Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки. Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки нефти
 Скачать 1.4 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Грозненский государственный нефтяной институт имени акад. М.Д. Миллионщиков Кафедра «Химическая технология нефти и газа» КУРСОВАЯ РАБОТА По курсу «Технология переработки нефти и газа» На тему «Выбор и обоснование варианта и технологической схемы переработки нефти» Грозный 2009г. Содержание Введение 1. Теоретические основы переработки нефти 1.1 Индексация нефтей и ее связь с технологией их переработки 1.2 Физические основы подготовки и первичной переработки нефти 1.3 Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов ППН 1.4 Краткие теоретические основы процессов вторичной переработки продуктов ППН и производства масел 2. Характеристика нефти 3. Выбор и обоснование варианта переработки нефти 4. Разработка поточной технологической схемы НПЗ 5. Описание технологических процессов, входящих в схему НПЗ 6. Материальные балансы технологических процессов НПЗ 7. Суммарный материальный баланс НПЗ Заключение Список использованной литературы Введение Нефть известна человеку с древнейших времен. Учеными установлено, что более 500 тыс. лет тому назад нефть уже была обнаружена на берегу Каспийского моря, а за 6 тыс. лет до нашей эры отмечался выход на поверхности земли нефтяного газа на Кавказе и в Средней Азии. Более 2 тыс. лет тому назад нефть стали применять в строительстве, военном деле и в медицине. Промышленное значение нефть приобрела лишь в XVIII в. В 1745 г. был построен первый нефтеперегонный завод в России на реке Ухте, затем в 1823 г. – второй на Северном Кавказе около г. Моздок. На этих заводах из нефти отгоняли осветительный керосин, а легко испаряющийся головной продукт перегонки – бензин и тяжелый остаток – мазут сжигали в «мазутных» ямах, так как не находили применение. Первоначально нефть перегоняли в кубах периодического действия, затем, начиная с середины 80-х гг. XIX, на кубовых батареях непрерывного действия. В 1876 г. В.Г. Шухов изобрел форсунку, которая быстро вытеснила самые разнообразные устройства, применявшиеся для сжигания жидкого топлива. В результате этого балласт производства – мазут стал применяться в качестве топлива для паровых котлов. В том же году Д.И. Менделеев показал возможность получения минеральных смазочных масел перегонкой в вакууме или в токе водяного пара. Нефтяные масла стали вытеснять животные жиры и растительные смазочные масла из всех отраслей техники. В 1890 г. В.Г. Шухов и С.П. Гаврилов запатентовали трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия – прообраз современных установок для перегонки нефти. Широкий размах в развитии нефтяной и газовой промышленности определило внедрение карбюраторных, дизельных, газотурбинных, турбореактивных и турбовинтовых двигателей. 1.Теоретические основы первичной переработки нефти 1.1.Индексация нефти и ее связь с технологией их переработки В зависимости от свойств получаемых нефтепродуктов выбирают наиболее рациональные, экономически выгодные пути переработки нефти. Для определения наиболее приемлемого варианта переработки нефти приводят классификацию. Существует несколько видов классификаций. Когда нефтепереработка только начала развиваться, нефти делили на три вида в зависимости от плотности: легкий, средний, утяжеленные. Позже появилась классификация горного бюро США, затем классификация ГрозНИИ, но в настоящее время наибольшее применение находит технологическая классификация. Технологические классификации обычно преследуют прикладные цели и часто носят ведомственный характер. В основу их положены признаки, имеющие значения для технологии переработки нефти или получения того или иного ассортимента продуктов. Рассмотрим принятую в России технологическую классификацию Таблица 1.1 - Технологическая классификация нефтей
