Меню Рубрики

Установки для переработки бензиновой фракции

Способ переработки бензиновых фракций

Использование: нефтехимия. Сущность изобретения: бензиновую фракцию разделяют на легкую и тяжелую. Последнюю реформируют при повышенной температуре и давлении 2,0 — 4,0 МПа с получением катализата риформинга. Легкую фракцию риформируют при повышенной температуре и давлении 0,5 — 2,0 МПа. продукты экстрагируют с получением ароматических углеводородов и рафината. Из рафината ректификацией выделяют фракцию, выкипающую от 90 — 93 до 100 — 103 o C, и направляют ее на смешение с тяжелой бензиновой фракцией, а оставшиеся фракции рафината смешивают с катализатом риформинга тяжелой бензиновой фракции. 1 табл.

Изобретение относится к нефтепереработке, в частности к способам переработки бензиновых фракций с использованием процесса каталитического риформинга, и может найти применение в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

Каталитическому риформингу подвергают как широкие, так и узкие бензиновые фракции. В первом случае получают базовый компонент высокооктанового бензина, во втором концентрат ароматических углеводородов, из которого экстракцией селективными растворителями извлекают ароматические углеводороды C6 C8. Остаточный продукт экстракции рафинат содержит преимущественно насыщенные углеводороды и используется для получения растворителей в качестве сырья пиролиза либо компонента автобензина. Из-за низкого октанового числа рафинат является нежелательным компонентом компаундирования автобензинов.

Процесс каталитического риформинга проводят путем контактирования указанных бензиновых фракций в присутствии циркулирующего водородсодержащего газа с платиносодержащим катализатором при повышенных температуре (450 — 550 o C) и давлении (0,5 4,0 МПа). При этом риформинг широких бензиновых фракций проводят при более высоком давлении, наиболее часто от 2,0 до 4,0 МПа, а узких при более низком давлении 0,5 2,0 МПа.

Известен способ переработки прямогонной бензиновой фракции с использованием процесса риформинга, в результате которого получают и ароматические углеводороды, и высокооктановый компонент автобензина [1] По способу фракцию 62 180 o C подвергают риформингу под давлением 3,0 МПа, из риформата ректификацией выделяют фракцию 60-120 o C, из которой экстракцией извлекают бензол и толуол, а рафинат смешивают с фракциями, из которых не выделяют ароматические углеводороды. Полученный продукт имеет октановое число по моторному методу (МОЧ) 80,1 пунктов и 87,7 пунктов по исследовательскому методу (ИОЧ) и может быть использован как базовый компонент автотоплив.

В способе [2] для повышения эффективности процесса рафинат направляют не в продукты, а в сырье риформинга, повышая тем самым октановое число целевого продукта компонента автобензина. В близком по технической сущности способе [3] возвращают на повторное риформирование часть неароматических углеводородов, выделенных из риформата. Общим признаком способов [2 и 3] является организация циркулирующего через реакторы риформинга потока неароматических углеводородов.

Недостаток способов заключается в усилении реакций крекинга и ускоренном закоксовывании катализатора, что обусловлено низкой селективностью превращения углеводородов, входящих в состав рафината, а также накоплением в циркулирующем потоке трудно-риформируемых углеводородов.

Известен также способ переработки бензиновой фракции [1] в соответствии с которым ее предварительно разделяют на легкую, выкипающую от 62 до 105 o C. и тяжелую 105 o C к.к. и риформируют на разных установках. Из легкой фракции риформингом и последующей экстракцией получают ароматические углеводороды и рафинат. Рафинат смешивают с продуктом риформинга тяжелой фракции с получением компонента автобензина. Раздельное риформирование фракций позволяет увеличить выработку ароматических углеводородов, однако компонент автобензина имеет невысокую октановую характеристику.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ [4, прототип] в соответствии с которым гидроочищенную бензиновую фракцию 80 180 o C разделяют на два потока, часть первого потока ароматизируют при 480 -530 o C, давлении 1,0 4,0 МПа в присутствии полиметаллического платиносодержащего катализатора риформинга. Жидкий риформат делят на бензиновый компонент и компонент, из которого после экстракции получают ароматические углеводороды и рафинат, содержащий преимущественно алканы C8 C10. Рафинат смешивают со вторым потоком гидроочищенной бензиновой фракции и подвергают риформингу на другой установке при 490 535 o C, давлении 1,0 4,0 МПа в присутствии платиносодержащего катализатора риформинга. Получаемый риформат направляют на приготовление автобензина.

