), НПЗ топливно-масляно-нефтехимического профиля. Наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку на моторные топлива приходится наибольший процент потребления. Комплексная переработка нефтяного сырья (то есть топливно-масляно-нефтехимическая) по сравнению с узкоспециализированной переработкой, например, чисто топливной, более эффективна.
Характеристика нефтеперерабатывающих заводов
Нефтеперерабатывающие заводы характеризуются по варианту нефтепереработки и ее глубине. На этапе проектирования НПЗ, вторая группа показателей определяет выбор тех или иных технологий для получения соответствующей товарной продукции.Варианты нефтепереработки: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический.Глубина нефтепереработки - выход нефтепродуктов в расчете на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа.
Профили нефтеперерабатывающих заводов
На сегодняшний день границы между профилями стираются, предприятия становятся более универсальными. Например, наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный продукт.
В российской нефтеперерабатывающей промышленности выделяют три профиля нефтеперерабатывающих заводов, в зависимости от схемы переработки нефти: топливный, топливно-масляный, топливно-нефтехимический.
Топливный профиль НПЗ
На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.
Набор установок включает в себя: обязательно - перегонку нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно - вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг,изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.
Примеры НПЗ: МНПЗ, Ачинский НПЗ и т. д.
Набор установок включает в себя: обязательно - перегонку нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно - вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг,изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.Обессоленная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.
АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки.
1. Атмосферная перегонка
Атмосферная перегонка предназначена для отбора светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут.
Процесс заключается в разделении нагретой в печи нефти на отдельные фракции в ректификационной колонне - цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость - вниз. Ректификационные колонны различных размеров и конфигураций применяются практически на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них варьируется от 20 до 60. Предусматривается подвод тепла в нижнюю часть колонны и отвод тепла с верхней части колонны, в связи с чем температура в аппарате постепенно снижается от низа к верху. В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, а пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, мазут остаётся жидким и откачивается с низа колонны.
2. Вакуумная перегонка
Вакуумная перегонка предназначена для отбора от мазута масляных дистиллятов на НПЗ топливно-масляного профиля, или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) на НПЗ топливного профиля. Остатком вакуумной перегонки является гудрон.
Необходимость отбора масляных фракций под вакуумом обусловлена тем, что при температуре свыше 380°С начинается термическое разложение углеводородов (крекинг), а конец кипения вакуумного газойля - 520°С и более. Поэтому перегонку ведут при остаточном давлении 40-60 мм рт. ст., что позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С.Разряжение в колонне создается при помощи соответствующего оборудования, ключевыми аппаратами являются паровые или жидкостные эжекторы.
3. Стабилизация и вторичная перегонка бензина
Получаемая на атмосферном блоке бензиновая фракция содержит газы (в основном пропан и бутан) в объёме, превышающем требования по качеству, и не может использоваться ни в качестве компонента автобензина, ни в качестве товарного прямогонного бензина. Кроме того, процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции. Этим обусловлено включение в технологическую схему переработки нефти данного процесса, при котором от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется её разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.Продукты первичной переработки нефти охлаждаются в теплообменниках, в которых отдают тепло поступающему на переработку холодному сырью, за счет чего осуществляется экономия технологического топлива, в водяных и воздушных холодильниках и выводятся с производства. Аналогичная схема теплообмена используется и на других установках НПЗ.Современные установки первичной переработки зачастую являются комбинированными и могут включать в себя вышеперечисленные процессы в различной конфигурации. Мощность таких установок составляет от 3 до 6 млн. тонн по сырой нефти в год.На заводах сооружается несколько установок первичной переработки во избежание полной остановки завода при выводе одной из установок в ремонт.
Топливно-масляный профиль НПЗ
На НПЗ топливно-масляного профиля помимо различных видов топлив и углеродных материалов производятся смазочные материалы: нефтяные масла, смазки, твердые парафины и т. д.
Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.
Примеры: Омский нефтеперерабатывающий завод, Ярославнефтеоргсинтез, Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез и т. д.
По поточной схеме (масляный вариант) работают Волгоградский, Рязанский, Ферганский НПЗ. Отличием от топливного варианта является то, что отсутствует процесс термического крекинга гудрона, а мазут направляется на маслоблок, где из него в ходе последовательных процессов (в случае дистиллятов: вакуумная перегонка, селективная очистка, депарафинизация, гидроочистка (в случае остатка процессу селективной очистки предшествует деасфальтизация)) получают дистиллятные и остаточные базовые масла, а также парафин и церезин (в ходе их обезмасливания).
Топливно-нефтехимический профиль НПЗ
На НПЗ топливно-нефтехимического профиля помимо различных видов топлива и углеродных материалов производится нефтехимическая продукция: полимеры, реагенты и т. д.
Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции (пиролиз, производство полиэтилена, полипропилена, полистирола, риформинг направленный на производство индивидуальных ароматических углеводородов и т. д.).
Примеры: Салаватнефтеоргсинтез; Уфанефтехим.
Нефтехимическая или комплексная переработка нефти предусматривает, наряду с топливами и маслами, производство сырья для нефтехимии: ароматические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза и др., а также выпуск продукции нефтехимического синтеза.По топливно-нефтехимической схеме работают Нижнекамскнефтеоргсинтез, Салаватнефтеоргсинтез, Орскнефтеоргсинтез, Ангарская НХК, Ярославнефтеоргсинтез. Особенностью этого варианта переработки нефти заключается в том, что нет процесса термического крекинга (по сравнению с топливным вариантом), а есть процесс пиролиз. Сырьём для этого процесса являются бензин и дизельное топливо. Получаются непредельные углеводороды: алкены и алкадиены (этилен, пропилен, изобутилен, бутелены, изоамилен, амилен, цеклопентадиен), которые затем подвергаются экстракции и дегидрированию (целевые продукты – дивинил и изопрен), а также ароматические углеводороды (бензол, толуол, этилбензол, ксилолы).
Подготовка сырья для процесса каталитического крекинга на НПЗ
Целью подготовки сырья для процесса каталитического крекинга является удаление гетероатомных соединений, в первую очередь, сернистых и азотистых, и повышение содержания парафинонафтеновых углеводородов. Облагораживание сырья позволяет увеличить сырьевую базу процесса и обеспечить повышенный выход бензина с низким содержанием серы при минимальном выходе кокса.
Наиболее экономичными являются процессы гидроочистки и гидроконверсии вакуумного газойля. Гидроочистка вакуумного газойля позволяет уменьшить в нем только содержание гетероатомных соединений. Поэтому этот процесс применяют для легких газойлей, выкипающих в пределах 360-500°С и содержащих около 50% парафино-нафтеновых углеводородов. При гидроконверсии применяются два вида катализатора, которые, во-первых, позволяют удалять из сырья с концом кипения до 600°С сернистые и азотистые соединения и, во-вторых, проводить гидрирование ароматических углеводородов. В результате получается гидроочищенный вакуумный газойль (ГВГО) с содержанием серы не более 0,2% мас. и повышенным содержанием парафино-нафтеновых углеводородов (60-70%), каталитический крекинг которого дает высокий выход бензина и минимальный – кокса.
На крупных НПЗ мощностью по нефти более 12 млн.т/год применяются также для подготовки сырья каталитического крекинга процессы деасфальтизации гудрона пропаном или легким бензином, термоадсорбционная деасфальтизация мазута и гидроконверсия мазута в трехфазной системе (катализатор – мазут – водород). Для НПЗ, производительность которых менее 12 млн.т/год, эти процессы нерентабельны.
Продукты каталитического крекинга. В процессе каталитического крекинга образуются следующие продукты (табл. 3.4): сухой газ, пропанпропиленовая и бутанбутиленовая фракции, стабильный бензин, легкий газойль и кубовый продукт (тяжелый газойль).
Легкий и тяжелый газойль получают в главной фракционирующей колонне. Остальные продукты выделяют в секции газофракционирования с последующей очисткой от сернистых соединений, например, в секциях "Мерокс". Выходы и качественные показатели получаемых продуктов приведены в таблицах
Углеводородные газы каталитического крекинга содержат не менее 75-80 % жирных газов – от пропана и пропилена до пентана и амилена. Кроме того, в них присутствуют 25-40% изомерных (разветвленных) углеводородов. Поэтому они являются ценным сырьем для ряда процессов нефтехимического синтеза.Сухой газ после выделения и очистки от сероводорода моноэтаноламином (МЭА) на секции газофракционирования направляют в топливную сеть НПЗ.Удаление меркаптанов из бензина, пропанпропиленовой и бутанбутиленовой фракций происходит в секциях 4000 и 5000 в присутствии катализатора, щелочи и кислорода при 40-50°С. В результате реакции:сильной коррозионной активностью, превращаются в дисульфиды – практически нейтральные соединения. Как видно из реакции, общее содержание серы в продуктах не изменяется.
Пропанпропиленовая фракция может использоваться для получения полипропилена и изопропилового спирта, однако для Мозырского НПЗ более привлекательно производство на ее основе диизопропилового эфира (ДИПЭ) – высокооктанового кислородсодержащего компонента для автомобильных бензинов.Бутан-бутиленовая фракция также будет использована для получения ценного высокооктанового компонента бензина – алкилата. Он является продуктом установки алкилирования изобутана бутиленами. Кроме этого, бутан-бутиленовая фракция может направляться на синтез метилтретбутилового эфира (МТБЭ), полимерных материалов и бутиловых спиртов.Бензин является целевым продуктом процесса MSCC и применяется в качестве компонента для приготовления всех марок товарных бензинов. Он имеет (таблица 3.6) достаточно высокие плотность – от 742 до 745 кг/м3 и октановое число – от 92 до 94 пунктов (по исследовательскому методу). Последнее обусловлено значительным содержанием алкенов (10-18% мас.) и аренов (20-30 % мас.). Кроме того, входящие в его состав алканы, алкены и арены не менее чем на 65 % состоят из углеводородов изомерного строения, обладающих повышенными значениями октановых чисел. Таким образом, бензин каталитического крекинга существенно отличается по химическому составу от аналогичных продуктов других процессов нефтепереработки. Характеристика стабильного бензина приведена в таблице 3.6.
Легкий газойль и кубовый продукт, выходы и качество которых приведены в таблице 3.7, обычно используются в качестве компонентов котельного топлива. Они на 50-80 % мас. состоят из ароматических углеводородов.
Низкое цетановое число легкого газойля, как правило, не позволяет применить его в качестве составляющей дизельного топлива. Однако при необходимости каталитический крекинг можно проводить в мягком режиме (пониженные температуры и кратность циркуляции катализатора в реакторе). В этом случае цетановое число легкого газойля повышается, достигая 30-35 пунктов.
Кубовый продукт (тяжелый газойль, крекингостаток) выкипает при температуре выше 350°С. Высокое содержание полициклических ароматических углеводородов в нем и в легком газойле могут сделать их источником получения индивидуальных твердых аренов (нафталина и фенантрена), а также сырья для производства технического углерода (сажи). Для этого фракцию 280-420°С, выделенную из газойлей каталитического крекинга, подвергают селективной очистке с последующим получением деароматизированного рафината и ароматического концентрата. Последний и является сырьем для производства технического углерода.
Получаемый на комплексе MSCC сероводород выводится на установку производства элементарной серы в растворе насыщенного моноэтаноламина (МЭА). Выход сероводорода составляет 40-50% от содержания серы в сырье.
В процессе каталитического крекинга углеводородного сырья образуется побочный продукт – кокс, который сжигается в регенераторе в потоке воздуха, превращаясь в дымовые газы. Выход кокса зависит от параметров технологического режима и качества сырья и составляет 4,1-4,6% мас. на сырье.
Перегонка нефти на нефтеперерабатывающем заводе
Подготовленная на ЭЛОУ нефть после удаления солей и воды поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятные фракции, мазут и гудрон. Полученные фракции и остаток, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ на товарные н/п, поэтому для их облагораживания, а также углубления переработки нефти продукты, полученные на установках АТ и АВТ, используются в качестве сырья вторичных (деструктивных) процессов.
Технология первичной перегонки нефти имеет целый ряд принципиальных особенностей, обусловленных природой сырья и требованиями к получаемым продуктам. Нефть как сырье для перегонки обладает следующими свойствами:
Имеет непрерывный характер выкипания,
Невысокую термическую стабильность тяжелых фракций и остатков, содержащих значительное количество сложных малолетучих смолистоасфальтеновых и серо-, азот- и металлоорганических соединений, резко ухудшающих эксплуатационные свойства н/п и затрудняющих последующую их переработку. Поскольку температура термической стабильности тяжелых фракций примерно соответствует температурной границе деления нефти между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, первичную перегонку нефти до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, а перегонку мазута в вакууме. Также этот выбор обусловлен не только термической стабильностью тяжелых фракций нефти, но и технико-экономическими показателями процесса разделения в целом. В некоторых случаях температурная граница деления нефти определяется требованиями к качеству остатка, так, например, при перегонке нефти с получением котельного топлива температурная граница деления проходит около 300 0С, т.е. примерно половина фракции дизельного топлива отбирается с мазутом для получения котельного топлива.