Как видно из этих норм по содержанию серы и парафина, требования касаются не только нефти, но и качества наиболее употребляемых топлив (и базовых масел), причем определяющим для отнесения нефти к тому или иному классу или виду являются требования по дистиллятам. Шифр нефти по этой классификации записывается пятизначным числом с точками. Например,1.2.2.1.3- малосернистая нефть, со средним содержанием светлых дистиллятов, с достаточно высоким содержанием парафина. Шифр нефти является как бы ее технологическим паспортом, определяющим направление ее переработки (на топлива или масла), набор технологических процессов (сероочистка, депарафинизация) и ассортимент конечных продуктов. 1.2 Физические основы подготовки и первичной переработки нефти В нефти, добываемой из недр земли, содержатся вредные примеси, которые затрудняют транспортировку и ухудшают переработку нефти, вследствие чего перед переработкой нефть необходимо подготовить. Подготовка нефти заключается в удалении из нее нежелательных вредных примесей. К ним относятся: вода, минеральные соли, механические примеси. Наличие в нефти механических примесей может привести к отлаганию их в трубопроводах, снижая ее проходимость, а также к эрозии внутренней поверхности труб. Содержание воды в нефти, добываемой из скважин, колеблется в широких пределах и растет с увеличением времени эксплуатации скважин (на старых скважинах содержание воды в нефти может достигать 90%). Вода в нефти приводит к дополнительным экономическим затратам по транспортировке нефти, так как является ненужным балластом. Чрезмерное повышение давления может привести к разрыву змеевика печи или теплообменника. Минеральные соли, содержащиеся в нефти, могут вести себя по-разному. Часть минеральных солей подвергается гидролизу с образованием кислоты, которая приводит к коррозии аппаратуры, т.е. соли, которые не подвергаются гидролизу, могут отлагаться в виде накипи в змеевиках печей и теплообменников, снижая коэффициент теплоотдачи. В нефти, поступающей на первичную переработку, допускается содержание воды не более 0,2%, а минеральных солей не более 5 мг на 1 л. Нефтяные эмульсии. Нефть с водой образуют 2 типа эмульсий: «нефть в воде», но чаще «вода в нефти». Эмульсией называется система из 2-х нерастворимых жидкостей, одна из которых распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших частиц. Та жидкость, которая находится во взвешенном состоянии в объеме другой, называется дисперсной фазой, а та, в которой распределена эта жидкость, - дисперсной средой. Образованию нефтяных эмульсий предшествует интенсивное перемешивание нефти с водой при добыче. При этом за счет снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз «нефть – вода» адсорбируются вещества, образуя прочный адсорбционный слой, называемый эмульгатором. В случае эмульсии «вода в нефти» в качестве эмульгаторов выступают частицы глины и песка, соли, смолы. Наличие этого адсорбционного слоя препятствует слиянию и укрупнению частиц дисперсной фазы при их столкновении, с последующим их осаждением. Стойкость нефтяных эмульсий зависит от физико-химических свойств (плотности, вязкости), степени дисперсности (чем меньше диаметр частиц дисперсной фазы, тем труднее разрушить эмульсию), а также времени существования эмульсий (эмульсии имеют свойство «стареть», т.е. с увеличением времени существования, увеличивается и ее стойкость к разрушению). Способы разрушения нефтяных эмульсий. Все способы разрушения нефтяных эмульсий направлены на разрушение адсорбционного слоя с последующим слиянием и укрупнением и осаждением частиц дисперсной среды. Разработан ряд методов разрушения нефтяных эмульсий, которые делятся на 4 гр.: 1. Механический метод разрушения нефтяных эмульсий. К ним относятся: отстаивание, центрифугирование, фильтрование. Отстаивание применимо к свежим нестойким эмульсиям, в этом случае отделение воды происходит за счет разности плотностей 2-х сред (частицы воды оседают под действием собственных сил тяжести). Отстаивание применяется на нефтепромыслах в местах добычи нефти. Центрифугирование основано на разрушении нефтяных эмульсий за счет ее вращения в центрифугах. При этом под действием центробежной силы частицы воды отбрасываются на стенки центрифуги и стекают вниз. Этот метод не нашел