Разработка поточной схемы переработки нефти

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых
нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают четыре основных варианта переработки нефти:

1) топливный с глубокой переработкой нефти;

2) топливный с неглубокой переработкой нефти;

3) топливно-масляный;

4) топливно-нефтехимический.

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими
капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную
переработку. При неглубокой переработке нефти отбор светлых нефтепродуктов составляет не более 40 - 45%, а выработка котельного топлива достигает 50 - 55% на исходную нефть. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится кминимуму.

Таким образом, предусматривается такой набор процессов
вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка - гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы - каталитический крекинг,
каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также
термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в
этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. Более перспективным является вариант глубокой переработки нефти, при котором выход светлых нефтепродуктов составляет 65% на нефть, а котельное топливо (мазут) вырабатывается только для обеспечения собственных нужд НПЗ.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. Попутно с получением масел производят парафины и церезин, а из асфальтов и экстрактов, являющихся также продуктами установок очистки масел, получают битумную продукцию и нефтяной кокс.

Топливно-нефтехимический вариант переработки нефти предусматривает не только получение широкого ассортимента топлив, но и развитие нефтехимического производства. Нефтехимические производства используют в качестве сырья: прямогонный бензин, ароматические углеводороды, жидкие и твердые парафины. При переработке этого сырья получается целая гамма нефтехимической продукции: этилен и полиэтилен, дивинил и изопрен, бутиловые спирты и ксилолы, фенол и ацетон, стирол и полимерные смолы.

1. Характеристика сырья

Сырьем проектируемого НПЗ является Сосновская нефть. Она является высокосернистой, средней, высокопарафинистой. Состав и физико-химические свойства нефти приведены в таблице 1.1.

нефтепродукт переработка технологический

Таблица 1.1 - Характеристика сосновской нефти

Шифр Сосновской нефти: 3.2.3.3.4.

Кривые разгонки данной нефти представлены на рисунке 1.1. ИТК и характеристика полученных фракций представлены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Разгонка (ИТК) сосновской нефти в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций

Характеристики остатков сосновской нефти приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 - Характеристика остатков сосновской нефти

Состав газов, растворенных в нефти, и низкокипящих углеводородов представлен в таблице 1.4.

Таблица 1.4 - Состав газов, растворенных в нефти, и низкокипящих углеводородов

Пригодность нефти для производства битумов (ГОСТ 11954-66) определяется по формулам:

А+С - 2,5*П?8 - наиболее пригодна; (1.1)

0?А+С - 2,5*П?8 - пригодна; (1.2)

А+С - 2,5*П?0 - непригодна; (1.3)

где А - содержание асфальтенов, % масс;

С - содержание смол, % масс;

П - содержание твердых парафинов, % масс;

Поскольку А+С - 2,5*П= -1,50, то сосновская нефть не пригодна для производства битумов.

2 Характеристика продукции

Автомобильные бензины Регуляр Евро-92 и Премиум Евро-95 по ГОСТ Р 51866-2002 (ЕН 228-99). Требования к бензинам представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Требования к автомобильным бензинам

2.2 Характеристика дизельных топлив

Дизельные топлива, планируемые к выпуску на НПЗ, должны соответствовать требованиям ГОСТ 305-82 (Л, З) и ТУ 38.1011348-99 (ДЛЭЧ, ДЗЭЧ) по показателям качества, приведённым в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Характеристика дизельного топлива

2.3 Требования, предъявляемые к нефтяным пекам

Требования, предъявляемые к нефтяным пекам приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Требования к нефтяным пекам

2.4 Характеристика бензола

Характеристика бензола, получаемого на проектируемом НПЗ представлена в таблице 2.5.

Таблица 2.5 - Требования к бензолу

3. Обоснование варианта переработки нефти

Современные и перспективные НПЗ должны:

- обладать оптимальной мощностью, достаточной для обеспечения потребности экономического района в товарных нефтепродуктах;

- обеспечивать требуемое государственными стандартами качество выпускаемых нефтепродуктов;

- осуществлять комплексную и глубокую переработку выпускаемых нефтепродуктов;

- быть высокоэффективным, конкурентоспособным, технически и экологически безопасным предприятием.

Наиболее рациональным вариантом переработки Сосновской нефти является топливный с глубокой переработкой нефти.

Газы, растворенные в нефти, после атмосферно - вакуумной трубчатки поступают на газофракционирующую установку предельных углеводородов. Туда же поступает головка стабилизации с установок каталитического риформинга.

Фракция НК - 62 идет на установку изомеризации. На установку также приходит пентан с установки ГФУ предельных углеводородов.

Фракция 62 - 85 поступает на установку каталитического риформинга с экстракцией ароматических углеводородов для получения бензола и рафината - компонента бензина. Основная прямогонная бензиновая фракция 85-180 идет на каталитический риформинг топливного направления CCR для получения базового компонента бензина Премиум Евро-95. Особенностью процесса платформинга CCR с непрерывной регенерацией катализатора является движение катализатора из реактора в реактор за счёт силы тяжести и подъём катализатора без применения клапанов. Для процесса характерны постоянный выход продуктов и высокий коэффициент использования календарного времени. Октановое число получаемого катализата 100.