В последние годы для расширения ресурсов дизельного топлива, а также сырья каталитического крекинга – наиболее важного и освоенного процесса, углубляющего переработку нефти – на установках АТ и АВТ осуществляется все более глубокий отбор дизельной фракции и вакуумного газойля соответственно, а для получения котельного топлива заданной вязкости используется процесс висбрекинга тяжелого остатка вакуумной перегонки. Таким образом, вопрос обоснования и выбора температурной границы деления нефти зависит от вариантов технологических схем переработки мазута и вариантов переработки нефти в целом. Обычно перегонку нефти и мазута ведут соответственно при атмосферном давлении и в вакууме при максимальной (без крекинга) температуре нагрева сырья с отпариванием легких фракций водяных паром. Сложный состав остатков перегонки требует также организации четкого отделения от них дистиллятных фракций, в том числе и высокоэффективной сепарации фаз при однократном испарении сырья. Для этого устанавливают отбойные элементы, что и позволяет избежать уноса капель паровым потоком.
Рис. Принципиальные схемы атмосферной колонны для перегонки нефти (а) и вакуумной колонны для перегонки мазута (б):
1 - секция питания; 2 - сепарационная секция; 3- сложная колонна; 4-боковые отпарные секции; 5-нижняя отпарная секция;
Нефть, нагретая в печи, поступает в секцию питания 1 сложной колонны 3, где происходит однократное ее испарение с отделением в сепарационной секции 2 паров дистиллятной фракции от мазута. Пары, поднимаясь из секции питания навстречу флегме орошения, разделяются ректификацией на целевые фракции, а из мазута за счет отпаривания водяным паром в нижней отпарной секции 5 выделяются легкокипящие фракции. Отпаривание легкокипящих фракций боковых погонов производят в боковых отпарных секциях (колоннах) 4 водяным паром или «глухим» подогревом. Орошение в сложной колонне 3 создается конденсацией паров в верху колонны и в промежуточных ее сечениях. Аналогичным образом организуется и процесс разделения мазута в вакуумной колонне.Эффективная сепарация фаз в секции питания сложной колонны достигается установкой специальных сепараторов жидкости и промывкой потока паров стекающей жидкостью. Для этого режим работы колонны подбирают таким образом, чтобы с нижней сепарационной секции сложной колонны в нижнюю отпарную секцию стекала флегма Fn, количество которой обусловлено определенным избытком однократного испарения. Если принять расход избытка однократного испарения равным Fn = (0,05-0,07)F, то доля отгона сырья должна быть на величину Fn больше отбора дистиллятной фракции.При правильной организации промывки отбойников и сепарации фаз после однократного испарения тяжелая дистиллятная фракция содержит незначительное количество смолистоасфальтеновых, сернистых и металлоорганических соединений.Используемые в промышленности ректификационные колонны позволяют обеспечить требуемую степень разделения дистиллятных фракций при оптимальных затратах тепла, необходимого для таких энергоемких процессов, как первичная перегонка нефти и мазута.
Классификация установок первичной перегонки нефти на НПЗ
Технологические схемы установок первичной перегонки нефти обычно выбираются для определенного варианта переработки нефти:
Топливного,
Топливно-масляного.
При неглубокой переработке нефти по топливному варианту перегонка ее осуществляется на установках АТ (атмосферных трубчатках); при глубокой переработке – на установках АВТ (атмосферно-вакуумных трубчатках) топливного варианта и при переработке по масляному варианту – на установках АВТ масляного варианта. В зависимости от варианта переработки нефти получают различный ассортимент топливных и масляных фракций, а на установках АТ при неглубоком топливном варианте получают компоненты моторных топлив и в остатке мазут (котельное топливо). По глубокому топливному варианту на атмосферном блоке получают бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут подвергают дальнейшей переработке на блоках вакуумной перегонки с выделением широкой дистиллятной фракции и гудрона с последующим их крекированием.При топливно-масляном варианте переработки нефти и наличии на заводе установок каталитического крекинга и АВТ большой единичной мощности целесообразно использование комбинированной технологической схемы установки первичной перегонки нефти, обеспечивающей одновременное или раздельное получение из нефти наряду с топливными фракциями широкой и узких масляных фракций. Принципиальные технологические схемы таких установок приведены на рис. По данной схеме переработка нефти осуществляется в три ступени: атмосферная перегонка с получением топливных фракций и мазута, вакуумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона и вакуумная перегонка смеси мазута и гудрона, или с получением широкой масляной фракции и утяжеленного остатка, используемого для производства гудрона.
Рис. 2. Принципиальные схемы установок первичной перегонки нефти по топливному варианту неглубокой переработки АТ (а), топливному варианту глубокой переработки АВТ (б) и топливно-масляному варианту (в):
1 - атмосферная колонна; 2-отпарная секция; 3- вакуумная колонна;
I-нефть; II-легкий бензин; III-углеводородный газ; IV-тяжелый
бензин; V-водяной пар; VI-керосин; VII-легкое дизельное топливо; VIII-тяжелое дизельное топливо; IX- мазут; X-неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздающую систему; XI- широкая масляная фракция; XII- гудрон; XIII - легкий масляный дистиллят; XIV-средний масляный дистиллят; XV- тяжелый масляный дистиллят.
Применение двух ступеней вакуумной перегонки с одновременным или раздельным получением широкой и узких масляных фракций придает установкам АВТ значительную технологическую гибкость.Установка АВТ, комбинированная с обезвоживанием и обессоливанием нефти, с двухступенчатой вакуумной перегонкой показана на рис. 3.
Рис. 3. Комбинированная схема установки АВТ:
1 - электродегидратор; 2 - колонна стабилизации; 3-атмосферная колонна;
4 - отпарная секция; 5-вакуумная колонна I ступени; 6-вакуумная колонна II ступени;
1-нефть; II - легкий стабильный бензин; III-сжиженный газ; IV-углеводородный газ; V- тяжелый бензин; VI-водяной пар; VII-керосин; VIII- легкое дизельное топливо; IX-тяжелое дизельное топливо; X-легкий вакуумный газойль; XI - неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздаюшую систему; XII - легкий масляный дистиллят; XIII- средний масляный дистиллят; XIV- тяжелый масляный дистиллят; XV- гудрон (на деасфальтизацию); XVI- широкая масляная фракция; XVII-утяжеленный гудрон (асфальт).
Продукты первичной перегонки нефти на НПЗ
В зависимости от состава нефти, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов установок первичной перегонки нефти может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефтей получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержанию целевых компонентов): бензиновые н.к. - 140 (180) 0С, керосиновые 140 (180)-240 °С, дизельные 240-350 0С, вакуумный дистиллят (газойль) 350-490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350-400, 400-450 и 450-500 0С, тяжелый остаток > 500 °С - гудрон.Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава нефти, т. е. от потенциального содержания целевых фракций в нефтях. В качестве примера в табл. 8.1 приведены данные по выходу топливных и масляных фракций из ромашкинской и самотлорской нефтей, различающихся потенциальным содержанием топливных фракций - содержание фракций до 350 °С в этих нефтях составляет около 46 и 50 % (мае.) соответственно (табл. 8.1).Рассмотрим направления использования продуктов первичной перегонки нефти и мазута.Углеводородный газ состоит в основном из пропана и бутана. Пропан-бутановая фракция используется как сырье газофракционирующей установки для выделения из нее индивидуальных углеводородов, получения бытового топлива. В зависимости от технологического режима и аппаратурного оформления первичной перегонки нефти пропан-бута-новая фракция может получаться в сжиженном или газообразном состоянии.Бензиновая фракция н.к. -180 °С используется как сырье установки вторичной перегонки бензинов (вторичной ректификации).Керосиновая фракция 120-240 0С после очистки или облагораживания используется как реактивное топливо; фракция 150-300 0С - как осветительный керосин или компонент дизельного топлива. Фракция дизельного топлива 180-350 °С после очистки используется в качестве дизельного топлива; возможно получение компонентов легкого (зимнего) и тяжелого (летнего) дизельного топлива соответствующего фракционного состава, например 180-240 и 240-350 °С. Фракция 200-220 °С парафинистых нефтей используется как сырье для производства жидких парафинов - основы для получения синтетических моющих средств.Атмосферный газойль 330-360 °С - затемненный продукт, получается на установке АВТ, работающей по топливному варианту; используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установки каталитического крекинга.Мазут - остаток первичной перегонки нефти; облегченный мазут (> 330 °С) может использоваться в качестве котельного топлива, утяжеленный мазут (> 360 °С) - как сырье для последующей переработки на масляные фракции до гудрона. В настоящее время мазут может использоваться также как сырье установок каталитического крекинга или гидрокрекинга (ранее применялся в качестве сырья установок термического крекинга).Широкая масляная фракция (вакуумный газойль) 350-500° или 350- 550 °С используется как сырье установки каталитического крекинга и гидрокрекинга.Узкие масляные фракции 350-400, 400-450 и 450-500 0С после соответствующей очистки от сернистых соединений, полициклических ароматических и нормальных парафиновых углеводородов используются для производства смазочных масел.Гудрон - остаток вакуумной перегонки мазута - подвергается дальнейшей переработке с целью получения остаточных масел, кокса и (или) битума, а также котельного топлива путем снижения вязкости на установках висбрекинга.
Комбинированная установка первичной переработки нефти на НПЗ
В большинстве случаев атмосферная перегонка нефти и вакуумная перегонка мазута проводятся на одной установке АВТ, которая часто комбинируется с ЭЛОУ, а иногда и с блоком вторичной перегонки бензина. Типовые мощности отечественных установок первичной переработки нефти 2, 3, 4, 6 млн т/год.Ниже приводится описание работы комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ с секцией вторичной перегонки бензиновой фракции.Установка рассчитана на переработку нестабильной нефти типа ромашкинской и отбор фракций н. к. - 62, 62-140, 140-180, 180-220 (240), 220 (240)-280, 280-350, 350-500 °С (остаток-гудрон). Исходное сырье, поступающее на установку, содержит 100-300 мг/л солей и до 2 % (мае.) воды. Содержание низкокипящих углеводородных газов в нефти достигает 2,5 % (мае.) на нефть. На установке принята двухступенчатая схема электрообессоливания, позволяющая снизить содержание солей до 3-5 мг/л и воды до 0,1 % (мае.). Технологическая схема установки предусматривает двукратное испарение нефти. Головные фракции из первой ректификационной колонны и основной ректификационной колонны вследствие близкого фракционного состава получаемых из них продуктов объединяются и совместно направляются на стабилизацию. Бензиновая фракция н. к. - 180 °С после стабилизации направляется на вторичную перегонку для выделения фракций н. к. - 62, 62-140 и 140-180 °С. Блок защелачивания предназначается для щелочной очистки фракций н. к. - 62 (компонент автобензина) и 140- 220 °С (компонент топлива ТС-1). Фракция 140-220 °С промывается водой, а затем осушается в электроразделителях.Сырая нефть (рис. 8.17) прокачивается насосами двумя потоками через теплообменники, где нагревается до 160 °С за счет регенерации тепла горячих нефтепродуктов, и направляется двумя параллельными потоками в электродегидраторы 3. На прием сырьевых насосов подается щелочной раствор и деэмульгатор. В электрическом поле высокого напряжения эмульсия разрушается и вода отделяется от нефти. Электродегидраторы рассчитаны на работу при 145-160 °С и давлении 1,4- 1,6 МПа. Обессоленная и обезвоженная нефть двумя потоками дополнительно нагревается в теплообменниках до 210-250 °С и направляется в первую ректификационную колонну 6. С верха колонны головной погон в паровой фазе отводится в конденсаторы-холодильники воздушного охлаждения и после доохлаждения в водяном холодильнике до 30-35 °С поступает в емкость 4. Тепловой режим в колонне б поддерживается «горячей» струей, поступающей из печи 75 с температурой 340 0С.