применение в промышленности из-за больших энергозатрат, он применяется только в лабораторных условиях. Фильтрование основано на различной смачиваемости фильтра некоторыми жидкостями. Для разрушения нефтяных эмульсий в качестве фильтра можно использовать опилки древесины, стекловату. В этом случае фильтр смачивается водой и не смачивается нефть. Но из-за быстрого загрязнения фильтра и необходимости его частой смены, метод также применяется только в лабораторных условиях; 2. Термический метод – основан на нагревании нефтяных эмульсий. При этом частицы дисперсной фазы расширяются или адсорбционная пленка лопается, что приводит к слиянию частиц; 3. Химический метод – основан на применении химических реагентов, которые либо разрушают адсорбционный слой, вступая с ним в химическую реакцию, либо вытесняют действующий эмульгатор и становятся на его место, но имеют плотность, меньшую плотности адсорбционной пленки. Эти вещества называются деэмульгаторами; 4. Электрический метод – основан на помещении нефтяных эмульсий в поле электрического тока. В этом случае частицы воды начинают вытягиваться одним концом то к одному, то к другому полюсу (электроду). При смене полюсов они как будто дрожат. При этом происходит столкновение и слияние частиц воды. Разрушение нефтяных эмульсий под действием электрического поля происходит в аппаратах – электродегидраторах. Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ Разрушение нефтяных эмульсий происходит на блоках ЭЛОУ, которые могут входить в состав установки АТБ или являться отдельными установками. Поступающая на установку нефть нагревается сначала (на установке) в теплообменнике, а затем пароподогревателе до температуры 150-160°C , сливается со щелочью промывкой водой и деэмульгатором и поступает в электродегидратор первой ступени. В Э-1 происходит отделение от нефти основной массы воды и солей. Вода выводится снизу электродегидратора, сверху выводиться частично очищенная нефть. Она вновь смешивается со щелочью промывкой водой и деэмульгатором и поступает в электродегидратор второй ступени. В Э-2 происходит полное отделение от нефти воды и солей. Вода выводится снизу Э-2 , поступает на смещение с нефтью перед Э-1. Сверху Э-2 выводится очищенная нефть, которая в теплообменнике Т-1 отдает тепло поступающей нефти и выводиться с установки. Число степени электродегидрации зависит от степени обводненности нефти и может достигать до четырех. На установке ЭЛОУ применяются все четыре способа разрушения нефтяных эмульсий (рис.1).  щелочь Очищенная нефть Рисунок 1- Принципиальная технологическая схема ЭЛОУ 1.3 Основные факторы, определяющие выход и качество продуктов первичной перегонки нефти Перегонка (дистилляция) – это процесс физического разделения нефти и газов на фракции (компоненты), различающиеся друг от друга и от исходной смеси по температурным пределам (или температуре) кипения. По способу проведения процесса различают простую и сложную перегонку. Простая перегонка осуществляется постепенным, однократным или многократным испарением. Перегонка с постепенным испарением состоит в постепенном нагревании нефти от начальной до конечной температуры с непрерывным отводом и конденсацией образующихся паров. Этот способ перегонки нефти и нефтепродуктов в основном применяют в лабораторной практике при определении их фракционного состава. При однократной перегонке жидкость (нефть) нагревается до заданной температуры, образовавшиеся и достигшие равновесия, пары однократно отделяются от жидкой фазы – остатка. Этот способ, по сравнению с перегонкой с постепенным испарением, обеспечивает при одинаковых температуре и давлении большую долю отгона. Перегонка с многократным испарением заключается в последовательном повторении процесса однократной перегонки при более высоких температурах или низких давлениях по отношению к остатку предыдущего процесса. Из процессов сложной перегонки различают перегонку с дефлегмацией и перегонку с ректификацией. При перегонке с дефлегмацией образующиеся пары конденсируют, и часть конденсата в виде флегмы подают навстречу потоку пара. В