Повторный риформинг рафината, но без его рециркуляции, а «на проток», в качестве компонента сырья другой установки риформинга, позволяет несколько повысить селективность переработки исходной бензиновой фракции, однако недостаточно. Кроме того, при переработке бензиновой фракции по известному способу неудовлетворительным является октановая характеристика целевого бензинового компонента.

Предлагаемое изобретение позволяет повысить октановое число бензинового компонента и его выход.

Указанный результат достигается предлагаемым способом, в соответствии с которым бензиновую фракцию разделяют на легкую и тяжелую, последнюю риформируют при повышенной температуре и давлении 2,0 4,0 МПа с получением катализата риформинга, легкую фракцию риформируют при повышенной температуре и давлении 0,5 2,0 МПа, продукты экстрагируют с получением ароматических углеводородов и рафината, из рафината ректификацией выделяют фракцию, выкипающую от 90 93 до 100 103 o C, и направляют ее на смешение с тяжелой бензиновой фракцией, а оставшиеся фракции рафината смешивают с катализатом риформинга тяжелой бензиновой фракции. Полученный целевой продукт, по сравнению с прототипом, имеет повышенное октановое число и более высокий выход.

Существенными отличительными признаками заявляемого способа являются: добавление части рафината, а именно фракции, выкипающей от 90 93 до 100 — 103 o C, к тяжелой бензиновой фракции в качестве компонента сырья, а также смешение оставшихся фракций рафината уже с продуктами риформинга этого сырья.

Анализ известных технических решений в области переработки бензиновых фракций позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с существенными отличительными признаками заявляемого способа, то есть о соответствии заявляемого технического решения требованию изобретательного уровня.

Переработка бензиновой фракции по предлагаемому способу, то есть с использованием в качестве добавки к сырью именно указанной узкой фракции рафината и смешением оставшихся фракций рафината с продуктами риформинга, позволяет повысить выработку высокооктанового автобензина.

Положительный эффект наблюдается при выделении из рафината фракции с пределами выкипаиня от 90 93 до 100 103 o C. Снижение температуры начала кипения указанной фракции приводит к усилению крекинга и снижению выхода высооктанового компонента, вовлечение же в сырье фракции с более высоким концом кипения приводит к уменьшению октанового числа как оставшейся части рафината, так и целевого продукта.

Полученный положительный эффект является неожиданным и заранее не мог быть предсказан. Возможно, он связан с неравномерным распределением октановой характеристики по отдельным фракциям рафината, а также с различной селективностью риформирования углеводородов, содержащихся в рафинате.

По предлагаемому способу широкую бензиновую фракцию на установке вторичной ректификации бензинов разделяют на фракции: легкую, выкипающую от н. к. до 105 o C, и тяжелую, выкипающую от 105 до 180 o C. Легкую фракцию подвергают ароматизации при 490 520 o C, давлении 2,0 МПа в присутствии платиносодержащего катализатора KР-108 на установке риформинга типа Л-35-6 с получением после экстракции продуктов риформинга бензола и толуола с выходами в расчете на легкую фракцию 10,2 мас. и 22,3 мас. соответственно, а также рафината. Из рафината ректификацией выделяют фракцию с интервалом выкипания от 90 93 до 100 103 o C и подают ее на смешение с тяжелой бензиновой фракцией 105 180 o C. Полученную сырьевую смесь риформируют при температуре 485 505 o C, давлении 4,0 МПа в присутствии алюмоплатинового катализатора АП-64 на установке риформинга типа Л-35-11. К риформату (базовому компоненту автобензина) добавляют остаточные фракции рафината н.к. (90 — 93 o C) и (100 103 o C) к.к. и получают целевой продукт. Полученный продукт имеет МОЧ 77,1 пункта и ИОЧ 87,0 пунктов и представляет собой автобензин типа А-76 либо компонент компаундирования автобензина АИ-91, 92. Выход целевого продукта на исходную широкую бензиновую фракцию составляет 72,1 мас.