Рис.5 Принципиальная схема комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ
производительностью 6 млн т/год сернистой нефти:
1 - насосы; 2 -теплообменники; 3-электродегидраторы; 4- емкости; 5-конденсаторы-холодильники; 6- первая ректификационная колонна; 7-основная ректификационная колонна; 8- отпарные колонны; 9 - фракционирующий абсорбер; 10- стабилизатор; 11, 12 - фракционирующие колонны вторичной перегонки бензина; 13- вакуумная колонна; 14 - вакуумсоздающее устройство; 15-печи;
I-сырая нефть; II-обессоленная нефть; III- V-компоненты светлых нефтепродуктов; VI, VII- узкие бензиновые фракции (н.к. - 62 °С и 85- 120 °С соответственно); VIII - продукты разложения; IX- дистилляты вакуумной колонны; X-острый водяной пар; XI-гудрон; XII- бензольная фракция (62-85 °С); XIII - тяжелая фракция бензина (выше 120 °С); XIV- сухой газ; XV- жирный газ
Остаток первой ректификационной колонны 6- полуотбензиненная нефть - нагревается в печи атмосферного блока установки до 360 °С и поступает в основную ректификационную колонну 7, вверху которой поддерживается давление 0,15 МПа. В этой колонне применяются верхнее острое и два циркуляционных орошения. С верха колонны выходят пары фракции 85- 180°С и водяной пар, которые направляются в конденсаторы-холодильники. Конденсат при 30-35 0С подается в емкость. Из основной ректификационной колонны 7 в виде боковых погонов через соответствующие отпарные колонны 8 выводят фракции 180-220 °С (III), 220-280 °С (IV) и 280-350 0C (V).Фракции 85-180°С и 180-220 °С защелачивают. Фракции 220- 280 °С и 280-350 0С после охлаждения до 60 °С направляют в резервуары. Мазут (нижний продукт основной ректификационной колонны) подается в печь 75 вакуумного блока установки, где нагревается до 410 °С, и с этой температурой проходит в вакуумную колонну 13.Получаемая в вакуумной колонне верхняя боковая фракция до 350 °С подается в основную ректификационную колонну 7. Из вакуумной колонны в виде бокового погона отводится фракция 350-500 0С. В этой колонне обычно применяется одно промежуточное циркуляционное орошение. Гудрон с низа вакуумной колонны прокачивается через теплообменники и холодильники и при 90 °С направляется в промежуточные резервуары.На установке применяются в основном аппараты воздушного охлаждения, что способствует сокращению расхода воды.
На установке предусмотрена возможность работы без блока вакуумной перегонки. В этом случае мазут с низа ректификационной колонны 7 прокачивается через теплообменники и холодильники, где охлаждается до 90 °С, и направляется в резервуарный парк.Широкая бензиновая фракция н.к. - 180 °С после нагрева до 170 °С поступает в абсорбер 9. После отделения в абсорбере сухих газов (XIV) нижний поток направляется в стабилизатор 10. В абсорбере и стабилизаторе поддерживается давление 1,2МПа. В стабилизаторе 10 нижний продукт абсорбера разделяется на два потока: верхний (до 85 °С) и нижний (выше 85 °С). В колонне 77 верхний поток разделяется на узкие фракции VI (н.к. - 62 °С) и XII (62-85 °С). Нижний поток из стабилизатора направляется в колонну 72, в которой разделяется на фракцию VII (85-120 °С) и XIII (120-180 °С). Тепловой режим абсорбера регулируется подачей флегмы, которая прокачивается через печь и в паровой фазе возвращается в низ абсорбера.Установка может работать с выключенным блоком вторичной перегонки. В этом случае стабильный бензин с низа стабилизатора 10 направляется в теплообменник, откуда поток через холодильник поступает на защелачивание и далее в резервуарный парк.Для удаления следов воды фракцию 140-250 °С осушают в электроразделителях. На 1т перерабатываемой нефти расходуется 3,5-4м3 воды, 1,1 кг водяного пара, 27-33 кг топлива. На установке рационально используется тепловая энергия вторичных источников. За счет утилизации тепла горячих потоков производится около 35 т/ч пара высокого давления. В начале установка была запроектирована без блока ЭЛОУ, в процессе эксплуатации она была дооборудована этим узлом. На ряде нефтеперерабатывающих заводов производительность установки в результате дооборудования дополнительными аппаратами и сооружениями превысила проектную - 6 млн т/год и достиглГ 7-8 млн т/год.Материальный баланс установки производительностью 6 млн т/год (для нефти типа ромашкинской) характеризуется данными табл. Полученные при первичной перегонке нефти продукты не являются товарными и направляются на облагораживание (гидроочистка, депарафинизация) или на дальнейшую переработку путем деструктивных вторичных процессов. Эти процессы обеспечивают получение ценных компонентов топлива и мономеров для нефтехимического синтеза, углубление переработки нефти, а также более широкого ассортимента продукции НПЗ.Ко вторичным деструктивным процессам относятся изомеризация, риформинг, термический и каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование, окисление гудрона в битумы. По масляному варианту соответствующие узкие фракции вакуумного газойля и гудрон направляются на последовательные процессы очистки и приготовления товарных масел.
Таким образом, являясь головным процессом НПЗ как топливного, масляного, так и нефтехимического профиля, первичная перегонка нефти обеспечивает сырьем все установки завода. От качества разделения нефти - полноты отбора фракций от потенциала и четкости разделения - зависят технологические параметры и результаты работы всех последующих процессов и в конечном итоге общий материальный баланс завода и качество товарных нефтепродуктов.
Крекинг нефти на НПЗ
Кре́кинг (англ. cracking, расщепление) - высокотемпературная переработка нефти и её фракций с целью получения, как правило, продуктов меньшей молекулярной массы - моторных топлив, смазочных масел и т. п., а также сырья для химической и нефтехимической промышленности. Крекинг протекает с разрывом связей С-С и образованием свободных радикалов или карбанионов. Одновременно с разрывом связей С-С происходит дегидрирование, изомеризация, полимеризация и конденсация как промежуточных, так и исходных веществ. В результате последних двух процессов образуются т. н. крекинг-остаток (фракция с температурой кипения более 350 °C) и нефтяной кокс.
Первая в мире промышленная установка непрерывного термического крекинга нефти была создана и запатентована инженером В. Г. Шуховым и его помощником С. П. Гавриловым в 1891 году (патент Российской империи № 12926 от 27 ноября 1891 года). Была сделана экспериментальная установка. Научные и инженерные решения В. Г. Шухова повторены У. Бартоном при сооружении первой промышленной установки в США в 1915-1918 годах. Первые отечественные промышленные установки крекинга построены В. Г. Шуховым в 1934 году на заводе «Советский крекинг» в Баку.
Крекинг проводят нагреванием нефтяного сырья или одновременным воздействием на него высокой температуры и катализаторов.
В первом случае процесс применяют для получения бензинов (низкооктановые компоненты автомобильных топлив) и газойлевых (компоненты флотских мазутов, газотурбинных и печных топлив) фракций, высокоароматизированного нефтяного сырья в производстве технического углерода (сажи), а также альфа-олефинов (термический крекинг); котельных, а также автомобильных и дизельных топлив (висбрекинг); нефтяного кокса, а также углеводородных газов, бензинов и керосино-газойлевых фракций; этилена, пропилена, а также ароматических углеводородов (пиролиз нефтяного сырья).
Во втором случае процесс используют для получения базовых компонентов высокооктановых бензинов, газойлей, углеводородных газов (каталитический крекинг); бензиновых фракций, реактивных и дизельных топлив, нефтяных масел, а также сырья для процессов пиролиза нефтяных фракций и каталитического риформинга (гидрокрекинг).
Используют также др. виды пиролитического расщепления сырья, например процесс получения этилена и ацетилена действием электрического разряда в метане (электрокрекинг), осуществляемый при 1000-1300 °C и 0,14 МПа в течение 0,01-0,1 с.
Крекинг используют для повышения октанового числа бензина (увеличения массовой доли C8H18).
В ходе каталитического крекинга протекают также процессы изомеризации алканов.
Вторичная переработка нефти проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов - бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла - крекинг (англ. cracking - расщепление).
В 1891 году инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизельное топливо составляет от 40-45 до 55-60 %. Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.
Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. Катализатор отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.
Каталитический крекинг на НПЗ
Каталитический крекинг - процесс каталитического деструктивного превращения тяжелых дистиллятных нефтяных фракций в моторные топлива и сырье для нефтехимии, производства технического углерода и кокса. Процесс протекает в присутствии алюмосиликатных катализаторов при температуре 450- 530 °С и давлении 0,07-0,3 МПа.
Механизм большинства реакций каталитического крекинга удовлетворительно объясняется в рамках цепной карбкатионной теории. В условиях каталитического крекинга карбкатионы могут существовать только в виде ионных пар карбкатион - отрицательно заряженный активный центр поверхности.
Химические основы процесса. Сущность процессов, протекающих при каталитическом крекинге, заключается в следующих реакциях:
1) расщепление высокомолекулярных углеводородов (собственно крекинг);
2) изомеризация;
3) дегидрирование циклоалканов в арены.
Деструкция тяжелого нефтяного сырья вызывает образование дополнительного количества светлых моторных топлив, наибольшее значение из которых имеет бензин. Реализация всех трех типов реакций приводит к повышению октанового числа бензина: при одинаковой структуре октановые числа углеводородов возрастают с уменьшением молекулярной массы; октановые числа изоалканов выше, чем алканов нормального строения, а аренов - выше, чем циклоалканов и алканов.
Превращения алканов. Алканы в условиях каталитического крекинга подвергаются изомеризации и распаду на алканы и алкены меньшей молекулярной массы.
Первая стадия цепного процесса - зарождение цепи - может происходить двумя способами.
При первом способе часть молекул алканов подвергается
вначале термическому крекингу. Образующиеся алкены отрывают протоны от катализатора и превращаются в карбкатионы.
По второму способу образование карбкатиоиа возможно непосредственно из алкана путем отщепления гидрид-иона под действием протонного центра или апротонного катализатора:
Ввиду того, что отрыв гидрид-иона от третичного углеродного атома требует меньших затрат энергии, чем от вторичного и первичного, изоалканы крекируются значительно быстрее, чем алканы нормального строения.Реакции развития цепи включают все возможные в данных условиях реакции карбкатионов. Например, если на первой стадии процесса образовался первичный карбкатион С7Н15, то наиболее вероятным направлением его превращения будет изомеризация в более устойчивые вторичную и третичную структуры. Теплота, выделяющаяся при изомеризации, может быть затрачена на расщепление нового иона. Таким образом, процесс превращения карбкатиона С7Н15 состоит в последовательно-параллельном чередовании реакций изомеризации и р-распада. Так как распад алкильных карбкатионов с образованием первичных и вторичных ионов Ci-Сз происходит значительно труднее, чем с образованием третичных ионов с большим числом атомов углерода, то скорость каталитического крекинга алканов возрастает с удлинением цепи. Например, при крекинге в одинаковых условиях степень превращения С5Н12 составляет 1 %; C7H16 -3 %; С12Н24- 18 %; C16H34 -42 %. Легкость (низкая эндотермичность) распада ионов с отщеплением третичных карбкатионов приводит к накоплению изоструктур в продуктах распада алканов, содержащих 7 и более атомов углерода. Выделяющиеся низкомолекулярные карбкатионы после изомеризации отрывают гидрид-ион от молекулы исходного углеводорода, и весь цикл реакций повторяется. Обрыв цепи происходит при встрече карбкатиона с анионом катализатора.
Скорость каталитического крекинга алканов на 1-2 порядка выше скорости их термического крекинга.
Превращения циклоалканов. Скорость каталитического крекинга циклоалканов близка к скорости крекинга алканов с равным числом атомов углерода. Основными реакциями циклоалканов являются: раскрытие кольца с образованием алкенов и диенов; дегидрирование, ведущее к образованию аренов; изомеризация циклов и боковых цепей.
Стадия инициирования - возникновения карбкатионов - для насыщенных углеводородов циклического и ациклического строения протекает одинаково.
Образовавшиеся карбкатионы отрывают гидрид-ион от молекул циклоалканов. Отщепление гидрид-иона от третичного углеродного атома протекает легче, чем от вторичного, следовательно, глубина крекинга возрастает с увеличением числа заместителей в кольце.
Неоструктуры (1,1-диметилциклогексан) отщепляют гидрид-ион от вторичного углерода, поэтому степень превращения близка к незамещенному циклогексану.
Распад циклогексильного иона может происходить двумя путями: с разрывом С-С-связей и с расщеплением С-Н-связей.
В результате реакции с разрывом С-С-связей образуются алкены и алкадиены.
Алкенильный ион легко изомеризуется в аллильный. Наиболее вероятными реакциями аллильного иона являются отрыв гидрид-иона от исходной молекулы или передача протона молекуле алкена или катализатору.
Циклоалкены подвергаются каталитическому крекингу значительно быстрее, чем циклоалканы.
Распад циклогексильного карбкатиона с расщеплением С-Н-связей энергетически более выгоден, так как через промежуточные циклоалкеновые структуры образуются арены.
Выход аренов достигает 25 % и более от продуктов превращения циклогексанов, а газы крекинга циклоалканов содержат повышенное по сравнению с газами крекинга алканов количество водорода.
Наблюдается также изомеризация циклогексанов в циклопентаны и обратно. Реакция протекает через протонированное циклопропановое кольцо.
Циклопентаны в условиях каталитического крекинга более устойчивы, чем цнклогексаны. Поэтому равновесие сильно сдвинуто вправо. Однако циклогексаны в этих условиях подвергаются дегидрированию в арены. Удаление продукта из сферы реакции смещает равновесие влево. Избирательность превращения циклогексана в бензол или метилциклопентан в конечном счете зависит от катализатора.
При наличии длинных боковых цепей в молекуле циклоалкана возможны изомеризация боковой цепи и деалкилирование.
Биииклические циклоалканы ароматизируются в большей степени, чем моноциклические. Так, при каталитическом крекинге декалина (500°С) выход аренов составляет приблизительно 33 % на превращенный декалин. Еще больше ароматических соединений (87,8 %) образуется при крекинге тетралина в тех же условиях.