На каталитический риформинг также направляются бензин-отгоны с установок гидроочистки, гидрокрекинга и гидродепарафинизации фракции 180-350.

Таблица 3.2 - Характеристика сырья риформинга

На АВТ отбирается дизельная фракция 180 - 350, которая поступает на установку гидродепарафинизации (гидроизомеризации) дизельного топлива. В данном процессе происходит изомеризация нормальных парафиновых углеводородов непосредственно во фракции. Катализаторы: алюмокобальт - молибденовый, алюмоплатиновый, вольфрамникелевый и др. Процесс гидроизомеризации позволяет получить высококачественное зимнее дизельное топливо из средних дистиллятных фракций сернистых нефтей с температурой застывания минус 35⁰С в одну ступень и минус 45⁰С по двухступенчатому варианту. Нестабильный бензин (побочный продукт) имеет октановое число 76 по моторному методу (до 92 ИМ). К числу достоинств этого метода относится и его гибкость, которая позволяет осуществить процесс в летнее время в режиме гидроочистки, а в зимнее - в режиме гидроизомеризации по двухступенчатому варианту.

Для обеспечения высокого качества целевого продукта, используется двухступенчатый вариант, включающий предварительную глубокую гидроочистку сырья.

Таблица 3.3 - Характеристика дизельной фракции

Фракция 350 - 500 направляется на установку каталитического крекинга.

Этот процесс является одним из ведущих процессов современной нефтепереработки. Целевое назначение каталитического крекинга - это производство с максимально высоким выходом высокооктановых компонентов бензинов изомерного строения и ценных сжиженных газов - сырья для последующих производств высокооктановых компонентов бензинов.

Во фракции 350 - 470 содержится 2,96% S. Содержание металлов в сырье не должно превышать 9,0 мг/кг. При содержании S более 0,5% образуются сернистые продукты: в газах содержится много Н₂S; в бензинах повышенное содержание серы, при сжигании кокса образуется много SО₂ и SО₃. Поэтому необходимо проводить предварительную гидроочистку вакуумного газойля.

Остаток, выкипающий свыше 470?С составляет 35,25% масс. на нефть. Основная задача углубления переработки заключается в квалифицированной переработке этого остатка.

Таблица 3.5 - Характеристика сырья деструктивных процессов

В разработанной поточной схеме гудрон делится на 3 потока и направляется на установки гидрокрекинга VCC и процесса «Юрека» - производства пека.

Половина гудрона, образовавшегося на ЭЛОУ-АВТ, идет на установку гидрокрекинга Феба-комби-крекинг (VCC). Выбран данный процесс в связи с тем, что в нем нет необходимости проводить предварительное облагораживание сырья, т. к. используется одноразовый катализатор-добавка в количестве 2% на сырье. В качестве добавки используется железистый шлам. Технология VCC является до сих пор единственной, позволяющей осуществлять глубокую конверсию остаточного сырья (95-98%). Эта установка хорошо комбинируется с первичной перегонкой и каталитическим крекингом. Давление 12-30 МПа, температура 440-500 °С.

У Сосновской нефти характеристика (А+С - 2,5*П) равна -1,50. Это значит, что гудрон является неблагоприятным сырьем для получения битумов.

Головка стабилизации установок каталитического крекинга, производства пека поступает на ГФУ непредельных углеводородов. Затем бутан-бутиленовая фракции поступают на установку алкилирования. Назначение данной установки - производство высокооктанового изокомпонента бензинов. Целевой продукт процесса - алкилат, состоящий практически нацело из изопарафинов, имеет высокое октановое число.

Преимуществом данной установки алкилирования «Алкилен» является то, что процесс протекает в подвижном слое катализатора на твердом носителе. Использование твердого катализатора позволяет снизить эксплуатационные затраты на получение алкилата. Исключаются проблемы, связанные с использованием серной кислоты: необходимость утилизации отработанных кислот, необходимость выделения и последующей нейтрализации алкилата и т.д.

Лёгкие газойли каталитического крекинга, производства пека и гидрокрекинга содержат большое количество непредельных и для их включения в состав дизельных топлив необходимо подвергнуть их гидроочистке.

Выбор процессов переработки остаточного сырья объясняется тем, что данная схема, объединяющая КК+ГК, обладает большей технологической гибкостью в отношении регулирования необходимого соотношения дизельного топлива к бензину и выпуска зимних или арктических сортов малосернистых дизельных и реактивных топлив.

Библиография

1. Нефти СССР. Справочник в 4-х томах. - М.: Химия, 1971 г.

2. С.А. Ахметов Технология глубокой переработки нефти и газа; Уфа: Гилем, 2002 - 672 с.

3. В.Г. Козин, Н.Л. Солодова, Н.Ю. Башкирцева. Современные технологии производства компонентов моторных топлив - Казань.: ТаРИХ, 2003 г. - 264 с.

4. Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. Часть вторая. - М: Химия, 1968 г. - 375 с.

Размещено на Allbest.ru