1. Нефть сырая из резервуаров хранения поступает на установку ЭЛОУ-АВТ, которая является головной.

В состав установки входят:

1) электрообессоливание и обезвоживание нефти;

2) атмосферная перегонка и стабилизация бензина;

3) вакуумная перегонка остатка;

4) блок утилизации дымовых газов.

Процесс производится с помощью физико-химических методов: обессоливание, обезвоживание, очистки от сернистых соединений; физических методов: ректификации, теплообмена. Для перегонки используют одноступенчатые трубчатые установки. Вначале перегонку ведут при атмосферном давлении с выделением бензиновой и других высококипящих фракций; остаток - мазут - перегоняют в вакууме во избежания расщепления углеводородов при действии высокой температуры. Установка предназначена для получения из нефти дистиллятов бензина, керосина, дизельного топлива, гудрона. Кроме этих продуктов на установке получаются сухой и жирный газы, сжиженный газ.

2. Сырьём установки каталитического риформинга и экстракции ароматических углеводородов являются фракции отбираемые в пределах 62-85С и 85-105С. Процесс предназначен для получения ароматических углеводородов (главным образом бензола, толуола), важное значение имеет побочный продукт-водородсодержащий газ. Сырьё с блока риформинга вводится в экстрактор,в верхнюю часть которого подаётся экстрагент. Из нижней части экстрактора насыщенный углеводородами растворитель поступает в отпарную колонну, где осуществляется процесс экстрактивной ректификации.

3. Прямогонные бензиновые фракции (85-105С,105-140С,140-180С) являются сырьём установки каталитического риформинга. Процесс заключается в ароматизации бензиновых фракций происходящих в результате реакций каталитического преобразования нафтеновых и парафиновых углеводородов в ароматические, при этом значительно возрастает октановое число. Выход высокооктанового компонента бензина составляет 80-88% (масс.), его октановое число 80-85 (моторный метод) против 30-40 для сырья. Применяется активный биметаллический платино-рениевый катализатор, имеющий форму цилиндров. Продуктами каталитического риформинга являются:

а) стабильный катализат - служит компонентом товарного автобензина;

б) водородсодержащий газ - используется на установках гидроочистки дизельного топлива, гидроочистки керосина, изомеризации углеводородов, каталитического крекинга;

в) нестабильная головка - является сырьём газофракционирующей установки;

г) углеводородный газ.

4. В качестве сырья установки гидроочистки керосина используется прямогонная керосиновая фракция. Установка спроектирована для понижения содержания серы в сырье - керосине - с 0,166 до менее 0,001% (масс.). Целевым продуктом процесса является гидроочищенная керосиновая фракция. Кроме того получаются небольшие количества низкооктановой бензиновой фракции.

5. В качестве исходного дистиллята гидроочистки дизельного топлива используются керосин-газойлевые фракции с температурами выкипания 180 - 230, 230 - 350С (метод разгонки стандартный), дистилляты вторичного происхождения газойли коксования). Процессы протекают в среде водорода, на стационарном катализаторе (алюмокобальтмолибденовом), путём удаления серы, кислорода, смолистых соединений, непредельных соединений. Процесс гидроочистки повышает стабильность топлив, снижает коррозионную активность ,улучшает цвет и запах. Побочными продуктами процесса являются низкооктановый бензин, углеводородный газ, сероводород.

6. Сырьём установки карбамидной депарафинизации дизельного топлива является гидроочищенное диз.топливо. Процесс предназначен для получения зимних и арктических дизельных топлив с требуемыми температурами застывания (зимнее - имеет температуру застывания минус 40С, арктическое - минус 60С) и низкотемпературными свойствами, также процесс предназначен для получения низкоплавких парафинов. В процессе карбамидной депарафинизации используется водный, насыщенный при 70С раствор карбамида в смеси воды и изопропанола. Особенностью реакции комплексообразования в таких условиях является быстрое уменьшение концентрации карбамида за счёт его вступления в комплекс с нормальными парафиновыми углеводородами исходного сырья. Поэтому комплексообразование проводят в переменном температурном режиме.