Превращения алкенов. Скорость каталитического крекинга алкенов на 2-3 порядка выше скорости крекинга соответствующих алканов, что объясняется легкостью образования из алкенов карбкатионов:
При присоединении протона к молекуле алкена образуется такой же ион, как и при отщеплении гидрид-иона от алкана, что определяет общность их реакций при каталитическом крекинге - это изомеризация и р-распад. Вместе с тем алкенам свойственны также специфические реакции перераспределения водорода и циклизации.
Сущность реакции перераспределения водорода состоит в том, что в присутствии кислотных катализаторов часть алкенов теряет водород и превращается в полиненасыщенные соединения, одновременно другая часть алкенов гидрируется этим водородом, переходя в алканы.
Алкены, адсорбированные на катализаторе, постепенно теряют водород. Сильноненасыщенные углеводороды полимеризуются, циклизуются и, постепенно обедняясь водородом, превращаются в кокс. Циклизация алкенов может привести к образованию циклопентанов, циклопентенов и аренов. Пятичленные циклы изомеризуются в шестичленные и также ароматизируются.
Превращения аренов. Незамещенные арены в условиях каталитического крекинга устойчивы. Метилзамещенные арены реагируют со скоростью, близкой к алканам. Алкилпроизводные аренов, содержащие два и более атомов углерода в цепи, крекируются примерно с такой же скоростью, что и алкены. Основной реакцией алкилпроизводных аренов является деалкилирование. Это объясняется большим сродством ароматического кольца к протону, чем к алкильному иону.
Скорость реакции возрастает с увеличением длины цепи алкильного заместителя, а также в ряду: С6Н5 - Cneрв < < С6Н5 - Свтор < С6Н5 - Стрет, что обусловлено большой устойчивостью образующихся карбкатионоб.
В случае метилзамещенных аренов отщепление карбкатиона энергетически затруднено, поэтому в основном протекают реакции диспропорционирования и изомеризации по положению заместителей.
Полициклические арены прочно сорбируются на катализаторе и подвергаются постепенной деструкции и перераспределению водорода с образованием кокса.
Итак, кокс, образующийся на поверхности катализатора, является смесью сильноненасыщенных полимерных смолообразных алкенов и полициклических аренов. Он блокирует активные центры катализатора и снижает его активность. Для удаления кокса катализатор периодически подвергают регенерации путем окисления.
Катализаторы процесса и альтернативный механизм реакции. Современные катализаторы крекинга представляют собой сложные системы, состоящие из 10-25 % цеолита Y в редкоземельной или декатионированной форме, равномерно распределенного в аморфном; алюмосиликате, и сформованные в виде микросфер или шариков.
Структура цеолита образована тетраэдрами SiO4 и АlO4. Атомы алюминия несут одиночный отрицательный заряд, который компенсируется находящимися в пустотах кристаллической решетки катионами металла. Цеолиты с одновалентными катионами неактивны, так как такие катионы полностью компенсируют заряд тетраэдра АЮ4. Замена одновалентного катиона на двух- или трехвалентный приводит к декомпенсации зарядов и создает высокую напряженность электростатического поля, достаточную для образования карбкатионов в результате смещения электронной пары.Аморфный алюмосиликат, в котором распределен цеолит, обладает собственной активностью. Каталитически активными центрами алюмосиликатов являются как кислоты Бренстеда, так и Льюиса. В качестве кислоты Бренстеда может выступать протон, образующийся из воды, хемосорбированной координационно ненасыщенным атомом алюминия (а), протон гидроксильной группы, связанной с атомом алюминия (б) или кремния.Наибольшее значение имеют протонодонорные центры, так как полностью дегидратированный алюмосиликат практически неактивен. В цеолитсодержащих алюмосиликатных катализаторах роль катиона металла, по-видимому, состоит в увеличении подвижности протона и стабильности кислотных центров Бренстеда, а также создании дополнительного количества кислотных центров протонизацией молекул воды.Вследствие этого скорость реакций на цеолитсодержащем катализаторе на 2-3 порядка выше, чем на аморфном. В то же время цеолитсодержащие катализаторы обладают более высокой термической и механической стабильностью, чем чистые цеолиты.Качественная сторона карбкатионной теории получила общее признание. Однако на ее основе не удается предсказать количественный выход продуктов даже при крекинге индивидуальных соединений. Следует отметить, что существование карбкатионов на поверхности алюмосиликатного катализатора не доказано экспериментально. Возможно, что промежуточными частицами при каталитическом крекинге являются не карбкатионы (п-комплексы), для образования" которых необходим полный гетеролитический разрыв связей, а поверхностные комплексные соединения углеводородов с активными центрами катализатора. Такими соединениями могут быть п-комплексы, для образования которых требуется меньше энергии, чем для образования п-комплексов.Макрокинетика процесса. Каталитический крекинг, как любой гетерогенный каталитический процесс, протекает в несколько стадий: сырье поступает к поверхности катализатора (внешняя диффузия), проникает в поры катализатора (внутренняя диффузия), хемосорбируется на активных центрах катализатора и вступает в химические реакции. Далее, происходит десорбция продуктов крекинга и непрореагировавшего сырья с поверхности, диффузия его из пор катализатора и удаление продуктов крекинга из зоны реакции.Скорость процесса определяет наиболее медленная стадия. Если процесс протекает в диффузионной области, то скорость его мало зависит от температуры. Для увеличения скорости необходимо применять крупнопористый или сильноизмельченный, например пылевидный, катализатор, что позволит увеличить поверхность катализатора.Если наиболее медленной стадией является химическая реакция, то скорость процесса зависит главным образом от температуры. Однако увеличивать скорость повышением температуры можно только до определенного предела, после которого реакция переходит в диффузионную область.Для крекинга нефтяных фракций практически невозможно описать все химические реакции. Поэтому обычно ограничиваются рассмотрением схем, учитывающих основные направления и результирующий эффект крекинга. Кинетику крекинга нефтяных фракций на цеолитсодержащем катализаторе в большинстве случаев представляют уравнением первого порядка.Более точное описание кинетики каталитического крекинга нефтяных фракций достигается при использовании уравнений, учитывающих дезактивацию катализатора в ходе реакции. Скорость процесса и выход продуктов крекинга существенно меняются в зависимости от качества сырья, свойств катализатора и полноты его регенерации, технологического режима и конструктивных особенностей реакционных аппаратов.Каталитический крекинг в промышленности. Каталитический крекинг на алюмосиликатных катализаторах - один из самых многотоннажных процессов в нефтеперерабатывающей промышленности. Целевым назначением процесса является получение высокооктанового бензина из вакуумных дистиллятов различных нефтей, выкипающих в пределах 300-500 °С.Каталитический крекинг на цеолитсодержащих катализаторах проводят при 450-530 °С под давлением, близким к атмосферному (0,07-0,3 МПа).Кроме высокооктанового бензина на установках каталитического крекинга получают также углеводородный газ, легкий и тяжелый газойли. Количество и качество продуктов зависят от характеристики перерабатываемого сырья, катализатора, а также режима процесса.Углеводородный газ содержит 75-90 % фракции С3-С4. Его используют после разделения в процессах алкилирования, полимеризации, для производства этилена, пропилена, бутадиена, изопрена, полиизобутилена, ПАВ и других нефтехимических продуктов. Бензиновую фракцию (к. к. 195 °С) применяют как базовый компонент автомобильного бензина. Она содержит аренов 25-40, алкенов 15-30, циклоалканов 2-10 и алканов, преимущественно изостроения, 35-60 % (масс). Октановое число фракции составляет 78-85 (по моторному методу).Компоненты, выкипающие выше 195°С, разделяются на фракции. При работе по топливному варианту: 195-350 °С - легкий газойль и >350°С - тяжелый газойль; при работе по нефтехимическому варианту: 195-270 °С, 270-420 °С и остаток > 420°С. Легкий газойль (195-350 °С) используют как компонент дизельного топлива и в качестве разбавителя при получении мазутов. Цетановое число легкого каталитического газойля, полученного из парафинового сырья, 45-56, из нафтено-ароматического -25-35. Фракцию 195-270 °С применяют как флотореагент, фракцию 270-420 °С - как сырье Для производства технического углерода. Остаточные продукты (>350°С или >420°С) используют как компоненты котельного топлива или сырья для процессов термического крекинга и коксования.
Гидроочистка нефти на нефтеперерабатывающем заводе
Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. Один из наиболее важных процессов в нефтепереработке.
Задача процесса - очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.
Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280-340 °C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции, содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.
Гидроочистка нефтепродуктов
Гидроочистка - процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре.
Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах.
Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов. Наиболее распространённый процесс нефтепереработки.
Гидроочистке подвергаются следующие фракции нефти:
1. Бензиновые фракции (прямогонные и каталитического крекинга);
2. Керосиновые фракции;
3. Дизельное топливо;
4. Вакуумный газойль;
5. Фракции масел.
Гидроочистка бензиновых фракций
Различают гидроочистку прямогонных бензиновых фракций и фракций бензина каталитического крекинга.
1. Гидроочистка бензина прямогонных бензиновых фракций.
Направлен на получения гидроочищенных бензиновых фракций - сырья для риформинга. Процесс гидроочистки бензиновых фракций основан на реакциях гидрогенолиза и частичной деструкции молекул в среде водородсодержащего газа, в результате чего органические соединения серы, азота, кислорода, хлора, металлов, содержащиеся в сырье, превращаются в сероводород, аммиак, воду, хлороводород и соответствующие углеводороды Качество топлива до и после гидроочистки:
Качество топлива до и после гидроочистки:
Параметры процесса: Давление 1,8-2 МПа; Температура 350-420 °C; Содержание водорода в ВСГ - 75 %; Кратность циркуляции водорода 180-300 м³/м³; Катализатор - никель - молибденовый.
Типичный материальный баланс процесса:
Параметры процесса: Давление 1,5-2,2 МПа; Температура 300-400 °C; Содержание водорода в ВСГ - 75 %; Кратность циркуляции водорода 180-250 м³/м³; Катализатор -кобальт - молибденовый
Гидроочистка дизельного топлива. Гидроочистка дизельного топлива направлена на снижение содержания серы и полиароматических углеводоров. Сернистые соединения сгорая образуют сернистый газ, который с водой образует сернистую кислоту -основной источник кислотных дождей. Полиароматика снижает цетановое число. Гидроочистка вакуумного газойля направлена на снижение содержания серы и полиароматических углеводородов. Гидроочищенный газойль является сырьем для каталитического крекинга. Сернистые соединения отравляют катализатор крекинга, а также ухудшают качество целевого продукта бензина каталитического крекинга (см. Гидроочистка бензиновых фракций).
Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу) при переработке нефти на НПЗ
Процесс Клауса - это процесс каталитической окислительной конверсии сероводорода. Источник сероводорода - природные и промышленные. Природными источниками являются месторождения нефти и газа, вулканическая деятельность, разложение биомассы и т.д. Промышленнные источники - переработка нефти и газа (процессы гидроочистки и гидрокрекинга), металлургия и т.д.
Сероводород, получаемый с гидрогенизационных процессов переработки сернистых и высокосернистых нефтей, газоконденсатов и установок аминной очистки нефтяных и природных газов, обычно используют на НПЗ для производства элементной серы, иногда для производства серной кислоты.
Способы утилизации сероводорода и получение серы
В связи с ужесточением экологическим норм, для утилизации кислого газа, полученного в результате регенерации, могут использоваться следующие способы:
Закачка в пласт (захоронение);
Переработка в серу по методу Клауса с получением товарной серы по ГОСТ 127.1 93 ÷ 127.5 93;
Жидкофазное окисление H2S с получением серы нетоварной или товарной серы.
Подземная закачка газа
Подземное захоронение кислого газа как способ утилизации нашёл широкое применение в Северной Америке, внедряется в Западной Европе и на Ближнем Востоке. Закачку с целью захоронения кислого газа как отхода производства проводят в пласт, который имеет достаточную поглотительную способность – например, в непродуктивный пласт, в истощённую газовую или нефтяную залежь, а также в некоторые карбонатные или солевые залежи.
Процессы подземного захоронения кислого газа получили активное развитие в Канаде и USA в конце 80 х годов, когда цены на товарную серу были низкими (соответственно, получение небольшого количества товарной серы на промыслах являлось нерентабельным), а экологические требования и контроль всегда являлись более жёсткими по отношению к нефте- и газодобывающим регионам мира. Для выбора подходящего пласта для захоронения кислого газа проводят геологические исследования, включая моделирование. Как правило, находится возможность подобрать залежь для консервации кислого газа, о чём свидетельствует большое количество реализованных проектов в нефтегазовой отрасли в Северной Америке – примерно на 50 месторождениях в Канаде и 40 месторождениях в USA. В большинстве случаев нагнетательная скважина располагается на расстоянии от 0,1 4,0 км от установки (в отдельных случаях до 14 20 км), поглощающий пласт – на глубине от 0,6 2,7 км.