В сравнении с переработкой бензиновой фракции по известному способу, т. е. при смешении всего количества рафината с тяжелой бензиновой фракцией и последующего риформинга, октановое число целевого продукта повысилось на 1,5 пункта по моторному методу, а его выход на 2,3 мас. в расчете на широкую бензиновую фракцию.

Примеры конкретного использования способа приведены ниже.

Пример 1. Гидроочищенную бензиновую фракцию 62 180 o C на ректификационной установке периодического действия разделяют на легкую фракцию, выкипающую от н. к. до 105 o C, и тяжелую от 105 до 180 o C с отборами 32 и 68 мас. соответственно. Легкую фракцию риформируют на пилотной установке с загрузкой 25 г алюмоплатинового катализатора АП-64 при 500 o C, давлении 0,5 МПа, объемной скорости по сырью 1,6 ч -1 и молярном отношении водород/сырье, равном 6. Риформат экстрагируют диэтиленгликолем и после отгонки последнего получают концентрат ароматических углеводородов и рафинат. Выход продуктов на фракцию 62 105 o C составил: бензола 12,0 мас. толуола 25,4 мас. рафината 47,1 мас. Из рафината на установке ректификации боковым погоном выделяют фракцию, выкипающую от 90 до 100 o C, выход которой на рафинат 35,1 мас. а октановое число 36,2 пунктов по моторному методу. Полученную фракцию смешивают с тяжелой фракцией 105 180 o C и используют полученную смесь в качестве сырья риформинга для другой пилотной установки.

Читайте также:  Установка поддона для душевой кабины 90х90 установка

Риформинг указанной сырьевой смеси проводят в присутствии платинорениевого катализатора КР-108 при 490 o C, давлении 2,0 МПа, объемной скорости 1,5 ч -1 и мольном отношении водород/сырье, равном 6. К жидкому риформату добавляют фракции рафината, оставшиеся после выделения бокового погона 90-100 o C, и получают целевой продукт с МОЧ 77,1 и ИОЧ 87,0 пунктов. Полученный продукт может быть использован как товарный автобензин А-76 либо в качестве базового компонента более высокооктанового автобензина. Его выход на исходную широкую бензиновую фракцию составил 72,1 мас.

Таким образом, переработка бензиновой фракции по предложенному способу позволила по сравнению с прототипом (пример 6) повысить как октановое число, так и выход высокооктанового компонента бензина.

Пример 2. Гидроочищенную бензиновую фракцию 62 180 o C на ректификационной установке периодического действия разделяют на легкую и тяжелую фракции аналогично примеру 1. Легкую фракцию риформируют на пилотной установке в условиях примера 1 с получением ароматических углеводородов и рафината.

Из рафината на установке ректификации боковым погоном выделяют фракцию, выкипающую от 93 до 103 o C, выход которой на рафинат составил 26,8 мас. а октановое число 34,1 пунктов по моторному методу. Полученную фракцию смешивают с тяжелой фракцией 105 180 o C и используют полученную смесь в качестве сырья риформинга для другой пилотной установки.

Риформинг указанной сырьевой смеси проводят в присутствии платинорениевого катализатора КР-108 в условиях, приведенных в примере 1. К жидкому риформату добавляют фракции рафината, оставшиеся после выделения бокового погона 93 103 o C, и получают целевой продукт с МОЧ 77,3 и ИОЧ 87,2 пунктов. Полученный продукт пригоден в качестве товарного автобензина А-76 либо базового компонента более высокооктанового автобензина. Его выход на исходную широкую бензиновую фракцию составил 72,4 мас.

Таким образом, предлагаемый способ эффективен также при выделении в качестве бокового погона фракции рафината с концом кипения 103 o C.

Пример 3. Гидроочищенную бензиновую фракцию 62 180 o C на ректификационной установке периодического действия разделяют на легкую и тяжелую фракции аналогично примеру 1. Легкую фракцию риформируют на пилотной установке в условиях примера 1 с получением ароматических углеводородов и рафината.

Из рафината на установке ректификации боковым погоном выделяют фракцию, выкипающую от 90 до 103 o C, выход которой на рафинат составил 37,9 мас. а октановое число 37,7 пунктов по моторному методу. Полученную фракцию смешивают с тяжелой фракцией 105 180 o C и используют полученную смесь в качестве сырья риформинга для другой пилотной установки.