7. Процесс газофракционирующей установки предельных газов предназначен для получения индивидуальных лёгких углеводородов. Источником углеводородных газов являются газы, выделившиеся при первичной перегонки на установке АВТ и каталитического риформинга. Газы первичной перегонки проходят очистку 15% раствором МЭА от сероводорода (процесс абсорбции). Очищенная смесь углеводородных газов и головка каталитического риформинга подаются на блок ректификации, где выделяются узкие углеводородные фракции:

а) пропановая - используется как бытовой сжиженный газ, применяется в качестве хладагента и сырья для пиролиза;

б) изобутановая - применяется в качестве сырья для производства синтетического каучука;

в) бутановая - используется как бытовой сжиженный газ, добавляется к автомобильным бензинам для повышения давления паров;

г) изопентановая - служит компонентом высокооктановых бензинов;

д) пентановая - является сырьём для процессов изомеризации;

е) сухой газ - выводится в топливную сеть;

ё) газовый бензин (С5 и выше) - компонент высокооктановых бензинов.

8. В качестве исходного сырья на установке изомеризации используется пентановая фракция, выделенная на ГФУ предельных газов, бензиновая фракция н.к.-62С, полученная на установке АВТ. В качестве водорода подпитки используется водородсодержащий газ с установки кат.риформинга. Установка изомеризации состоит из двух блоков - ректификации и изомеризации. В блоке ректификации сырьё предварительно разделяется на пентановые и гексановые фракции, направляемые на изомеризацию, после которой проводится стабилизация полученного продукта и выделение из него товарных изопентана и изогексана. В блоке изомеризации получают изомеризаты. Процесс изомеризации осуществляется в реакторе со стационарным слоем катализатора (бифункциональный, содержащий платину на кислотном носителе) в паровой фазе при давлении и циркуляции ВСГ. Достижение полного превращения н-пентана в изопентан осуществляется путём рециркуляции непревращённого н-пентана. Целевые продукты изомеризации (изопентан и изогексан) используются для производства высокооктановых компонентов бензинов, а также сырья для нефтехимической промышленности.

9. Сырьем установки ВТ-битумная является подготовленный для окисления гудрон, мазут с установки АВТ. В состав установки входят: блок вакуумной перегонки мазута и блок окисления гудрона. В блоке ВТ принята одноколонная схема вакуумной переработки мазута, обеспечивающая получение гудрона, удовлетворяющего по качеству требованиям, предъявляемым к сырью для производства битумов методом окисления. Технологическая схема битумного блока - двухпоточная, что дает возможность одновременно получать разные марки битумов: строительные и дорожные. Отработанные газы окисления, состоящие из азота, водяных паров, диоксида и оксида углерода, остаточного кислорода и органических веществ, выводят из окислительного аппарата на термическое обезвреживание - сжигание.

10. Сырьем установки производства серы служит сероводород выделенный на установках в процессе переработки нефти. Сероводород выделяют с помощью 15%-ного водного раствора моноэтаноламина из соответствующих потоков с установок гидроочистки и гидрокрекинга. На установке производства серы смонтирован блок регенерации сероводорода из насыщенных растворов моноэтаноламина. Регенерированный моноэтаноламин возвращается на установки гидроочистки, где вновь используется для извлечения сероводорода. Основные стадии процесса производства серы и технического сероводорода: термическое окисление сероводорода кислородом воздуха с получением серы и диоксида серы; взаимодействие диоксида серы с сероводородом в реакторах (конвекторах), загруженных катализатором. Продукт установки - элементарная сера с её содержанием не менее 99,98 % (масс.) [1,2,4,6].

Поточная схема НПЗ по топливному варианту с глубокой переработкой нефти приведена на графическом листе 1.

2.4 Материальный баланс предприятия

Руководствуясь данными научно - исследовательских институтов и материалами типовых, повторно применяемых и индивидуальных проектов технологических установок, составляем схему материальных потоков предприятия.

2.4.1 Материальный баланс НПЗ с глубокой переработкой нефти

Таблица 2.8 - Материальный баланс НПЗ по топливному варианту с глубокой переработкой нефти

2.4.2 Сводный материальный баланс НПЗ с глубокой переработкой нефти

Таблица 2.9 - Сводный материальный баланс НПЗ при работе по топливному варианту с глубокой переработкой нефти

2.5 Описание технологического процесса газофракционирования

2.5.1 Характеристика сырья газофракционирующей установки

Сырьём газофракционирующей установки являются нестабильные головки АТ и каталитического риформинга. Качество сырья определено стандартами предприятия (СТП).