результате однократного контактирования парового и жидкого потоков уходящие из системы пары дополнительно обогащаются низкокипящими компонентами, тем самым несколько повышается четкость разделения смесей. Перегонка с ректификацией – наиболее распространенный в химической и нефтегазовой технологии массообменный процесс, осуществляемый в аппаратах – ректификационных колоннах – путем многократного противоточного контактирования паров и жидкости. Контактирование потоков пара и жидкости может производиться либо непрерывно (в насадочных колоннах) или ступенчато (в тарельчатых ректификационных колоннах). Классификация ректификационных колонн Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат различного диаметра (1,5-3,5м), высоты (от 10-12 до 30-35м). Изготовляется колонна из специальной марки стали, и она оснащена специальными контактными устройствами. Все ректификационные колонны делят по нескольким признакам: 1) по технологическому режиму в колонне различают: колонны, работающие при атмосферном давлении или близком к нему; колонны, работающие под избыточным давлением; колонны, работающие под вакуумом; 2) по типу контактных устройств различают: колонны насадочного типа; роторно-дисковые колонны; тарельчатые колонны. 3) по количеству отбираемых продуктов различают простые и сложные колонны. Простой называют колонну, в которой отбирают два продукта – верхний и нижний. Сложной называют колонну, в которой отбирают три и более продукта: сверху, снизу и сбоку колонны. Простые колонны обеспечивают разделение исходной смеси (сырья) на два продукта: ректификат (дистиллят) - выводимый с верха колонны в парообразном состоянии, и остаток – нижний жидкий продукт ректификации. Сложные колонны обеспечивают разделение исходной смеси на три и более продукта.  Рисунок 2- Простая ректификационная колонна  Рисунок 3- Сложная ректификационная колонна Классификация установок первичной переработки нефти Вариант переработки нефти выбирают в зависимости от шифра нефти. В связи с тем, что светлые фракции (до 350° С) всегда используются в качестве топлив, варианты переработки нефти выбирают в зависимости от группы и подгруппы нефти. Принципиальная технологическая схема АВТ принимается после выбора варианта переработки. При выборе схемы следует учесть состав и характеристики перегоняемой нефти, а также ассортимент, требования к качеству получаемых продуктов. I. Атмосферная трубчатка (АТ). Этот блок предназначен для отбора от нефти светлых нефтепродуктов при атмосферном давлении. В атмосферной части схема перегонки может быть с однократным испарением и двухкратным испарением: а) с предварительным отбензиниванием нефти; б) с предварительным испарением легких фракций. Выбор той или иной схемы зависит от типа нефти и ее класса (особенно по меркаптановой сере), а также содержащихся в нефти растворенных газов. При выборе каждой из этих схем следует учитывать их недостатки и преимущества. 1. Установки с однократным испарением (ОИ) применяются при перегонке стабильных нефтей с незначительным содержанием растворенных газов. Они обеспечивают минимальные энергозатраты и меньшую металлоемкость по сравнению с другими схемами. Существенный недостаток этих установок – отсутствие технологической гибкости для перевода на новое сырье и др. ассортимент продуктов, а также большие потери фракций, выкипающих до 350 °С, с мазутом (рис. 4). 2. При двукратном испарении с предварительным отбензиниванием. Бензиновая фракция и УВ газ отбираются в отбензинивающей колонне, а в основной отбирается легкая, тяжелая керосиновая фракции. Эта схема переработки нефти применяется при наличии в нефти большого количества растворенных газов и бензиновой фракции, а при переработке обводненных, сернистых нефтей. Достоинством этой установки является высокая технологическая гибкость, возможность снижения давления и нагрузки печи от легких фракций, что позволяет тем самым разрушить основную ректификационную колонну и предотвратить ее коррозию. Недостатком этой установки является энергоемкость, обусловленная необходимостью нагрева нижней части отбензинивающей колонны «горячей струей». Отбензиненную нефть приходится нагревать до более высокой температуры (390 ºС), что снижает качество масленых дистиллятов, находящихся в мазуте (рис. 5).    