Например, с установки подготовки газа Shute Creek (газовое месторождение LaBarge, США) закачивают 1,8 2,5 млн.м3/сут кислого газа (H2S 70 %); установку закачки ввели в действие в 2005 г. как замену установки получения серы (процессы Клауса для переработки H2S в серу и SCOT для хвостовых газов). Таким образом, закачка кислого газа может успешно применяться как на маломощных, так и на крупных установки подготовки попутного и природного газа.
Способ закачки кислого газа в пласт имеет много технических особенностей. В процессе развития этого способа за рубежом накоплен значительный опыт, который может быть использован при реализации подобных проектов в РФ и ближнем зарубежье. В Канаде на многих промыслах процесс осуществляется в климатических условиях, соответствующих условиям Сибири. Эксплуатирующими и экологическими организациями за рубежом проводится мониторинг возможных утечек H2S и CO2 из подземных захоронений газа. До сих пор не наблюдалось проблемных случаев, экономическая и экологическая эффективность мероприятий по закачке кислого газа признаётся хорошей.
Н2S + 0,5О2→ S + Н2О.
Упрощенный химизм процесса следующий:
2Н2S + 4Fe3+→ 2S+4Н+ + 4Fe2+;
4H+ + О2 + 4Fe2+→ 2Н2О + 4Fe3+ ;
Н2S + 0,5О2→ S + Н2О.
Ионы железа в растворе находятся в виде хелатного комплекса.
Примером успешной реализации хелатного способа может быть представлена технология LO CAT фирмы Merichem. По данным фирмы, полученным при регенерации поглотителя продуктом является твёрдая сера («серная лепёшка»), содержащая 60 % основного вещества (в USA может применяться в качестве удобрения). Для получения более чистого продукта – серы технической по ГОСТ 127.1 93 – технологическая схема должна быть дополнена промывочными аппаратами, фильтрами и плавильниками, что сокращает затраты на химреагенты, но увеличивает капитальные и эксплуатационные затраты.
Другим примером промышленного процесса жидкофазного окисления является SulFerox компании Shell, в целом схематично аналогичный процессу LO CAT и отличающийся составом реагента. На рисунке 2 показана принципиальная схема процесса LO CAT, на рисунке 3 – процесса SulFerox.
Нефтепереработка в России на НПЗ
Переработка нефти в России ведется на 28 крупных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ), а также более чем на 200 мини-НПЗ, менее половины которых работает на легальных основаниях. Суммарная мощность перерабатывающих мощностей на территории России - 279 млн тонн.Наибольшие мощности по нефтепереработке расположены в Приволжском, Сибирском и Центральном федеральных округах. В 2004 году отмечалось, что на три этих округа приходится более 70 % общероссийских нефтеперерабатывающих мощностей.сновные производства размещены преимущественно вблизи районов потребления нефтепродуктов: в европейской части страны - в Рязанской, Ярославской, Нижегородской, Ленинградской областях, Краснодарском крае, на юге Сибири и Дальнем Востоке - в городах Омск, Ангарск, Ачинск, Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре. Кроме того, НПЗ построены в Башкирии, Самарской области и Пермском крае - регионах, являвшихся в свое время крупнейшими центрами нефтедобычи. Впоследствии, когда нефтедобыча переместилась в Западную Сибирь, мощности по переработке нефти на Урале и в Поволжье стали избыточными.В настоящее время на рынке нефти и нефтепродуктов в России доминирующее положение занимают несколько нефтяных компаний с вертикально-интегрированной структурой, которые осуществляют добычу и переработку нефти, а также реализацию нефтепродуктов, как крупным оптом, так и через собственную снабженческо-сбытовую сеть. Ситуация на рынке нефтепродуктов полностью зависит от стратегии нефтяных компаний, формирующейся под воздействием цен на нефть, товарной структуры и географии спроса.В собственности вертикально-интегрированных компаний находятся более 70 % перерабатывающих мощностей страны. Наибольшими установленными мощностями к началу 2010 года располагали компании «Роснефть» и «ЛУКОЙЛ», они же являются лидерами по объёмам переработки нефти, 49,6 млн тонн и 44,3 млн тонн соответственно. В сумме это почти 40 % переработанного в России сырья.
История переработки нефти в России на НПЗ
Большинство нефтеперерабатывающих заводов России появились в два десятилетия после Великой Отечественной войны. С 1945 по 1965 год было введено в эксплуатацию 16 НПЗ.
При выборе площадок для размещения НПЗ руководствовались прежде всего принципом близости к районам потребления нефтепродуктов. НПЗ в Рязанской, Ярославской и Горьковской областях были ориентированы на Центральный экономический район; в Ленинградской области - на Ленинградский промузел; в Краснодарском крае - на густозаселённый Северо-Кавказский район, в Омской области и Ангарске - на потребности Сибири. Однако шло и наращивание производства нефтепродуктов в местах добычи нефти. До конца 1960-х годов главным нефтедобывающим районом страны было Урало-Поволжье, и новые НПЗ были построены в Башкирии, Куйбышевской и Пермской областях. Эти НПЗ покрывали дефицит нефтепродуктов в Сибири и других районах России, а также в союзных республиках бывшего СССР.
За 1966-1991 годах в СССР было построено 7 новых НПЗ, из них 6 - вне РСФСР (в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте и Павлодаре). Единственным новым нефтеперерабатывающим предприятием, построенным после 1966 года на территории РСФСР, стал Ачинский НПЗ, введённый в эксплуатацию в 1982 году. Кроме того, в 1979 году была организована переработка нефти в Нижнекамске («Нижнекамскнефтехим») для обеспечения потребности в сырье нефтехимического производства.В 1990-х годах произошло резкое сокращение объёма производства в нефтепереработке. Из-за резкого сокращения внутреннего потребления нефти при суммарных мощностях по первичной ее переработке 296 млн т в год в 2000 году фактически переработано 168,7 млн т, то есть загрузка нефтеперерабатывающих заводов упала до 49,8 %. На большинстве НПЗ продолжала сохраняться отсталая структура нефтепереработки с низкой долей деструктивных углубляющих процессов, а также вторичных процессов, направленных на повышение качества продукции. Всё это обусловило низкую глубину переработки нефти и низкое качество выпускаемых нефтепродуктов. Глубина переработки нефти в 1999 году составила в среднем по России 67,4 %, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5 %, приблизившись к западноевропейским стандартам.
В последующие годы в нефтепереработке наметилась обнадёживающая тенденция. За период 2002-2007 годов наблюдался устойчивый рост объёмов переработки нефти со среднегодовым приростом порядка 3 % в 2002-2004 годах и 5,5 % в 2005-2007 годах. Средняя загрузка действующих НПЗ по первичной переработке в 2005 году составила 80 %, объём переработки увеличился со 179 в 2000 году до 220 млн тонн в 2006 году. Существенно увеличились инвестиции в нефтепереработку. В 2006 году они составили 40 млрд рублей, что на 12 % больше, чем в 2005 году. Выросла и глубина переработки нефти.
На ряде НПЗ было проведено строительство комплексов глубокой переработки нефти. В 2004 году вступил в строй комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля на Пермском НПЗ («ЛУКОЙЛ»), в 2005 году запущена установка каталитического риформинга мощностью 600 тыс. тонн в год на Ярославнефтеоргсинтезе («Славнефть»), комплекс мягкого гидрокрекинга вакуумного газойля и каталитического крекинга на Рязанском НПЗ (ТНК-BP).
В конце октября 2010 года Группа «Татнефть» ввела в строй установку первичной переработки нефти мощностью 7 млн тонн в год - часть строящегося в Нижнекамске комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО». Комплекс ориентирован на глубокую переработку тяжелой высокосернистой нефти, из которой планируется производить высококачественные нефтепродукты, в том числе бензин и дизельное топливо стандарта Евро-5. Глубина переработки составит 97 %. В конце 2010 года Нижегородский нефтеперерабатывающий завод начал выпуск автомобильного бензина стандарта Евро-4. В январе 2011 года Саратовский НПЗ начал производство дизтоплива стандарта Евро-4.
Всего в 2008-2010 годах в модернизацию НПЗ нефтяными компаниями было инвестировано 177 млрд рублей. За этот период было построено шесть новых и реконструировано десять действующих установок по производству качественных моторных топлив на нефтеперерабатывающих заводах вертикально-интегрированных нефтяных компаний.
В середине 2011 года отмечалось, что модернизация ведётся на большинстве крупных нефтеперерабатывающих заводов России.
8 июля 2011 года Путин провёл совещание «О состоянии нефтепереработки и рынка нефтепродуктов в Российской Федерации». Путин заявил, что нужно увеличить глубину переработки нефти, чтобы это полностью покрывало потребности внутреннего рынка в нефтепродуктах. По мнению Путина, надо вплотную заняться увеличением объёмов нефтепереработки, причём именно вторичной переработки, в том числе по таким технологическим процессам, как изомеризация, риформинг, крекинг. Он предложил начать постепенное сближение уровней пошлин на сырую нефть и тёмные нефтепродукты. Первоначально, сказал Путин, предлагается снизить экспортную пошлину на нефть до уровня 60 % и установить ставку экспортной пошлины на нефтепродукты на уровне 66 % от ставки экспортной пошлины на сырую нефть, а с 2015 года - выйти на равные ставки по мазуту и по сырой нефти. Путин заявил, что процесс модернизации нефтепереработки нужно взять под самый тщательный контроль и самим компаниям, и под государственный контроль, причём все компании должны представить конкретные программы реконструкции и развития НПЗ.
В 2011 году были заключены трёхсторонние модернизационные соглашения (нефтекомпаний, правительства и ФАС), которые оговаривают, что к 2015 году в России будет производиться около 180 млн тонн светлых нефтепродуктов. В соглашениях было заявлено, что в ходе модернизации НПЗ на период до 2020 года нефтяными компаниями будет реализована реконструкция и строительство 124 установок вторичных процессов на НПЗ. Минэнерго России обеспечивает постоянный контроль и в рамках своей компетенции проводит мониторинг выполнения программ по модернизации нефтеперерабатывающих мощностей и вводу новых мощностей вторичной переработки нефти в целях исполнения поручения Путина от 8 июля 2011 года и 28 декабря 2011 года.
В конце августа 2011 года Путин подписал постановление правительства № 716, устанавливающее новый порядок расчёта вывозных таможенных пошлин на нефтепродукты. Постановление было принято в рамках введения так называемой схемы «60-66», призванной стимулировать развитие отрасли и увеличивать глубину нефтепереработки. Согласно этой схеме, с 1 октября 2011 года были повышены пошлины на экспорт тёмных нефтепродуктов (мазут, бензол, толуол, ксилолы, вазелин, парафин и смазочные масла), а также на дизельное топливо с 46,7 % от пошлины на нефть до 66 %. При этом экспортная пошлина на сырую нефть по схеме 60-66 была снижена, чтобы компенсировать нефтяным компаниям затраты, которые возникнут у них в связи с повышением пошлин на нефтепродукты. Ранее ставка рассчитывалась по формуле «цена нефти на основе мониторинга за предшествующий месяц плюс 65 % от разницы между этой ценой и $182 за 1 тонну ($25 за 1 баррель - цена, принятая за основную)», теперь в формуле фигурируют 60 % от разницы цен. Согласно постановлению № 716, с 1 января 2015 года пошлина на темные нефтепродукты увеличится до 100 % от пошлины на сырую нефть, пошлина на светлые не изменится.
Программа модернизации нефтеперерабатывающих заводов на 2011 год была полностью выполнена нефтяными компаниями. Компанией «Роснефть» было реконструировано пять установок по вторичной переработке нефти: одна установка гидрокрекинга, одна установка гидроочистки дизельного топлива на Куйбышевском НПЗ и три установки каталитического риформинга на Куйбышевском, Сызранском и Комсомольском НПЗ. Кроме того, раньше срока в 2011 году введена в эксплуатацию установка изомеризации на НПЗ ОАО «Славнефть-ЯНОС» мощностью 718 тыс. тонн в год. По итогам 2011 года план по выпуску топлива, который был положен в основу модернизационных соглашений, компании даже перевыполнили. Так, дизельного топлива произвели на 1,8 млн тонн больше, чем было заявлено. Замглавы ФАС Анатолий Голомолзин заявил: «По сути, впервые за много лет российские компании начали серьёзно заниматься нефтепереработкой. Они вообще не считали нужным вкладываться в модернизацию и предпочитали более легкие пути. К примеру, выпускали мазут и экспортировали его. Но после того, как вывозные таможенные пошлины на темные и светлые нефтепродукты уравняли, гнать мазут стало невыгодно. Теперь с экономической точки зрения интереснее выпускать продукты с более глубокой степенью переработки. Более того, действующая сейчас система акцизов стимулирует нефтяников выпускать более качественные светлые нефтепродукты».
По состоянию на весну 2012 года велись работы по реконструкции и строительству 40 установок, ввод в эксплуатацию которых планируется осуществить в период 2013-2015 годов; строительство установок вторичных процессов, ввод в эксплуатацию которых запланирован на 2016-2020 годы, в основном находился на стадии планирования либо базового проектирования.