Риформинг указанной сырьевой смеси проводят в присутствии платинорениевого катализатора КР-108 в условиях, приведенных в примере 1. К жидкому риформату добавляют фракции рафината, оставшиеся после выделения бокового погона 90-103 o C, и получают продукт с МОЧ 77,6 и ИОЧ 87,5 пунктов. Полученный продукт может быть использован как товарный автобензин А-76 либо в качестве базового компонента более высокооктанового автобензина. Его выход на исходную широкую бензиновую фракцию составил 72,0 мас.

Пример 4. Гидроочищенную бензиновую фракцию 62 180 o C на ректификационной установке периодического действия разделяют на легкую и тяжелую фракцию аналогично примеру 1. Легкую фракцию риформируют на пилотной установке в условиях примера 1 с получением ароматических углеводородов и рафината.

Из рафината на установке ректификации боковым погоном выделяют фракцию, выкипающую от 93 до 100 o C, выход которой на рафинат составил 23,2 мас. а октановое число 32,2 пунктов по моторному методу. Полученную фракцию смешивают с тяжелой фракцией 105 180 o C и используют полученную смесь в качестве сырья риформинга для другой пилотной установки.

Риформинг указанной сырьевой смеси проводят в присутствии платинорениевого катализатора КР-108 в условиях, приведенных в примере 1. К жидкому риформату добавляют фракции рафината, оставшиеся после выделения бокового погона 93 100 o C, и получают целевой продукт с МОЧ 76,8 и ИОЧ 86,6 пунктов. Полученный продукт может быть использован как товарный автобензин А-76 либо в качестве базового компонента более высокооктанового автобензина. Его выход на исходную широкую бензиновую фракцию 72,5 мас.

Таким образом, предлагаемый способ эффективен также при выделении в качестве бокового погона узкой фракции рафината, выкипающей от 93 до 100 o C.

Пример 5. (Для сравнения). Гидроочищенную бензиновую фракцию 62 — 180 o C на ректификационной установке периодического действия разделяют на легкую и тяжелую фракции аналогично примеру 1. Легкую фракцию риформируют на пилотной установке в условиях примера 1 с получением ароматических углеводородов и рафината.

В отличие от предыдущих примеров тяжелую фракцию риформируют без добавления к ней рафината, но с сохранением других условий примера 1. Рафинат при этом не разделяют на фракции, а целиком смешивают с жидкими продуктами риформинга тяжелой фракции. Полученный компонент бензина имеет высокий выход: в расчете на исходную широкую фракцию 73,0 мас. однако октановое число полученного продукта, неудовлетворительно низко МОЧ всего 74,2 пункта, а ИОЧ 83,6.

Таким образом, переработка широкой бензиновой фракции не по предлагаемому способу, а со смешением рафината и продуктов риформинга тяжелой фракции, приводит к снижению октанового числа компонента автобензина.

Пример 6 (прототип). Гидроочищенную бензиновую фракцию 62 180 o C на ректификационной установке периодического действия разделяют на легкую и тяжелую фракции аналогично примеру 1. Легкую фракцию риформируют на пилотной установке в условиях примера 1 с получением ароматических углеводородов и рафината.

Все количество рафината без разделения смешивают с тяжелой фракцией бензина, полученную смесь риформируют в присутствии платинорениевого катализатора KP-108 при 490 o C, давлении 2,0 МПа, объемной скорости 1,5 ч -1 и мольном отношении водород/ сырье, равном 6. Получают целевой продукт компонент автобензина с МОЧ 75,6 и ИОЧ 84,9 пунктов. Полученный продукт не может быть использован как товарный автобензин, кроме того, его выход на исходную широкую бензиновую фракцию составил лишь 72,1 мас.

Сводная таблица примеров приводится в конце текста описания.

Таким образом, переработка бензиновой фракции по способу в соответствии с прототипом приводит к получению бензинового компонента с меньшим октановым числом по сравнению с переработкой по предложенному способу и более низким выходом в расчете на исходную бензиновую фракцию.