В таблице 2.10 приведена характеристика качества сырья, поступающего на установку.

Таблица 2.10 - Характеристика качества сырья

2.5.2 Теоретические основы процесса

Нефтезаводские газы являются в основном углеводородными газами с большим содержанием примесей. Переработка газового сырья включает в себя очистку газа от примесей, удаление тяжёлых углеводородов, осушку и разделение на фракции или индивидуальные компоненты, хранение, одоризацию.

Для разделения смесей на индивидуальные компоненты широкое распространение в промышленной практике получил метод ректификации. Для очистки газов от примесей сероводорода, двуокиси углерода, влаги широко используется метод абсорбции.

Направление переработки газовых фракций зависит от профиля завода и коньюктуры рынка. На проектируемом заводе для производственных нужд необходим «сухой газ» в качестве топлива, фракция н-бутана для вовлечения в товарный бензин с целью повышения давления насыщенных паров бензинов. Основным товарным продуктом является углеводородный сжиженный топливный газ для коммунально-бытового потребления, также спросом на рынке пользуются фракция изобутана и смеси углеводородов для нефтехимии.

2.5.3 Характеристика процесса

ГФУ предназначена для переработки нестабильных головок АТ и каталитического риформинга, газа стабилизации каталитического риформинга, газов АТ.

Углеводородные нефтяные и природные газы могут содержать в качестве примесей нежелательные кислые компоненты диоксид углерода (СО₂), сероводород (Н₂S), а так же сераорганические соединения серооксид углерода (СОS), сероуглерод (СS₂), меркаптаны (RSH), тиофены.

Диоксид углерода, сероводород и меркаптаны создают условия для коррозии металлов, отравляют катализаторы, снижают эффективность каталитических процессов, в которых используются углеводородные газы.

Сероводород, меркаптаны, серооксид углерода высокотоксичные вещества. Содержание этих веществ в товарной продукции нормируется

ГОСТами и ТУ, содержание меркаптанов в сжиженном газе для коммунально-бытовых целей обязательно, но не более 0,013%.

Диоксид углерода, присутствующий в газообразном топливе, уменьшает теплоты сгорания топлива.

Для очистки нефтяных и природных газов от сероводорода, диоксида углерода и других серо- и кислородосодержащих соединений применяем абсорбционные процессы. При химической абсорбции очистка газов от нежелательных компонентов происходит в результате контакта газов с растворителями: моноэтаноламином, диэтаноламином, диизопропаноламином, дигликольамином. При контакте нежелательных компонентов с этими растворителями происходят химические реакции. По физико-химическим свойствам и технико-экономическим показателям используем метод очистки газов с помощью моноэтаноламина (МЭА).

Выбор схемы промышленной установки газоразделения зависит в основном от состава нефти. Ректификационный метод разделения без предварительной абсорбции или конденсации применяется обычно для разделения деэтанизированных фракций. В нашем случае в состав сырья ГФУ входит этан, при этом он находится в газообразном состоянии с примесями более тяжёлых газов. Для разделения необходимо применить предварительную конденсацию газов атмосферной перегонки и в смеси с нестабильными головками подвергнуть ректификации.

2.5.4 Основные химические реакции

В процессе газофракционирования химические реакции возможны только при очистке газов от примесей.

При взаимодействии МЭА с сероводородом протекает следующая химическая реакция:

2HOCH₂CH₂NH₂ + H₂S (HOCH₂CH₂NH₃)₂S + H₂S 2(HOCH₂CH₂NH₃)HS

Растворимость H₂S в растворе МЭА повышается с увеличением парциального давления H₂S в газе. При повышении температуры абсорбции и концентрации раствора МЭА растворимость H₂S снижается. Глубина извлечения H₂S из газа составляет 99%.