В середине 2012 года отмечалось, что модернизация НПЗ идёт в рамках установленной программы.
По итогам 2012 года нефтеперерабатывающая промышленность России поставила рекорд по объёмам переработки нефти за последние 20 лет и впервые за последние пять-шесть лет избежала осеннего кризиса на рынке бензина.
Источники статьи "Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) - это"
ru.wikipedia.org - свободная энциклопедия
ngfr.ru - все про нефть и газ
youtube.ru - видеохостинг
newchemistry.ru - поточные схемы нефтеперерабатывающих заводов
ecotoc.ru - экологические технологии
atexnik.ru - образовательно-информационный портал
newsruss.ru - нефтеперерабатывающая промышленность России
НК «Роснефть» - № 1 в России по мощностям и объемам переработки нефти.
Деятельность Компании в области нефтепереработки в последние годы была направлена на обеспечение потребности рынка в качественных нефтепродуктах.
В течение ряда лет «НК «Роснефть» последовательно осуществляет программу модернизации своих НПЗ, что позволило расширить ассортимент, улучшить качество выпускаемой продукции и повысить ее конкурентоспособность. Это наиболее масштабная в российской нефтяной отрасли программа модернизации нефтеперерабатывающих мощностей. В ходе реализации указанной программы с конца 2015 г. обеспечен переход на 100% выпуск моторных топлив экологического класса К5 для внутреннего рынка РФ, в соответствии с требованиями Технического регламента ТР ТС 013/2011. С 2018 года на ряде НПЗ Компании организовано производство автомобильных бензинов с улучшенными экологическими и эксплуатационными свойствами АИ-95-К5 «Евро-6», а также АИ-100-К5.
В составе Блока нефтепереработки Компании на территории Российской Федерации работают 13 крупных нефтеперерабатывающих заводов: Комсомольский НПЗ, Ангарская нефтехимическая компания, Ачинский НПЗ, Туапсинский НПЗ, Куйбышевский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Сызранский НПЗ, Саратовский НПЗ, Рязанская нефтеперерабатывающая компания, нефтеперерабатывающий комплекс ПАО АНК «Баш-нефть» («Башнефть-Новойл», «Башнефть-Уфанефтехим», «Башнефть-УНПЗ»), Ярославский НПЗ.
Суммарная проектная мощность основных нефтеперерабатывающих предприятий Компании на территории России составляет 118,4 млн. т нефти в год. В состав «Роснефти» также входят несколько мини-НПЗ, крупнейшим из которых является Нижне-вартовское нефтеперерабатывающее объединение.
Доля ПАО «НК «Роснефть» в переработке нефти в России составляет более 35%. Объ-ём переработки нефти на российских НПЗ Компании в 2018 г. составил более 103 млн. т, демонстрируя рост на 2,8% к уровню 2017 г. Выход светлых и глубина переработки составляет 58,1% и 75,1% соответственно, а производство автобензинов и дизельного топлива экологического класса К5 в 2018 г. увеличилось на 2%.
Объем переработки на мини-НПЗ Компании на территории РФ в 2018 г. составил 2 млн. т.
ПАО «НК «Роснефть» также владеет долями в ряде перерабатывающих активов за ру-бежом - в Германии, Белоруссии и Индии.
В Германии Компания владеет долями (от 24 до 54%) в трех высокоэффективных НПЗ - MiRO, Bayernoil и PCK, а в Белоруссии косвенно владеет 21% акций ОАО «Мозыр-ский НПЗ». Также Компания владеет 49%-ной долей в одном из крупнейших в Индии высокотехнологичном НПЗ Вадинар, имеющем мощность первичной переработки нефти 20 млн. т. в год.
Объем переработки нефти на заводах Германии по итогам 2018 г. составил 11,5 млн. т. Объем переработки нефтяного сырья ОАО «Мозырский НПЗ» в доле ПАО «НК «Роснефть» в 2018 г. составил 2,1 млн. т.
Нефть представляет собой важнейшее исходное сырье для промышленности России. Вопросы, которые связаны с этим ресурсом, во все времена считались одними из главных для экономики страны. Переработка нефти в России осуществляется специализированными предприятиями. Далее рассмотрим особенности этой отрасли более подробно.
Общие сведения
Отечественные нефтеперерабатывающие заводы стали появляться еще в 1745 году. Первое предприятие было основано братьями Чумеловыми на реке Ухте. Оно выпускало весьма востребованные в то время керосин и смазочные масла. В 1995 году первичная переработка нефти составила уже 180 млн тонн. Среди основных факторов размещения предприятий, занятых в этой отрасли, выступают сырьевой и потребительский.
Развитие отрасли
Основные нефтеперерабатывающие предприятия появились в России в послевоенные годы. До 1965-го в стране было создано порядка 16 мощностей, что составляет больше половины действующих в настоящее время. Во время экономических преобразований 1990-х годов отмечался значительный спад производства. Это было связано с резким снижением внутреннего потребления нефти. Вследствие этого качество выпускаемой продукции было достаточно низким. Упал и коэффициент глубины переработки до 67,4%. Только к 1999 году Омскому НПЗ удалось приблизиться к европейским и американским стандартам.
Современные реалии
В последние несколько лет переработка нефти стала выходить на новый уровень. Это обусловлено инвестициями в эту отрасль. С 2006 года они составили более 40 млрд руб. Кроме того, значительно увеличился и коэффициент глубины переработки. В 2010 году по указу Президента РФ было запрещено подключать к магистралям те предприятия, у которых он не достигал 70%. Глава государства объяснил это тем, что таким комбинатам необходима серьезная модернизация. В целом по стране количество таких мини-предприятий достигает 250. К концу 2012-го было запланировано построить крупный комплекс на конце трубопровода, проходящего к Тихому океану по Восточной Сибири. Его глубина переработки должна была составить порядка 93%. Этот показатель будет соответствовать уровню, который достигнут на аналогичных предприятиях США. Нефтеперерабатывающая промышленность, консолидированная в большей своей части, находится под контролем таких компаний, как "Роснефть", "Лукойл", "Газпром", "Сургутнефтегаз", "Башнефть" и пр.
Значение отрасли
На сегодняшний день добыча и переработка нефти считаются одними из самых перспективных отраслей промышленности. Постоянно увеличивается число крупных и мелких предприятий, занятых в них. Переработка нефти и газа приносит стабильный доход, оказывая положительное влияние на экономическое состояние страны в целом. Наиболее развита данная отрасль в центре государства, Челябинской и Тюменской областях. Продукты переработки нефти востребованы не только внутри страны, но и за ее пределами. Сегодня предприятиями производятся керосин, бензин, авиационное, ракетное, дизельное топливо, битумы, моторные масла, мазут и так далее. Практически все комбинаты созданы рядом с вышками. Благодаря этому переработка и транспортировка нефти осуществляются с минимальными затратами. Наиболее крупные предприятия располагаются в Поволжском, Сибирском, Центральном ФО. На эти нефтеперерабатывающие заводы приходится порядка 70% всех мощностей. Среди субъектов страны лидирующие позиции в отрасли занимает Башкирия. Переработка нефти и газа осуществляется в Ханты-Мансийске, Омской области. Работают предприятия и в Краснодарском крае.
Статистика по регионам
В европейской части страны основные производства располагаются в Ленинградской, Нижегородской, Ярославской и Рязанской областях, Краснодарском крае, на Дальнем Востоке и юге Сибири, в таких городах, как Комсомольск-на-Амуре, Хабаровск, Ачинск, Ангарск, Омск. Современные НПЗ сооружены в Пермском крае, Самарской области и Башкирии. Эти регионы всегда считались крупнейшими центрами по добыче нефти. С перемещением производств в Западную Сибирь промышленные мощности в Поволжье и на Урале стали избыточными. На 2004 год лидером среди субъектов РФ по первичной обработке нефти стала Башкирия. В этом регионе показатели находились на уровне 44 млн тонн. В 2002 году на заводы Башкортостана приходилось порядка 15% общего объема переработки нефти по РФ. Это около 25,2 млн т. На следующем месте оказалась Самарская область. Она давала стране порядка 17,5 млн тонн. Далее по объему были Ленинградская (14,8 млн) и Омская (13,3 млн) области. Общая доля этих четырех субъектов составила 29% от общероссийской нефтепереработки.
Технология переработки нефти
В производственный цикл предприятий входят:
- Подготовка сырья.
- Первичная переработка нефти.
- Вторичный перегон фракций.
В современных условиях переработка нефти осуществляется на предприятиях, оснащенных сложными по своей конструкции машинами и аппаратами. Они функционируют в условиях низкой температуры, высокого давления, глубокого вакуума и зачастую в агрессивной среде. Процесс переработки нефти включает в себя несколько ступеней на комбинированных или отдельных установках. Они предназначены для получения широкого ассортимента продукции.
Очистка
В ходе этого этапа осуществляется обработка сырья. Очистке подвергается нефть, поступающая с промыслов. В составе нее находятся 100-700 мг/л солей и вода (менее 1%). В ходе очистки содержание первого компонента доводится до 3-х и менее мг/л. Доля воды при этом составляет меньше 0,1%. Очистка осуществляется на электрообессоливающих установках.
Классификация
Любой завод по переработке нефти применяет химические и физические методы обработки сырья. Посредством последних достигается разделение на масляные и топливные фракции либо удаление нежелательных комплексных химических элементов. Переработка нефти химическими методами позволяет получить новые компоненты. Эти превращения классифицируются:
Основные этапы
Главным процессом после очистки на ЭЛОУ выступает атмосферная перегонка. В ходе нее осуществляется отбор топливных фракций: бензиновых, дизельного и реактивного топлива, а также осветительного керосина. Также при атмосферной перегонке отделяется мазут. Он используется или в качестве сырья для следующей глубокой переработки, или как элемент котельного топлива. Фракции затем подвергаются облагораживанию. Они проходят гидроочистку от гетероатомных соединений. Бензины подвергаются каталитическому риформингу. Этот процесс используется для повышения качества сырья либо для получения индивидуальных ароматических углеводородов - материала для нефтехимии. К последним, в частности, относят бензол, толуол, ксилолы и так далее. Мазут проходит вакуумную перегонку. Этот процесс позволяет получить широкую фракцию газойля. Это сырье проходит последующую переработку на установках гидро- или каталитического крекинга. В результате получают компоненты моторных топлив, масляные узкие дистиллятные фракции. Они далее направляются на следующие этапы очистки: селективную обработку, депарафинизацию и прочие. После вакуумной перегонки остается гудрон. Он может использоваться как сырье, применяемое при глубокой переработке для получения дополнительного объема моторных топлив, нефтяного кокса, строительного и дорожного битума, или как компонент котельного топлива.
Способы переработки нефти: гидроочистка
Этот метод считается наиболее распространенным. С помощью гидроочистки осуществляется переработка нефти сернистого и высокосернистого типа. Этот метод позволяет повысить качество моторных топлив. В ходе процесса удаляют сернистые, кислородные и азотистые соединения, выполняют гидрирование олефинов сырья в водородной среде на алюмокобальтмолибденовых либо никельмолибденовых катализаторах при давлении в 2-4 Мпа и температуре 300-400 градусов. Другими словами, при гидроочистке органические вещества, содержащие азот и серу, разлагаются. Они вступают в реакцию с водородом, который циркулирует в системе. В результате образуются сероводород и аммиак. Полученные соединения удаляются из системы. В ходе всего процесса 95-99% от исходного сырья превращаются в очищенный продукт. Вместе с этим образуется небольшой объем бензина. Активный катализатор подвергается периодической регенерации.
Каталитический крекинг
Он протекает без давления при температуре 500-550 градусов на цеолитсодержащих катализаторах. Данный процесс считается наиболее эффективным и углубляющим переработку нефти. Это обусловлено тем, что в ходе него из высококипящих мазутных фракций (вакуумного газойля) можно получать до 40-60% высокооктанового автобензинового компонента. Кроме того, из них выделяют жирный газ (порядка 10-25%). Он, в свою очередь, используется на установках алкилирования или эфирных производствах для получения высокооктановых компонентов авто- или авиабензинов. В ходе крекинга на катализаторе формируются углистые отложения. Они резко снижают его активность - крекирующую способность в данном случае. Для восстановления компонент подвергается регенерации. Наиболее распространены установки, в которых циркуляция катализатора осуществляется в псевдоожиженном или кипящем слое и в движущемся потоке.
Каталитический риформинг
Это современный и достаточно широко используемый процесс для получения низко- и высокооктановых бензинов. Он проводится при температуре 500 градусов и давлении в 1-4 Мпа в водородной среде на алюмоплатиновом катализаторе. При помощи каталитического риформинга выполняются преимущественно химические превращения парафиновых и нафтеновых углеводородов в ароматические. Вследствие этого значительно увеличивается октановое число (до 100 пунктов). К продуктам, которые получают при каталитическом риформинге, относят ксилолы, толуол, бензол, применяемые затем в нефтехимической промышленности. Выходы риформата, как правило, составляют 73-90%. Для сохранения активности катализатор периодически подвергается регенерации. Чем ниже будет давление в системе, тем чаще выполняется восстановление. Исключение при этом составляет процесс платформинга. В ходе него катализатор не подвергают регенерации. В качестве главной особенности всего процесса выступает то, что он проходит в среде водорода, излишек которого удаляется из системы. Он намного дешевле, чем получаемый специально. Избыточный водород затем применяется в гидрогенизационных процессах переработки нефти.