нефть Рисунок 5- Схема установки с двухкратным испарением (предварительным отбензиниванием) 3. Разновидностью блока АТ с двухкратным испарением является схема с предварительным испарением легких фракций, т.е. с эвапоратором. По этой схеме, нагретая в теплообменнике или в печи нефть поступает в испаритель, в котором за счет ОИ, разделяется на паровую и жидкостную фазы. Паровая фаза из испарителя подается в питательную секцию сложной ректификационной колонны. Достоинствами являются снижение нагрузки на печь и гидравлическое сопротивление печи. Недостатком является увеличение нагрузки по парам в сложной ректификационной колонне, т.к. в ней происходит ректификация и паров из испарителя и паров, образовавшихся за счет нагревания жидкой фазы в печи. Эта схема переработки нефти применяется крайне редко (рис. 6).  Рисунок 6- Схема установки с двухкратным испарением (предварительным испарением легких фракций)  II. Вакуумная трубчатка (ВТ). Этот блок предназначен для перегонки мазута. В зависимости от варианта переработки нефти от мазута отбирают вакуумный газойль (350-500 ºС) – топливный вариант или масленые дистилляты (350-400, 400-450, 450-500 ºС) – топливно-масляный вариант. При отборе от мазута вакуумного газойля применяют схему с ОИ, т.е. мазут после нагрева в печи поступает в вакуумную колонну, где от него отбирается вакуумный газойль, а снизу колонны выводится гудрон (рис.1.7.). В случае отбора от мазута масляных дистиллятов и когда требуется высокая четкость разделения, применяют схему вакуумного блока с двухкратным испарением. В этом случае в первой вакуумной колонне отбирается от мазута широкая масляная фракция (350-500 и 350-520 ºС), а затем эта фракция разделяется на узкие масляные дистилляты во второй вакуумной колонне, но эксплуатационные расходы на перегонку мазута по этой схеме значительно выше (рис.7). В настоящее время атмосферные и вакуумные блоки строят в составе одной установки, что позволяет значительно снизить: а) протяженность трубопроводов; б) число промежуточных емкостей; в) эксплуатационные затраты; г) количество обслуживаемого персонала.   Рисунок 7- Схема установки с ОИ (при перегонке мазута топливным вариантом) вакуумный газойль  2. Характеристика нефти Башкирская - одна из богатейших нефтяных областей Советского Союза. На ее территории открыты десятки месторождений, имеющих промышленное значение, из которых такие, как Туймазинское, Шпаковское, Аланское, обладают очень большими запасами нефти. Карабаевский вал в северо - Западной части раздваивается, одна ветвь включает Орьбашское поднятие, а другая проходит на Касево и Николо-березовку, где залегают одноименные нефтяные месторождения. На северо - западном продолжении Дюртюлинского вала располагаются Арланская, Уртаульская, Ного - Хазинская, Дюртюлинская и другие структуры, к которым приурочена группа месторождений нефти, получившая название « Большой Арлан». Исходная нефть, для первичной переработки которой проектируется установка, указывается в задании на курсовое проектирование. В данном случае это Серноводская нефть. Приведем подробную характеристику нефти и составим ее шифр. Все сведения о Серноводской нефти сводим в следующие таблицы: физико-химические свойства нефти; потенциальное содержание фракций в нефти; характеристика сырья для каталитического крекинга(350-450° С); характеристика фракций выкипающих до 200° С характеристика керосиновой фракции (180-240 ° С); характеристика дизельной фракции(240-350 ° С); потенциальное содержание базовых и остаточных масел; свойства, определяющие шифр нефти. Таблица 2.1- Физико-химические свойства нефти
Таблица 2.2- Потенциальное содержание фракций в нефти
Таблица 2.3- Характеристика керосиновой фракции (180-240 ° С)
Таблица2.4-Характеристика фракций выкипающих до 200° С
Таблица 2.5- Характеристика дизельной фракции(240-350 ° С)
Таблица 2.5- Потенциальное содержание базовых и остаточных масел