Способ переработки бензиновой фракции путем разделения ее на легкую и тяжелую, риформирования легкой фракции при повышенной температуре и давлении 0,5 2 МПа, экстракции продуктов с получением ароматических углеводородов и рафината, смешения рафината и тяжелой фракции, риформирования смеси при повышенной температуре и давлении 2,0 4,0 МПа с получением высокооктанового компонента автобензина, отличающийся тем, что из рафината предварительно выделяют фракцию, выкипающую от 90 93 до 100 103 o C, и смешивают ее с тяжелой бензиновой фракцией, а оставшиеся фракции рафината направляют на смешение с компонентом автобензина.

источник

Основные технологические процессы топливного производства. Нефтепереработка кратко

Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных технологических процесса:

Процесс переработки нефти можно разделить на 3 основных технологических процесса:

1. Первичная переработка — Разделение нефтяного сырья на фракции различных интервалов температур кипения;

2. Вторичная переработка — Переработка фракций первичной переработки путем химического превращения содержащихся в них углеводородов и выработка компонентов товарных нефтепродуктов;

3. Товарное производство — Смешение компонентов с использованием различных присадок, с получением товарных н/продуктов с заданными показателями качества.

Номенклатура продукции нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) может включать до 40 позиций, в тч:

Читайте также:  Установка cms opencart на хостинг

— сырье для нефтехимического производства,

— смазочное, гидравлическое и прочее масло,

Номенклатура н/продуктов, получаемых на конкретных НПЗ, зависит от состава и свойств поставляемой сырой нефти и потребностей в н/продуктах.

Газы, растворенные в нефти в количестве 1,9 % масс на нефть, и полученные при первичной перегонке нефти, состоят в основном из пропана и бутана. Это — сырье газофракционирующих установок и топливо (бытовой сжиженный газ).

Фракции нк -62 и 62-85 о С имеют небольшое октановое число, поэтому направляется на установку изомеризации для повышения октанового числа.

Фракция 85-120 о С — это сырье каталитического риформинга для получения бензола и толуола, компонентов высокооктанового бензина.

Фракции 85-120 и 120-180 о С — сырье каталитического риформинга для получения компонентов высокооктанового бензина, и компонента реактивного топлива.

Фракция 180-230 о С — компонент реактивного и дизельного топлива.

Фракции 230-280 о С и 280-350 о С — это фракции летнего и зимнего дизельного топлива. Цетановое число объединенной фракции 240 — 350 о С = 55 . Температура застывания -12 о С. Депарафинизация фракции 230 — 350 о С позволяет получить зимнее дизтопливо.

Фракция 350-500 о С — вакуумный газойль — сырье процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга для получения высокооктанового бензина.

Фракция, выкипающая при температурах выше 500 о С — гудрон — используется как сырье установок термического крекинга, висбрекинга, коксования, производства битума.

Нефтепереработка — непрерывный технологический процесс, остановка которого предусмотрена только для проведения планово — предупредительного ремонта (ППР), ориентировочно каждые 3 года.

Одна из основных задач модернизации НПЗ, проводимой компаниями, — это увеличение межремонтного периода, который, к примеру, у Московского НПЗ составляет около 4,5 лет.

Основная техническая единица НПЗ — технологическая установка, комплекс оборудования которой позволяет выполнить все операции основных технологических процессов переработки.

Основные пути доставки сырья на НПЗ:

— магистральные нефтепроводы (МНП) — основной для РФ вариант доставки сырой нефти,

— по железной дороге с использованием вагонов — цистерн,

— нефтеналивными танкерами для прибрежных НПЗ

Нефть поступает на заводской нефтетерминал (рис 1) в нефтяные резервуары (обычно, типа Шухова), который связан нефтепроводами со всеми технологическими установками завода.

Учет принятой на нефтетерминал нефти производится по приборам или путем замеров в нефтяных резервуарах.

2.1. Подготовка нефти к переработке (электрообессоливание).

Обессоливание служит для уменьшения коррозии технологического оборудования от сырой нефти.

Поступающую из нефтерезервуаров сырую нефть смешивают с водой для растворения солей и отправляют на ЭЛОУ — электрообессоливающую установку.

Электродегидраторы — цилиндрические аппараты со смонтированными внутри электродами — это основное оборудование ЭЛОУ.

Здесь под воздействием тока высокого напряжения (25 кВ и более), эмульсия (смесь воды и нефти) разрушается, вода собирается в низу аппарата и откачивается.