При взаимодействии СО₂ с МЭА протекает следующая химическая реакция:

CO₂ + 2HOCH₂CH₂NH₂ + H₂O (HOCH₂CH₂NH₃)₂CO₃ + CO₂ + H₂O

2HOCH₂CH₂NH₃HCO₃

C увеличением давления возрастает скорость реакции, с ростом температуры уменьшается эффективность абсорбции. Чем выше давление и концентрация СО₂ в газе, тем ниже экономичность процесса. Степень извлечения СО₂ из газа 98%.

Очистку МЭА проводят вначале процесса газофракционирования, очищая сырьё поступившее на переработку.

По окончании процесса ректификации проводят доочистку товарных продуктов, называемую тонкой. Одним из старых и распространённых процессов тонкой очистки газов от СО₂ является щелочная очистка растворами едкого натра. Основная реакция этого процесса:

2NaOH + СО₂ Na₂CO₃ + H₂O

При увеличении температуры с 25 до 45 С °скорость абсорбции СО₂ возрастает в 1,5 раза. Остаточное содержание СО₂ в газе после очистки не превышает 0,001-0,002%.

Едким натром производится доочистка от H₂S и меркаптанов:

NaOH + RSH NaSR + H₂O

Щёлочь взаимодействует и с другими соединениями серы:

CS₂ + 2NaOH COS + Na₂S + H₂O

COS + 4NaOH Na₂S + Na₂CO₃ + H₂O

Остаточное содержание H₂S в газе не более 1 мг/м³.

Регенерацию МЭА проводят на специальной установке при температуре 110-130 ⁰С в десорбере. Из выделенного H₂S получают элементарную серу[3].

2.5.5 Влияние основных технологических параметров на конечные результаты процесса

Установки фракционирования газа путём ректификации характеризуются некоторыми особенностями. Необходимость полной или частичной конденсации головного погона заставляет осуществлять ректификацию под давлением, которое тем выше, чем легче головной погон. Однако повышенное давление затрудняет разделение.

Последующее использование компонентов газа требует чёткого их разделения, поэтому колонны ГФУ имеют большое количество тарелок. Допустимая скорость паров в колоннах является функцией разности плотностей горячей флегмы и паров. Поскольку повышение давления до 1-2 МПа увеличивает плотность паров в 10-20 раз, допустимая скорость паров в колоннах ГФУ не превышает 0,2-0,25 м/с.

Разделение смесей происходит при небольшой разнице температур верха и низа колонны, что откладывает свой отпечаток на режим ректификации, сужает пределы рабочих температур, изменение которых приводит к нарушению режима колонны и установки в целом.

2.5.6 Технологическая схема ГФУ

Нестабильная головка АТ поступает в буферную ёмкость Е-403, в которую подаётся также и нестабильная головка отпарки из секции каталитического риформинга. Смесь углеводородов из Е-403 насосом Н-411 направляется через холодильник Х-401, где охлаждается оборотной водой 1 системы до 40єС, в экстрактор сероочистки сжиженных газов К-405. Сероочистка проводится 15% водным раствором моноэтаноламина, который подаётся в экстрактор с установки регенерации МЭА. Раствор МЭА охлаждается в холодильнике Х-402 до температуры 35С и подаётся в верхнюю часть экстрактора. Насыщенный раствор МЭА из экстрактора К-405 поступает в сепаратор С-405 где происходит сепарация углеводородных газов из раствора МЭА. Очищенная от сероводорода смесь углеводородов из К-405 поступает в буферную ёмкость сырья ректификации Е-406. Также в неё поступает нестабильная головка каталитического риформинга и смесь углеводородов из ёмкости Е-407. Сырьё ректификации через теплообменник Т-411, где нагревается фракцией «С₅ и выше», через подогреватель Т-402, насосом Н-415 подаётся в деэтанизатор К-401. Деэтанизатор К-401 работает в режиме неполной конденсации верхнего продукта (в режиме абсорбции). Газ из верхней части колонны поступает в ёмкость Е-407. Газ из Е-407 выводится в линию сухого газа. Конденсат из Е-407 под собственным давлением подаётся в ёмкость Е-406. В качестве орошения верха колонны К-401 используется сырьё из Е-406, которое подаётся насосами Н-415, 416 и 416а. Нижний продукт К-401 под собственным давлением подаётся в дебутанизатор К-402.

