Курсовая глубокой переработки нефти. 1. Разработка поточной схемы завода по переработке Ермолинской нефти. 6
 Скачать 316.77 Kb.
|
1.2. Обоснование выбора поточной схемы завода.Переработка нефти на НПЗ осуществляется с помощью различных технологических процессов, которые условно могут быть разделены на следующие группы: первичная перегонка нефти; термические процессы; термокаталитические процессы; процессы переработки нефтяных газов; процессы производства масел и парафинов; процессы производства битумов, пластичных смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода; При выборе поточной схемы завода, определяющей его структуру, т. е. входящие в его состав технологические установки, учитывают целый ряд факторов. Основные из них следующие: потребность в тех или иных нефтепродуктах в крупных районах их потребления; в настоящее время районы сооружения отечественных НПЗ соответствуют районам максимального потребления нефтепродуктов, что сокращает расходы на их транспортирование оптимального соотношение производимых нефтепродуктов – бензина, реактивного, дизельного, котельного топлива; потребность нефтехимической промышленности в отдельных видах сырья или полупродуктов; наличие или отсутствие других доступных энергетических ресурсов, позволяющих обеспечить минимальное использование нефти в качестве котельного топлива; качество перерабатываемой нефти, обусловливающее долю гидрогенизационных процессов, возможность производства битумов и т. д.; гибкость отдельных процессов, позволяющая при необходимости изменять ассортимент получаемых продуктов. Как уже отмечалось, физико-химические свойства нефтей и составляющих их фракций оказывают влияние на выбор ассортимента и технологию получения нефтепродуктов. При определении направления переработки нефти стремятся по возможности максимально полезно использовать индивидуальные природные особенности их химического состава. Различают три основных варианта переработки нефти: Топливный с глубокой переработкой нефти; с неглубокой переработкой нефти; Топливно-масляный Комплексный, включающий получение сырья для НХС. По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. При неглубокой переработке наряду со светлыми нефтепродуктами (не более 40 – 45%) получают и значительный выход остатка – котельного топлива (50 – 55% на исходную нефть). Подобные схемы характеризуются небольшим набором установок и низкими капиталовложениями. Для современных и перспективных НПЗ характерна глубокая переработка нефти, при которой необходимо включение в схему процессов переработки тяжелого сырья – фракций и остатков вакуумной перегонки – каталитического, термического крекинга, гидрокрекинга, т.е. деструктивной переработки. Это позволяет значительно углубить переработку нефти, в первую очередь, повышая выработку моторных топлив. 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, т.е. его количество сводится к минимуму. При топливно-масляной переработке наряду с моторными топливами получают различные сорта смазочных масел, поэтому для их производства выгодней использовать нефть с высоким содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное число технологических установок. Комплексный вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и, в связи с этим, наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Такой 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. Поточная схема проектируемого нефтеперерабатывающего завода топливного варианта глубокой переработки Ермолинской нефти с выработкой широкого ассортимента продукции представлена в графическом материале (лист 1). Она состоит из следующих блоков: Блок ЭЛОУ; Блок АВТ; Блок гидроочистки бензиновой фракции; Блок вторичной перегонки бензина; Блок изомеризации; Блок каталитического риформинга; Блок гидроочистки керосиновой фракции; Блок депарафинизации керосиновой фракции; Блок гидроочистки дизельной фракции; Блок депарафинизации дизельного топлива; Блок гидроочистки вакуумных газойлей; Блок каталитического крекинга вакуумных газойлей (FCC); Блок деасфальтизации гудрона; Блок каталитического крекинга деасфальтизата; Блок висбрекинга; Блок сернокислого алкилирования; Блок компаундирования бензинов; Блок компаундирования дизельного топлива; Блок ГФУ предельных газов; Блок ГФУ непредельных газов; Блок подготовки элементарной серы (УПЭС). Блок получения серной кислоты. Головным процессом топливного варианта с глубокой переработкой нефти является атмосферно-вакуумная перегонка: сырая нефть поступает на установку ЭлОУ-АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка с установкой электрообессоливания и обезвоживания нефти), где на атмосферном блоке выделяют бензиновую 28-180, керосиновую 180-230 и дизельную 230-350 фракции, а также углеводородные газы; на вакуумном блоке образовавшийся мазут разделяется на широкий вакуумный дистиллят 350-475 и остаток - гудрон. Газы переработки направляются на газофракционирующие установки (ГФУ). На НПЗ, работающих на топливном варианте с глубокой переработкой нефти предусматривается функционирование двух ГФУ – предельной и непредельной. ГФУ предельных газов перерабатывает газовые потоки с установок первичной перегонки нефти, каталитического риформинга, гидроочистки, изомеризации, а ГФУ непредельных углеводородов предназначена для переработки газовых потоков с установки висбрекинга, каталитического крекинга, т.