Алкилирование
Этот процесс позволяет получать высококачественные компоненты автомобильных и авиационных бензинов. В его основе лежит взаимодействие олефиновых и парафиновых углеводородов с получением более высококипящего парафинового углеводорода. Еще недавно промышленное изменение данного процесса было ограничено каталитическим алкилированием бутилена изобутанами в присутствии фтористоводородной или серной кислот. В течение последних лет, кроме указанных соединений, используют пропилен, этилен и даже амилены, а в некоторых случаях смеси этих олефинов.
Изомеризация
Она представляет собой процесс, в ходе которого осуществляется превращение парафиновых низкооктановых углеводородов в соответствующие изопарафиновые фракции, имеющие более высокое октановое число. Используются при этом преимущественно фракции С5 и С6 либо их смеси. На промышленных установках при соответствующих условиях можно получить до 97-99,7% продуктов. Изомеризация проходит в водородной среде. Катализатор периодически подвергается регенерации.
Полимеризация
Этот процесс представляет собой превращение бутиленов и пропилена в олигомерные жидкие соединения. Они применяются в качестве компонентов автомобильных бензинов. Эти соединения также являются сырьем для нефтехимических процессов. В зависимости от исходного материала, производственного режима и катализатора объем на выходе может меняться в достаточно широких пределах.
Перспективные направления
В течение последних десятилетий особое внимание уделяется комбинированию и укреплению мощностей, занятых в первичной нефтепереработке. Еще одним актуальным направлением является внедрение установок крупнотоннажных комплексов по планируемому углублению обработки сырья. За счет этого будет сокращен производственный объем мазута и увеличен выпуск светлого двигательного топлива, нефтехимических продуктов для полимерной химии и органического синтеза.
Конкурентоспособность
Нефтеперерабатывающая промышленность сегодня - это весьма перспективная отрасль. Она отличается высокой конкурентоспособностью как на внутреннем, так и на международном рынке. Собственные производственные мощности позволяют полностью покрыть потребности в пределах государства. Что касается импорта, то он осуществляется в сравнительно небольших объемах, локально и эпизодически. Россия сегодня считается крупнейшим среди прочих стран экспортером нефтепродуктов. Высокая конкурентоспособность обусловлена абсолютной обеспеченностью сырьем и относительно невысоким уровнем расходов на дополнительные материальные ресурсы, электроэнергию, защиту окружающей среды. В качестве одного из негативных факторов в этом промышленном секторе выступает технологическая зависимость отечественной нефтепереработки от зарубежных государств. Несомненно, это не единственная проблема, которая существует в отрасли. На правительственном уровне постоянно ведется работа по улучшению ситуации в этом промышленном секторе. В частности, разрабатываются программы по модернизации предприятий. Особое значение имеет в данной области деятельность крупных нефтяных компаний, производителей современного производственного оборудования.
4.1 Установка ЭЛОУ-АВТ
Установка предназначена для очистки нефти от влаги и солей, и для первичной разгонки нефти на фракции, использующиеся как сырье для процессов дальнейшей переработки. В табл. 4.1. и 4.2. приведены материальные балансы блоков ЭЛОУ и АВТ соответственно.
Установка состоит из трех блоков: 1. Обессоливания и обезвоживания. 2. Атмосферной перегонки. 3. Вакуумной перегонки мазута.
Сырье процесса – нефть.
Продукция: Газ, Фракции 28-70 о С, 70-120 о С, 120-180 о С, 180-230 о С, 230-280 о С, 280-350 о С, 350-500 о С, и фракция, выкипающая при температурах выше 500 о С.
Таблица 4.1
Материальный баланс блока ЭЛОУ
Таблица 4.2
Материальный баланс установки АВТ
|
статьи баланса |
Потенциальное содержание, |
Отбор от потенциала в долях от единицы |
Фактический отбор, | |
|
тыс. т/год |
||||
|
получено: | ||||
|
Фракция 28-70 °С | ||||
|
Фракция 85-120 °С | ||||
|
Фракция 120-180 °С | ||||
|
Фракция 180-230 °С | ||||
|
Фракция 230-280 °С | ||||
|
Фракция 280-350 °С | ||||
|
Фракция 350-485 °С | ||||
|
Фракция >485 °С | ||||
4.2 Каталитический риформинг
На проектируемом НПЗ процесс каталитического риформинга предназначен для повышения детонационной стойкости бензина.
В качестве сырья риформинга используем широкую прямогонную бензиновую фракцию 70 – 180 ºС с установки ЭЛОУ-АВТ, а также бензины висбрекинга, коксования и бензины-отгоны гидроочисток.
Режим установок каталитического риформинга зависит от типа катализатора, назначения установки, типа сырья. В табл. 4.3 приводятся эксплуатационные показатели выбранной установки каталитического риформинга фирмы UOP «CCR-платформинг» с непрерывной регенерацией катализатора .
Таблица 4.3
Технологический режим установки каталитического риформинга фр. 70 – 180 °С
Эти установки более экономичны при снижении рабочего давления с одновременным повышением глубины превращения сырья. Риформинг с движущимся слоем катализатора является наиболее современной моделью промышленного процесса и обеспечивает постоянно высокие выход бензина и значение октанового числа, а также максимальный выход водорода при малой жёсткости процесса.
На установке риформинга будем использовать катализатор фирмы «Axens» HR-526. Катализатор представляет собой оксид алюминия, промотированный хлором, с равномерно распределёнными по всему объёму платиной (0,23 % мас.) и рением (0,3 % мас.). Диаметр шариков катализатора составляет 1,6 мм, удельная поверхность 250 м 2 /г.
Для обеспечения долговременного цикла работы этого катализатора сырьё должно быть очищено от сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений, что обеспечивается включением в состав установки риформинга блока гидроочистки.
Продукцией установки каталитического риформинга является:
Углеводородный газ – содержит в основном метан и этан, служит топливом нефтезаводских печей;
Головка стабилизации (углеводороды С 3 – С 4 и С 3 – С 5) – применяются как сырьё ГФУ предельных газов;
Катализат, выход которого составляет 84 % мас. используется в качестве компонента автомобильных бензинов. Он содержит 55 – 58 % мас. ароматических углеводородов и имеет октановое число (ИМ) = 100 пунктов;
4.3 Гидроочистка
Процесс предназначен для обеспечения необходимого уровня эксплуатационных характеристик светлых дистиллятов, сырья каталитического крекинга, определяемого сегодня в основном экологическими требованиями. Качество продуктов гидроочистки повышается в результате использования реакций деструктивного гидрирования сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений и гидрирования непредельных углеводородов.
На установку гидроочистки отправляем фракцию дизельного топлива, выкипающую в пределах 180 – 350 ºС. В состав сырья установки гидроочистки дизельного топлива входит также легкий газойль коксования. Исходя из данных табл. 1.6 содержание серы в данной фракции принимаем равным 0,23 % мас. как во фракции 200 – 350ºС.
Основные параметры технологического режима установки гидроочистки дизельного топлива представлены в табл. 4.4 .
Таблица 4.4
Технологический режим установки гидроочистки дизельного топлива
В мировой практике наибольшее распространение в гидрогенизационных процессах получили алюмокобальтмолибденовые (АКМ), алюмоникельмолибденовые (АНМ). АКМ и АНМ катализаторы гидроочистки содержат 2 – 4 % мас. Со или Ni и 9 – 15 % мас. МоО 3 на активном γ-оксиде алюминия. На стадии пусковых операций или в начале сырьевого цикла их подвергают сульфидированию (осернению) в токе H 2 S и Н 2 , при этом их каталитическая активность существенно возрастает. В нашем проекте на установке гидроочистки дизельного топлива будем использовать отечественный катализатор марки ГS-168ш, со следующей характеристикой :
насыпная плотность ÷ 750 кг/м 3 ;
носитель ÷ алюмосиликат;
диаметр гранул ÷ 3 – 5 мм;
межрегенерационный период ÷ 22 мес.;
общий срок службы ÷36 – 48 мес.
Продукцией установки являются:
гидроочищенное дизельное топливо;
бензин-отгон – используется как сырьё установки каталитического риформинга, имеет низкое (50 – 55) октановое число;
сероводород – направляется как сырьё на установку производства элементарной серы;
топливный газ.
В медодических указаниях предлагается, что на 100 % сырья установки гидроочистки дизельного топлива имеет место следующий выход продуктов:
гидроочищенное дизельное топливо – 97,1 % мас;
бензин-отгон – 1,1 % мас.
Выход сероводорода в % мас. на сырье определяем по формуле
x i – выход гидроочищенных продуктов в долях от единицы;
32 – атомная масса серы.
Фракция 230-350 о С содержит серы 0,98 % мас. В состав сырья установки гидроочистки дизельного топлива входит также легкий газойль коксования. Содержание серы в экологически чистом дизельном топливе составляет 0,01% мас.
Выход продуктов:
H 2 S = 0,98-(0,01*0,971+0,01*0,011)*34/32 = 0,97%
4.4 Газофракционирующая установка (ГФУ)
Установка предназначена для получения индивидуальных лёгких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов.
Газофракционирующие установки подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.
Сырьём ГФУ предельных газов является газ и головка стабилизации АВТ в смеси с головками стабилизации каталитического риформинга бензиновой фракции и гидрокрекинга вакуумного газойля.
В табл. 4.5 представлен технологический режим ГФУ предельных газов .
Таблица 4.5
Технологический режим ректификационных колонн ГФУ предельных газов
|
Ректификационные колонны |
Разделяемые компоненты |
Температура низа, °С |
Температура верха, °С |
Давление, МПа |
|
К-1 (деэтанизатор) |
C 2 Н 6 / C 3 Н 8 + | |||
|
К-2 (пропановая) |
C 3 Н 8 / ΣC 4 Н 10 + | |||
|
К-3 (бутановая) |
ΣC 4 Н 10 / ΣC 5 Н 12 + | |||
|
К-4 (изобутановая) |
изо- C 4 Н 10 / н- C 4 Н 10 | |||
|
К-5 (пентановая) |
ΣC 5 Н 12 / C 6 Н 14 + | |||
|
К-6 (изопентановая) |
изо- C 5 Н 12 / н- C 5 Н 12 |
Продукция ГФУ предельных газов – узкие углеводородные фракции:
этановая – применяется в качестве сырья для производства водорода, а также как топливо для технологических печей;
пропановая – используется как сырьё пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;
изобутановая – служит сырьём установок алкилирования и производства синтетического каучука;
бутановая – применяется как бытовой сжиженный газ, сырьё производства синтетического каучука, в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления насыщенных паров;
изопентановая – используется как компонент высокооктановых бензинов;
пентановая – является сырьём для процессов каталитической изомеризации.
При разделении непредельных углеводородных газов применяются установки АГФУ (абсорбционно-газофракционирующая установка). Их отличительной особенностью является использование для выделения в колонне К-1 сухого газа (С 1 – С 2) технологии абсорбции углеводородов С 3 и выше более тяжелым углеводородным компонентом (фракции С 5 +). Применение этой технологии позволяет снизить температуры в колоннах и тем самым уменьшить вероятность полимеризации непредельных углеводородов. Сырьём АГФУ непредельных газов являются газы вторичных процессов, а именно: каталитического крекинга, висбрекинга и коксования.
Основные параметры технологического режима установки АГФУ непредельных газов представлены в табл. 4.6 .
Таблица 4.6
Технологический режим ректификационных колонн АГФУ непредельных газов
|
Ректификационные колонны |
Разделяемые компоненты |
Температура низа, °С |
Температура питания, °С |
Температура верха, °С |
Давление, МПа |
|
К-1 (фракционирующий абсорбер) |
C 2 – / ΣC 3 + | ||||
|
К-2 (стабилизационная колонна) |
ΣC 3 – ΣС 5 / ΣC 6 + | ||||
|
К-3 (пропановая) |
ΣC 3 / ΣC 4 + | ||||
|
К-4 (бутановая) |
ΣC 4 / ΣС 5 + |
Продуктами переработки непредельного углеводородного сырья являются следующие фракции:
пропан-пропиленовая – применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;
бутан-бутиленовая – используется в качестве сырья для установки алкилирования с целью получения алкилата (высокооктанового компонента товарных автобензинов).
4.5 Каталитическая изомеризация лёгких бензиновых фракций
Установка каталитической изомеризации предназначена для повышения октанового числа лёгкой бензиновой фракции 28 – 70ºС блока вторичной перегонки бензина, путем превращения парафинов нормального строения в их изомеры, имеющие более высокие октановые числа.
Существуют несколько вариантов процесса каталитической изомеризации парафиновых углеводородов. Их различия обусловлены свойствами применяемых катализаторов, условиями ведения процесса, а также принятой технологической схемой («за проход» или с рециклом непроконвертированных нормальных углеводородов).