Характеристика сырья для каталитического крекинга Таблица 2.7
Таблица-2.8.Общие свойства Арланской товарной нефти
Свойства, определяющие шифр Арланской товарной нефти нефти Таб. 2.9
На основании определенного выше шифра, можно сказать, что Серноводская нефть, малосернистая со средним содержанием светлых дистиллятов с высоким содержанием низкокачественных масел и с высоким содержанием парафина. Следовательно, перерабатывается по топливному варианту. 3. Выбор и обоснование варианта переработки нефти Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем развития техники нефтепереработки и потребностями в товарных нефтепродуктах данного экономического района. Различают три основных варианта переработки нефти: 1) топливный; 2) топливно-масляный; 3) нефтехимический (комплексный). По топливному варианту нефть перерабатывают в основном на моторные и котельные топлива. При одной и той же мощности завода по нефти топливный вариант переработки отличается наименьшим числом технологических установок и низкими капиталовложениями. Переработка нефти по топливному варианту может быть глубокой и неглубокой. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных авиационных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы – каталитический крекинг, каталитический риформинга, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например, коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлено на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива. По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное число технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкупающие выше 350 °C), выделенные из нефти, сначала подвергаются очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метил этил кетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций отбеливающими глинами. При любом из двух разобранных вариантов переработки нефти следует предусматривать процессы по производству сырья для нефтехимической промышленности: этилена, пропилена, бутиленов, бензола, толуола и др. Из года в год увеличивается доля нефти, используемой как сырье для нефтехимической промышленности. Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимических продуктов и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Выбор того или иного варианта переработки нефти, а, следовательно, и схемы промышленной установки первичной переработки нефти, обусловлен качеством исходной нефти и зависит также от ассортимента намеченных к выработке продуктов с заданными интервалами выкипания. Экономически целесообразным вариантом переработки Серноводской нефти является топливный, в связи с недостаточным содержанием в ней масляных фракций. Исходя из шифра нефти (1.2.2.4.1.) и для получения выбранных конечных продуктов с приведенными выше свойствами, выберем трехступенчатую схему атмосферно – вакуумной перегонки нефти. В основу разрабатываемой схемы положим одну из промышленных схем АВТ с трехкратным испарением. Нефть будет подвергаться предварительному обезвоживанию и обессоливанию, поэтому блок ЭЛОУ опускаем. По принятой схеме нефть проходит три ступени перегонки: предварительной отбензинивание, собственно разделение на фракции и последующую вакуумную перегонку мазута. Продукты установки АВТ УВ газ, выделяемый из нефти, содержит значительное количество пропана и бутана, частично пентана. Этот газ направляется на ГФУ. Полученные из него фракции используют как бытовые и промышленные топлива, сырье на установках пиролиза, алкилирования (получения алкил - бензина). Полимеризации (получения полимер - бензина). Бензиновая фракция (28-180°C). В основном подвергается вторичной перегонке с получением фракций. Керосиновая фракция (180-240°C) используется для получения реактивных топлив, а также в качестве осветительного керосина. Дизельных фракции (240-350°C) используется для производства различных сортов дизельных топлив. Мазут (остаток выше 350°C) используется для получения котельного топлива, а также в качестве сырья установок термокрекинга. Вакуумный газойль(350-500°C) используется в качестве сырья установок