Верхний продукт К-402 после охлаждения в воздушных конденсаторах-холодильниках ХК-410,411,411а, водяном холодильнике Х-407 конденсируется и поступает в ёмкость Е-409. Конденсат из Е-409 насосом Н-421,422 подаётся частично в колонну К-402 в качестве орошения, а балансовый избыток направляется в ёмкость сырья пропановой колонны Е-408. Кубовый продукт К-402 фракция «С₅ и выше» проходит по трубкам теплообменника Т-411, где отдаёт тепло сырью деэтанизатора, воздушный холодильник Х-406а, водяной холодильник Х-406, где охлаждается оборотной водой до температуры 40 єС и направляется в Е-419, 419а. Сырьё пропановой колонны К-403 из Е-408 забирается насосами Н-419,420, через подогреватель Т-407 подаётся в питательную секцию К-403. Верхний продукт К-403 поступает в воздушные конденсаторы-холодильники ХК-412,413, где конденсируется, затем охлаждается в Х-410 и поступает в Е-410. Конденсат из Е-410 насосами Н-423,424 подаётся частично на орошение в К-403, а балансовый избыток через холодильник Х-403 поступает в ёмкость Е-413. Из Е-413 фракция выводится с установки в ПСГ. Кубовый продукт К-403 под собственным давлением поступает в изобутановую колонну К-404.

Отгонная и укрепляющая части изобутановой колонны выполнены в виде двух последовательно соединённых аппаратов К-404/1 и К-404/2. Верхний продукт К-404/1

После охлаждения в воздушных конденсаторах-холодильниках ХК-414,415,415а, проходит холодильник Х-409 и поступает в ёмкость Е-411. Конденсат из Е-411 насосами Н-429,430 подаётся частично на орошение в К-404/1, а балансовый избыток (изобутановая фракция) через холодильник Х-404 поступает в ёмкость Е-415. Из Е-415 фракция выводится с установки в ПСГ. Горячее орошение из куба К-404/1 насосами Н-427,428 подаётся наверх колонны К-404/2. Пары из К-404/2 по шлёмовой линии поступают в нижнюю часть К-404/1. Нижний продукт К-404/2 (н-бутановая фракция) насосами Н-425,426 через холодильник Х-405 поступает в отстойник Е-417. Н-бутановая фракция выводится с установки в ПСГ. Технологическая схема ГФУ приведена на графическом листе 2.

2.5.7 Характеристика продуктов процесса и их применение

Состав и качество получаемых продуктов определяется составом исходного сырья и технологическим режимом процесса.

Конечными продуктами ГФУ являются:

а) сухой газ в топливную сеть;

б) пропановая фракция, с содержанием пропана не менее 96 % вес., с примесями этана и изобутана. Пропановая фракция применяется в качестве сырья для пиролиза, хладагента и других целей;

в) изобутановая фракция, с содержанием изобутана не менее 97 % вес., с примесями пропана и н-бутана. Изобутановая фракция применяется в качестве сырья для производства синтетического каучука, алкилирования и других целей;

г) н-бутановая фракция, с содержанием н-бутана не менее 97,5 % вес., с примесями изобутана и более тяжелых углеводородов. Н-бутановая фракция применяется в качестве сырья для получения дивинила в производстве синтетического каучука, для пиролиза и других целей;

д) сжиженные углеводородные газы для коммунально-бытового потребления;

е) фракция "С₅ и выше", с примесями н-бутана, применяется как компонент товарного автобензина.

Качество конечных продуктов ГФУ определено соответствующими стандартами предприятия и техническими условиями:

СТП 019932-300083-87 "Сухой газ"

СТП 5747203-300165-95 "Фракция пропановая"

СТП 019932-300049-87 "Фракция изобутановая"

СТП 019932-300050-87 "Фракция н-бутановая"

СТП 019932-300149-93 "Газы углеводородные сжиженные для коммунально-бытового потребления"

СТП 5747203-300162-94 "Фракция С₅ и выше"

ТУ 38.101490-89 "Фракция пропановая"

ТУ 38.101492-79 "Фракция изобутановая"

ТУ 38.101497-79 "Фракция нормального бутана"

ГОСТ 20448-80 "Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления".