Для более эффективного разрушения эмульсии, в сырье вводятся специальные вещества — деэмульгаторы.

Температура процесса обессоливания — 100-120°С.

Обессоленая и обезвоженная нефть с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки нефти (АВТ — атмосферно-вакуумная трубчатка).

Нагрев нефти перед разделением на фракции производится в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.

В последнее время актуальность приобрела задача перевода печей с жидкого на газообразное топливо, что повышает эффективность техпроцесса и существенно улучшает экологию..

АВТ разделена на 2 блока — атмосферной и вакуумной перегонки.

2.2.1. Атмосферная перегонка

Атмосферная перегонка обеспечивает отбор светлых нефтяных фракций — бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих при температуре до 360°С, выход которых может составлять 45-60% на нефть.

Нагретая в печи нефть разделяются на отдельные фракции в ректификационной колонне — цилиндрическом вертикальном аппарате, внутри которого расположены контактные устройства (тарелки), через которые пары движутся вверх, а жидкость — вниз.

Различные по размеру и конфигурации ректификационные колонны используются на всех установках нефтеперерабатывающего производства, количество тарелок в них меняется в интервале 20 — 60.

Тепло подводится в нижнюю часть колонны и отводится с верхней части колонны, поэтому температура в колонне постепенно снижается от низа к верху.

В результате сверху колонны отводится бензиновая фракция в виде паров, пары керосиновой и дизельных фракций конденсируются в соответствующих частях колонны и выводятся, а жидкий мазут — остаток атмосферной перегонки , откачивается с низа колонны.

Вакуумная перегонка обеспечивает отбор масляных дистиллятов или широкой масляной фракции (вакуумного газойля) от мазута.

На НПЗ топливно-масляного профиля — отбор масляных дистиллятов, на НПЗ топливного профиля — вакуумного газойля.

Термическое разложение углеводородов (крекинг) начинается при при температуре более 380°С , а конец кипения вакуумного газойля — при 520°С и более.

Перегонка при близком к вакууму остаточном давлении 40-60 мм рт ст позволяет снизить максимальную температуру в аппарате до 360-380°С, что позволяет отбирать масляные фракции..

Паровые или жидкостные эжекторы — основное оборудование для создания разряжения в колонне.

Остаток вакуумной перегонки — гудрон.

2.2.3. Стабилизация и вторичная перегонка бензина

Получаемая на блоке АВТ бензиновая фракция не может быть использована по следующим причинам:

— содержит газы, в основном пропан и бутан, в превышающем требования по качеству объеме, что не позволяет использовать их как компоненты автомобильного бензина или товарного прямогонного бензина,

— процессы нефтепереработки, направленные на повышение октанового числа бензина и производства ароматических углеводородов в качестве сырья используют узкие бензиновые фракции.

Поэтому используется техпроцесс, в результате которого от бензиновой фракции отгоняются сжиженные газы, и осуществляется ее разгонка на 2-5 узких фракций на соответствующем количестве колонн.

Продукты первичной переработки нефти, собственно, как и продукты в других техпроцессах переработки, охлаждаются:

— в теплообменниках, что обеспечивает экономию технологического топлива,

— в водяных и воздушных холодильниках.

Далее продукты первичной переработки идут на очередные переделы.

Установка первичной переработки — обычно комбинированные ЭЛОУ -АВТ — 6 мощностью переработки до 6 млн т/ год нефти, в составе:

— блока ЭЛОУ, предназначенного для подготовки нефти к переработке путем удаления из нее воды и солей,

— блока АТ, предназначенного для разгонки светлых нефтепродуктов на узкие фракции,

— блока ВТ, предназначен для разгонки мазута (>350 о С) на фракции,

— блока стабилизации, предназначенного для удаления из бензина газообразных компонентов, в тч коррозийно-активного сероводорода и углеводородных газов,

— блока вторичной разгонки бензиновых фракций, предназначенного для разделения бензина на фракции.

В стандартной конфигурации установки, сырая нефть смешивается с деэмульгатором, нагревается в теплообменниках, 4 мя параллельными потоками обессоливается в 2 х ступенях горизонтальных электродегидраторов, дополнительно нагревается в теплообменниках и направляется в отбензинивающую колонну.