е. сырья, в котором содержатся не только парафиновые, но и непредельные углеводороды. Бензиновая фракция направляется на установку гидроочистки, где подвергается удалению сернистых соединений для удовлетворения показателей нормативов ГОСТ. Гидроочищенный бензин направляется на установку вторичной переработки бензинов, где происходит разделение на фракции н.к.62, 62-85, 85-180. Фракция н.к.62 используется как сырье для процесса изомеризации; фракцию 85-180 вместе с бензиновыми отгонами других процессов направляют на установку каталитического риформинга с движущимся слоем катализатора для получения высокооктанового компонента автомобильных бензинов, фракцию 62-85 предлагается не подвергать риформированию из-за низкого выхода аренов, а в качестве прямогонной фракции использовать как компонент товарного бензина. Керосиновая фракция 180-230 0С подается на гидроочистку для снижения содержания серы и подвергается депарафинизации; в последующем используется в качестве авиакеросина. Дизельная фракция (230-350°С) направляется на установку гидроочистки дизельного топлива, сюда же подается легкий гайзоль (185-371) с установки висбрекинга. Полученное гидроочищенное ДТ в количестве 60% используется в качестве летнего ДТ, а 40% - в качестве зимнего ДТ, подвергаясь перед этим депарафинизации, в результате чего температура застывания понижается с -20°С до -35°С. Широкий вакуумный газойль подвергается термокаталитической обработке с целью получения дополнительного количества светлых нефтепродуктов. Прежде вакуумные дистилляты подвергаются гидроочистке; гидроочищенный газойль направляется на установку каталитического крекинга с лифт-реактором на микросферическом цеолитсодержащем катализаторе; бензиновый отгон направляется на компаундирование товарных бензинов, легкий газойль – на компаундирование ДТ, а тяжелый газойль – в качестве котельного топлива. Такой вариант переработки нашел наибольшее распространение в нефтепереработке России, позволяющий получить большое количество высокооктановых компонентов бензина. Углеводородные газы, богатые непредельными соединениями направляются на ГФУ непредельных газов. Т.к. по заданию данного курсового проекта необходимо получить не менее 100 тыс.т./год котельного топлива, то целесообразно 50% полученного гудрона направить на установку висбрекинга с выносной соккинг-камерой. Т.е. компаундированием остатка установки висбрекинга, тяжелого газойля установок каталитического крекинга и асфальта с установки деасфальтизации гудрона получается товарное котельное топливо. Бензиновый отгон с этой установки характеризуется низкой стабильностью из-за присутствия в них непредельных углеводородов и низким октановым числом. Поэтому он смешивается с прямогонными бенинами и бензиновыми отгонами других установок и направляется на установку каталитического риформинга, работающую в режиме получения высокооктановых компонентов автомобильных бензинов. Оставшиеся 50% гудрона для увеличения глубины переработки целесообразно направить на установку деасфальтизации гудрона, а далее полученный деасфальтизат использовать в качестве сырья процесса каталитического крекинга остаточного сырья. При топливном варианте с глубокой переработкой нефти повышается роль гидрогенизационных процессов. Однако, несмотря на присутствие четырех установок гидроочистки, наличие одной установки каталитического риформинга не вызывает необходимость в отдельной установке по производству водорода. Далее это будет подтверждено расчетом. Т.к. на проектируемом НПЗ функционирует установка каталитического крекинга, которая вырабатывает значительное количество углеводородов С4, то ей должна сопутствовать установка алкилирования бутан-бутиленовой, а также пропан-пропиленовой фракции с целью увеличения алкилата. Назначением данного процесса является получение легкого алкилата – высокооктанового компонента автомобильного бензина. Наряду с получением легкого алкилата данному процессу свойственно получение тяжелого алкилата, компаундированием которого с прямогонными ДТ и легкими газойлями каталитического крекинга можно получить товарное дизельное топливо. В связи с тем, что переработке подвергается нефть с содержанием серы 1,51% масс, на установках гидроочистки фракций выделяется достаточное количество сероводорода, поэтому необходимо строительство отдельной установки для его утилизации, работающей по процессу Клауса. |