каталитического крекинга для получения высокооктановых бензинов. Гудрон (остаток выше 500°C) используется в качестве сырья установок термокрекинга. Описание технологической схемы АВТ Обезвоженная и обессоленная нефть насосом Н-1 прокачивается через теплообменники Т-1 и Т-2, где она нагревается до температуры 180-200 °С, в простую отбензинивающую колонну К-1 на разделение. От нефти отбирают низкокипящие фракции. Давление газов поддерживается в колонне чуть выше атмосферного. Сверху колонны отбирают пары бензиновой фракции с растворенными углеводородными газами, которые далее отделяют от фракции. Часть бензиновой фракции подается обратно в колонну, в качестве холодного орошения, а балансовое количество выводится с установки. Остатком отбензинивающей колонны является отбензиненная нефть, которая подается в печь П-1, где доиспаряется и нагревается до температуры 350 °С и далее поступает в сложную колонну К-2. Часть отбензиненной нефти возвращается в простую колонну К-1 в качестве горячей струи. В сложной ректификационной колонне К-2 отбирают три дистиллята, сверху колонны отбирают пары легкой керосиновой фракции и воды, которые охлаждаются в аппарате воздушного охлаждения, доохлаждаются в конденсаторе – холодильнике и поступают в емкость-водоотделитель. Часть легкой керосиновой фракции возвращается в колонну К-2 в качестве орошения, а балансовое количество выводится с установки. Тяжелая керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки через боковые погоны, которые поступают в теплообменники Т-1 и Т-2, где отдают свое тепло нефти, доохлаждаются в АВО-3 и АВО-4 и выводятся с установки. Остатком сложной ректификационной колонны является мазут, который поступает в печь П-2, где нагревается до температуры 420 ° С и поступает в вакуумную колонну К-3. Температура в печи П-2 поддерживается в пределах 420 ° С во избежание термического разложения молекул. В вакуумной колонне К-3 работает специально вакуум создающая аппаратура. Сверху колонны пароструйным эжектором через барометрический конденсатор выводятся пары – разложения. Вакуумный газойль выводится боковыми погонами, остатком вакуумной колонны является гудрон, который охлаждается до температуры 20-40° С в холодильнике погружного типа и выводится с установки, (рис.3.1).  Рисунок3.1. Принципиальная технологическая схема АВТ 4. Разработка поточной технологической схемы (НПЗ) Сырая нефть с промыслов поступает на ЭЛОУ. Обезвоженная и обессоленная нефть направляется на первичную переработку, т.е. на АВТ. Углеводородный газ, полученный на установке АВТ, направляется на ГФУ, где он разделяется на сухой (метан - этана) и сжиженный газы (пропановая, бутановая, изопентановая фракции). Сухой газ используется как бытовое и промышленное топливо. Сжиженный газ направляется на блок сжиженных углеводородных газов. Они (сжиженные газы) могут использоваться как баллонное топливо, направляться на установки алкилирования. Бензиновая фракция (28-180°C) направляется на вторичную перегонку. Она разделяется на две части: бензиновую фракцию 28-85°C, направляемую на изомеризацию (но мы ее на изомеризацию не будем отправлять, чтобы лишний процесс не добавлять, а направим сразу на добавление к товарным бензинам для улучшения их пусковых свойств). Бензиновую фракцию 85-180°C, направляемую на каталитический риформинга, где из нее получают высокооктановый бензин и ВСГ. Бензин риформинга направляется в блок «товарных бензинов», где он смешивается с бензиновой фракцией 28-85 °C . Углеводородный газ направляется вместе с другими газами на ГФУ, а ВСГ- на гидроочистку. Керосиновая фракция (180-240°C). В зависимости от содержанием серы в ней определяют проводить гидроочистку или нет. В соответствии с шифром нефти гидроочистка для керосиновой фракции не требуется. Далее необходимо провести депарафинизацию, но в данном случае мы этот процесс опустим и направим ее в блок «реактивного топлива». Дизельная фракция (240-350°C) – требуется гидроочистка. Образующийся углеводородный газ направляются на ГФУ а бензиновая фракция на каталитического риформинга для повышения