Изомеризация парафиновых углеводородов сопровождается побочными реакциями крекинга и диспропорционирования. Для подавления этих реакций и поддержания активности катализатора на постоянном уровне процесс проводится при давлениях водорода 2,0 – 4,0 МПа и циркуляции водородсодержащего газа.
На проектируемом НПЗ применяется процесс низкотемпературной изомеризации. Параметры технологического режима изомеризации фракции 28 – 70ºС приведены в табл. 4.7 .
Таблица 4.7
Технологический режим установки каталитической
изомеризации лёгкой бензиновой фракции
В процессе изомеризации н- алканов применяются современные бифункциональные катализаторы, в которых в качестве металлического компонента используются платина и палладий, а в качестве носителя – фторированный или хлорированный оксид алюминия, а также алюмосиликаты или цеолиты, внесённые в матрицу оксида алюминия.
Предлагается использовать катализатор низкотемпературной изомеризации на основе сульфатированной двуокиси циркония CИ-2, содержащий платины 0,3-0,4 % мас., нанесенной на оксид алюминия.
Основной продукт установки – изомеризат (ОЧМ 82 – 83 пункта), используется как высокооктановый компонент автобензина, отвечающий за его пусковые характеристики.
Вместе с изомеризатом в процессе получают сухой предельный газ, используемый на заводе как топливо и сырье для производства водорода.
4.6 Производство битумов
Данная установка на проектируемом НПЗ предназначена для получения дорожного и строительного битумов.
Сырьём установки по производству битумов являются остаток вакуумной перегонки мазута (гудрон).
Для производства битумов применяются следующие способы:
глубокая вакуумная перегонка (получение остаточного сырья);
окисление нефтепродуктов воздухом при высокой температуре (получение окисленных битумов);
компаундирование остаточных и окисленных битумов.
Технологический режим установки получения битума окислением гудрона (фракция > 500 ºС) представлен в табл. 4.8.
Таблица 4.8
Технологический режим установки получения битума с окислительной колонной
дорожные битумы, применяемые в дорожном строительстве для приготовления асфальтобетонных смесей;
строительные битумы, используемые при выполнении различных строительных работ, в частности для гидроизоляции фундаментов зданий.
4.7 Каталитический крекинг с предварительной гидроочисткой
Процесс каталитического крекинга является одним из наиболее распространенных крупнотоннажных процессов углубленной переработки нефти и в значительной мере определяет технико-экономические показатели современных и перспективных НПЗ топливного профиля.
Процесс предназначен для получения дополнительных количеств светлых нефтепродуктов – высокооктанового бензина и дизельного топлива – разложением тяжёлых нефтяных фракций в присутствии катализатора.
В качестве сырья установки на проектируемом НПЗ используется вакуумный газойль прямой перегонки нефти (фракция 350 – 500ºС) после предварительного облагораживания, в качестве которого применяется каталитическая гидроочистка от вредных примесей – серы, азота и металлов.
Процесс каталитического крекинга планируется проводить на отечественной установке крекинга с лифт-реактором типа Г-43-107 на микросферическим цеолитсодержащем катализаторе.
Основными факторами, влияющими на процесс каталитического крекинга являются: свойства катализатора, качество сырья, температура, продолжительность контакта сырья и катализатора, кратность циркуляции катализатора.
Температура в данном процессе является регулятором глубины процесса каталитического крекинга. При повышении температуры возрастает выход газа, а количество всех остальных продуктов уменьшается. При этом качество бензина несколько повышается вследствие ароматизации.
Давление в системе реактор – регенератор поддерживается практически постоянным. Повышение давления несколько ухудшает селективность крекинга и приводит к росту газо- и коксообразования.
В табл. 4.9 приводятся показатели технологического режима установки каталитического крекинга с лифт-реактором .
Таблица 4.9
Технологический режим установки каталитического крекинга
|
Условия процесса |
Установленная норма |
|
Температура, ºС | |
|
в реакторе | |
|
в регенераторе | |
|
Давление, МПа | |
|
в реакторе | |
|
в регенераторе | |
|
Массовая скорость подачи сырья, ч -1 | |
|
Кратность циркуляции катализатора | |
Катализаторы современных процессов каталитического крекинга, осуществляемых при высоких температурах, представляют собой сложные многокомпонентные системы, состоящие из матрицы (носителя), активного компонента – цеолита, и вспомогательных активных и неактивных добавок. В качестве материала матрицы современных катализаторов преимущественно применяют синтетический аморфный алюмосиликат с высокой удельной поверхностью и оптимальной поровой структурой. Обычно в промышленных аморфных алюмосиликатах содержание оксида алюминия находится в пределах 6 – 30 % мас. Активным компонентом катализаторов крекинга является цеолит, представляющий собой алюмосиликат с трехмерной кристаллической структурой следующей общей формулы
Me 2/n O · Аl 2 О 3 · x SiO 2 · у Н 2 О,
который позволяет осуществлять вторичные каталитические превращения углеводородов сырья с образованием конечных целевых продуктов. Вспомогательные добавки улучшают или придают некоторые специфические физико-химические и механические свойства цеолитсодержащим алюмосиликатным катализаторам (ЦСК) крекинга. В качестве промоторов, интенсифицирующих регенерацию закоксованного катализатора, применяют чаще всего платину, нанесенную в малых концентрациях (<0,1 %мас.) непосредственно на ЦСК или на окись алюминия с использованием как самостоятельной добавки к ЦСК.
На установке каталитического крекинга будем использовать отечественный катализатор марки КМЦ-99, со следующей характеристикой :
выход бензина ÷ 52 – 52,5 %мас.;
октановое число (ИМ) ÷ 92;
расход катализатора ÷ 0,4 кг/т сырья;
средний размер частиц ÷ 72 мкм;
насыпная плотность ÷ 720 кг/м 3 .
Продукцией установки каталитического крекинга является:
В данном проекте сырьём установки каталитического крекинга является часть прямогонной фракции нефти 350 – 500 °С с содержанием серы 1,50 % мас.
Для расчёта выхода сероводорода в процессе гидроочистки вакуумного газойля принимаем содержание серы в продуктах и выход продуктов следующим:
гидроочищенный вакуумный газойль – 94,8 % мас;
бензин-отгон – 1,46 % мас.
В состав продуктов гидроочистки также входят: топливный газ, сероводород и потери.
где S 0 – содержание серы в исходном сырье, %мас.;
S i – содержание серы в конечных продуктах процесса, %мас.;
х i – выход гидроочищенных продуктов в долях от единицы;
34 – молекулярная масса сероводорода;
32 – атомная масса серы.
H 2 S = (1,50– (0,2*0,948+0,2*0,014)*34/32 = 1,26%
4.8 Коксование
Установка предназначена для получения нефтяного кокса, выработки дополнительных количеств светлых нефтепродуктов из тяжёлых нефтяных остатков.
Сырьём установки коксования является часть гудрона (остаток вакуумной перегонки мазута) с коксуемостью – 9,50 % мас. и содержанием серы 0,76 % мас.
На проектируемом НПЗ процесс коксования будет осуществлён на установке замедленного (полунепрерывного) коксования (УЗК).
В табл. 4.10 приведён технологический режим установки УЗК .
Таблица 4.10
Технологический режим установки УЗК
Продукцией установки является:
нефтяной кокс – используется в производстве анодов для выплавки алюминия и графитированных электродов, для получения электролитической стали, применяется в производстве ферросплавов, карбида кальция;
газ и головка стабилизации – содержит в основном непредельные углеводороды и используется как сырье ГФУ непредельных углеводородов;
бензин – содержит до 60% непредельных углеводородов, недостаточно химически стабилен, ОЧММ = 60 – 66 пунктов, после глубокой гидроочистки используется как сырьё установки каталитического риформинга;
лёгкий газойль – служит компонентом дизельного топлива;
тяжёлый газойль – является компонентом котельного топлива.
4.9 Висбрекинг
Установка предназначена для снижения вязкости тяжёлых нефтяных остатков с целью получения компонента стабильного котельного топлива.
Сырьем для висбрекинга является гудрон (фракция > 500 °С) с вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ.
На проектируемом НПЗ применяем установку висбрекинга с выносной реакционной камерой. В висбрекинге данного направления требуемая степень конверсии сырья достигается при более мягком температурном режиме (430 – 450 °С), давлении не более 3,5 МПа и длительном времени пребывания (10 – 15 мин).
Продукцией установки является:
газ – используется в качестве топливного газа;
бензин – характеристика: ОЧММ = 66 – 72 пунктов, содержание серы – 0,5 – 1,2 % мас, содержит много непредельных углеводородов. Используется в качестве сырья риформинга;
крекинг-остаток – используется как компонент котельного топлива, имеет более высокую теплоту сгорания, более низкую температуру застывания и вязкость, чем прямогонный мазут.
4.10 Алкилирование
Назначение процесса – получение бензиновых фракций, обладающих высокой стабильностью и детонационной стойкостью с использованием реакции взаимодействия изобутана с олефинами в присутствии катализатора.
Сырьём установки являются изобутан и бутат-бутиленовая фракция с установки ГФУ непредельных газов.
Процесс алкилирования заключается в присоединении бутилена к парафину с образованием соответствующего углеводорода более высокой молекулярной массы.
На проектируемом НПЗ применяем установку сернокислотного алкилирования. Термодинамически алкилирование – низкотемпературная реакция. Пределы температур промышленного сернокислотного алкилирования от 0°С до 10°С, так как при температурах выше 10 – 15 °С серная кислота начинает интенсивно окислять углеводороды.
Давление в реакторе выбираем с таким расчётом, чтобы всё углеводородное сырьё или основная его часть находилась в жидкой фазе. Давление в промышленных реакторах составляет в среднем 0,3 – 1,2 МПа.
В качестве катализатора алкилирования применяем серную кислоту. Выбор этого вещества обусловлен его хорошей избирательностью, удобством обращения с жидким катализатором, относительной дешевизной, продолжительными циклами работы установок благодаря возможности регенерации или непрерывного восполнения активности катализатора. Для алкилирования изобутана бутиленами используем 96 – 98 %-ную H 2 SO 4 . Продукцией установки является:
4.11 Производство серы
Сероводород, выделяемый из технологических газов термогидрокаталитических процессов переработки заданной нефти, используем на НПЗ для производства элементной серы. Наиболее распространенным и эффективным промышленным методом получения серы является процесс каталитической окислительной конверсии сероводорода Клауса.
Процесс Клауса осуществляется в две стадии:
стадия термического окисления сероводорода до диоксида серы в печи-реакторе
стадия каталитического превращения сероводорода и диоксида серы в реакторах Р-1 и Р-2
Технологический режим установки представлен в табл. 4.12 .
Таблица 4.12
Технологический режим установки производства серы
|
Условия процесса |
Установленная норма |
|
Давление избыточное, МПа | |
|
Температура,ºС | |
|
в печи-реакторе | |
|
на выходе из котлов-утилизаторов | |
|
на входе в реактор Р-1 | |
|
на выходе из реактора Р-1 | |
|
на входе в реактор Р-2 | |
|
на выходе из реактора Р-1 |
В качестве катализатора применяем активный оксид алюминия, средний срок службы которого составляет 4 года.
Сера широко применяется в народном хозяйстве – в производстве серной кислоты, красителей, спичек, в качестве вулканизирующего агента в резиновой промышленности и др.
4.12 Производство водорода
Широкое внедрение гидрогенизационных и гидрокаталитических процессов на проектируемом нефтеперерабатывающем заводе требует большого количества водорода, помимо того, который поступает с установки каталитического риформинга.
Баланс по водороду для проектируемого НПЗ с глубокой переработкой Тепловской нефти представлен в табл. 4.13.
Таблица 4.13
Баланс по водороду для НПЗ с глубокой
переработкой Тепловской нефти угленосного горизонта.
Для производства водорода применяем, как экономически наиболее эффективный, метод паровой каталитической конверсии газового сырья.
Взаимодействие метана (или его гомологов) с водяным паром протекает по уравнениям
Таблица 4.14
Распределение прямогонных фракций Тепловской нефти по технологическим процессам, % мас.
|
Наименование |
Фактический отбор, % мас. на нефть |
Каталитическая изомеризация |
Каталитический риформинг для получения высокооктанового бензина |
Гидроочистка ДТ |
Каталитический крекинг |
Замедленное коксование |
Висбрекинг |
Производство битумов |
|||
|
Фракции нефти: | |||||||||||
|
Газ +рефлюкс | |||||||||||
|
Фракция 28-70 °С | |||||||||||
|
Фракция 70-120 °С | |||||||||||
|
Фракция 120-180 °С | |||||||||||
|
Фракция 180-230 °С | |||||||||||
|
Фракция 230-280 °С | |||||||||||
|
Фракция 280-350 °С | |||||||||||
|
Фракция 350-500 °С | |||||||||||
|
Фракция свыше 500 °С | |||||||||||
|
Производительность по прямогонному сырью, тыс.т. в год |
СХЕМА НПЗ