Качество вырабатываемой продукции приведено в таблице 2.11

Таблица 2.11- Характеристика качества вырабатываемой продукции

2.6 Выбор основного оборудования

2.6.1 Обоснование выбора типа основных аппаратов и оборудования установки

Современная нефтеперерабатывающая промышленность оснащена сложным оборудованием, предназначенным для осуществления разнообразных процессов нагрева, охлаждения, конденсации, массопередачи, перекачки, компилирования, фильтрации и ряда других операций с нефтью и продуктами ее переработки.

По функциональному назначению это оборудование делится на следующие основные группы:

-реакторное реакторы, регенераторы;

-массообменное ректификационные колонны, абсорберы, десорберы;

-нагревательное трубчатые печи, теплообменники;

-охладительное холодильники-конденсаторы, аппараты воздушного охлаждения;

-оборудование для разделения эмульсий и суспензий фильтры, центрифуги;

-оборудование для транспортировки жидких и газообразных сред насосы, компрессоры;

-оборудование для отключения аппаратов и участков трубопроводов запорная арматура (задвижки, вентили и др.).

Выбор типа основных аппаратов.

Основными аппаратами установок ГФУ является абсорбер, десорбер, ректификационные колонны, теплообменные аппараты, сепараторы и емкости.

Массообменные процессы (ректификация, абсорбция, экстракция и др.) относятся к наиболее энергоемким и металлоемким: более 50 % энергии расходуется на их осуществление, около 15 % от общей массы оборудования технологической линии составляют колонные аппараты.

Контактные устройства массообменных аппаратов имеют: высокую производительностью по пару и жидкости и эффективность разделения; низкое гидравлическое сопротивление; широкий диапазон устойчивой работы; высокая надежность и долговечность, в том числе и в условиях загрязненных сред, сред с повышенной вспениваемостью и т.д.

В нефтеперерабатывающей промышленности основным типом контактных устройств являются тарельчатые устройства, которые, благодаря их простоте, относительно низкой стоимости, надежности и удобству в эксплуатации, нашли широкое применение практически во всех процессах разделения.

В процессах ректификации широко применяют перекрестно-прямоточные клапанные тарелки. Основная особенность их состоит в том, что на полотне тарелки расположены клапаны прямоугольной формы, над которыми размещен общий для всех клапанов подвижной балласт. Наличие подвижного балласта обеспечивает равномерное открытие всех клапанов при минимальных нагрузках по пару и регулируемый переход от перекрестного движения фаз к однонаправленному при больших нагрузках по пару. Благодаря такому конструктивному решению клапанная балластная тарелка по сравнению с клапанной прямоточной значительно раньше вступает в работу и имеет во всем диапазоне на 1520 % более высокую эффективность разделения и на 1015 % ниже гидравлическое сопротивление. Использование прямоугольных клапанов, вместо круглых, позволило на 30 % снизить отходы металла (один прямоугольный клапан эквивалентен восьми круглым), сократились на 25 % трудовые затраты на сборку тарелки. По своим массообменным и гидродинамическим характеристикам клапанная балластная тарелка имеет широкую область применения, но наиболее предпочтительна она для процессов разделения под вакуумом и умеренным давлением.

Для процессов разделения, в которых требуется обеспечить низкое гидравлическое сопротивление используется ситчатая тарелка с отбойниками. Такие тарелки отличаются высокой производительностью по жидкости, простотой конструкции и сравнительно небольшой металлоемкостью. По принципу действия тарелка относится к классу перекрестно-прямоточных конструкций. Основание тарелки выполнено из просечно-вытяжного листа, ячейки которого имеют наклон 30 и обращены в сторону слива жидкости, благодаря чему часть энергии пара используется для организации движения жидкости по тарелке, обеспечивая равномерную работу по всей ее плоскости. Для предотвращения уноса жидкости на тарелке поперек движения жидкости установлены отбойные элементы из просечно-вытяжного металла с большим свободным сечением. Ситчатая тарелка обладает низким гидравлическим сопротивлением, высокой производительностью и эффективностью. Недостаток конструкции - относительно узкий диапазон эффективной работы.