октанового числа. Дизельное топливо направляется на депарафинизацию (в зависимости от содержания в нем парафина). Обычно для дизельного топлива проводится карбамидная депарафинизация, в результате чего получается само дизельное топливо и парафин. Вакуумный газойль (350-500°C) является сырьем для каталитического крекинга, продуктами которого являются углеводородный газ, бензин, легкий и тяжелый газойли. Легкий газойль используется как компонент дизельного топлива, а тяжелый – как котельное топливо. Гудрон (>500°C) направляется на замедленное коксование, где получают углеводородный газ, бензин, легкий и тяжелый газойли и кокс, (рис.4.1).  5. Описание технологических процессов, входящих в схему НПЗ Вторичная перегонка бензина (теория. схемы. описание) Продукты первичной переработки нефти направляются на дальнейшую вторичную переработку. Все процессы вторичной переработки можно разделить по следующим признакам: по условиям проведения различают термические (протекают при высоких температурах и давлении), термокаталитические (протекают при высоких температурах, давлении и в присутствии катализатора) и гидрогенизационных (протекают в присутствии водорода) процессы; по цели вторичной переработки различают: процессы, направленные на повышение качества продуктов; процессы, направленные на углубление переработки нефти; процессы переработки газов. Каталитический риформинг Прямогонные бензиновые фракции имеют низкие октановые числа, так как состоят в основном из низкооктановых, парафиновые, и нафтеновые УВ. Назначением процесса каталитического риформинга является получение высокооктановых бензинов путем ароматизации прямогонных бензинов. Процесс каталитического риформинга может быть также направлен на получение индивидуальных ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола). Сырье процесса. В качестве сырья процесса используются прямогонные бензиновые фракции, причем присутствие в сырье С6 –С7 нежелательно, т.к. в условиях процесса они подвергаются гидрокрекингу и дают большой выход газов. Поэтому на процесс риформинга направляют бензиновые фракции с пределами выкипания 85-180°C. Для получения индивидуальные ароматические УВ используют узкие бензиновые фракции. Продукты процесса. В процессе риформинга получают два целевых и один побочный продукт: 1. бензин риформинга имеет высокое октановое число, содержит большое количество ароматических УВ (до 60%) и имеет тяжелый фракционный состав. Все это приводит к тому, что бензины риформинга не могут использоваться в качестве товарных бензинов в чистом виде, а используются только как компоненты; 2. водородсодержащий газ (ВСГ) является очень важным продуктом риформинга, который используется в гидрогенизационных процессах; 3. углеводородный газ риформинга не содержит непредельных углеводородов и направляется на газофракционирующую установку (ГФУ). Принципиальная технологическая схема каталитического риформинга Сырье риформинга после блока гидроочистки смешивается с циркулирующего ВСГ и нагревается в первой секции печи П-1 до температуры 510 °C, затем поступает в первый по ходу движения реактор Р-1, в котором находится стационарный (не движущийся, постоянный) слой катализатора. При контакте сырья с катализатором часть сырья подвергается превращению, но так как реакция эндотермическая, температура сырья снижается до 470-480 °C. Поэтому пары продуктов риформинга и сырья выводятся из реактора, нагреваются во второй секции печи П-1 до температуры 510°C и подаются в реактор Р-2. Пары продуктов и сырья на выходе из Р-2 также имеют пониженную температуру. Поэтому они вновь нагреваются в третьей секции печи П-1 и поступают в реактор Р-3. Пары продуктов и ВСГ из реактора поступают на разделение в сепаратор С-1, сверху которого выводится ВСГ. Избыточная часть ВСГ выводится с установки, а циркулирующая часть возвращается (бензин), который поступает в разделительную колонну, сверху которой выводится углеводородный газ, головка стабилизации, а снизу реформат, (рис.5.1).                                | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