Тепло к нижнейчасти этой колонны подводится горячей струей, циркулирующей через печь.

Далее частично отбензиненная нефть из колонны после нагрева в печи направляется в основную колонну, где осуществляется ректификация с получением паров бензина в верхней части колонны, 3 боковых дистиллятов из отпарных колонн и мазута в нижней части колонны.

Отвод тепла в колонне осуществляется верхним испаряющим орошением и 2 мя промежуточными циркуляционными орошениями.

Смесь бензиновых фракций из колонн и направляется на стабилизацию в колонну, где сверху отбираются легкие головные фракции (жидкая головка), а снизу- стабильный бензин.

Стабильный бензин в колоннах подвергается вторичной перегонке с получением узких фракций, используемых в качестве сырья для каталитического риформинга.

Тепло к низу стабилизатора и колонн вторичной перегонки подводится циркулирующими флегмами, нагреваемыми в печи.

Мазут из основной колонны в атмосферной секции насосом подается в вакуумную печь, откуда с температурой 420 о С направляется в вакуумную колонну.

В нижнюю часть этой вакуумной колонны подается перегретый водяной пар.

С верха колонны водяной пар вместе с газообразными продуктами разложения поступает в поверхностные конденсаторы, откуда газы разложения отсасываются 3-ступенчатыми пароэжекторными вакуумными насосами.

Остаточное давление в колонне 50 мм рт cт.

Боковым погоном вакуумной колонны служат фракции , которые насосом через теплообменник и холодильник направляются в емкости.

В 3 сечениях вакуумной колонны организовано промежуточное циркуляционное орошение. Гудрон в низу вакуумной колонны откачивается насосом через теплообменник и холодильник в резервуары.

Читайте также:  Установка прицепного на опель вектра

Аппаратура и оборудование АВТ-6 занимают площадку 265*130 м 2 , или 3.4 га.

Инфраструктура ЭЛОУ — АВТ — 6 включает:

— подстанцию, насосную станцию для перекачки воды и компрессорную станцию,

— блок ректификационной аппаратуры,

— конденсационно-холодильная аппаратура и промежуточные емкости, установленные на 1-ярусном ж/бетонном постаменте,

— насосы технологического назначения для перекачки н/продуктов,

— многосекционные печи общей тепловой мощностью порядка 160 млн ккал*ч, используемых в качестве огневых нагревателей мазута, нефти и циркулирующей флегмы.

Продукты первичной переработки нефти

Увеличить

Фотографии установок первичной переработки различной конфигурации

Рис. 3. Установка ЭЛОУ-АВТ-6 Саратовского НПЗ. В центре — атмосферная колонна (показаны точки отбора фракций), справа — вакуумная

Рис. 4. Установки вторичной перегонки бензина и атмосферной перегонки на НПЗ «Славнефть-ЯНОС» (слева направо)

Рис. 5. Установка вакуумной перегонки мощностью 1,5 млн. тонн в год на Туркменбашинском НПЗ по проекту фирмы Uhde

Рис. 6. Установка вакуумной перегонки мощностью 1,6 млн. тонн в год на НПЗ «ЛУКОЙЛ-ПНОС». На переднем плане — трубчатая печь (жёлтого цвета)

Рис. 7. Вакуумсоздающая аппаратура фирмы Graham. Видны 3 эжектора, в которые поступают пары с верха колонны

3. Вторичная переработка нефти

Продукты первичной переработки нефти, как правило, не являются товарными н/продуктами.

Например, октановое число бензиновой фракции составляет около 65 пунктов, содержание серы в дизельной фракции может достигать 1,0% и более, тогда как норматив составляет, в зависимости от марки, 0,005% — 0,2%.

Кроме того, темные нефтяные фракции могут быть подвергнуты дальнейшей квалифицированной переработке.

Поэтому, нефтяные фракции поступают на установки вторичных процессов, которые обеспечивают улучшение качества н/продуктов и углубление переработки нефти.

Каталитический крекинг (каткрекинг) — важнейший процесс нефтепереработки, существенно влияющий на эффективность НПЗ в целом.

Сущность процесса заключается в разложении углеводородов, входящих в состав сырья (вакуумного газойля) под воздействием температуры в присутствии цеолитсодержащего алюмосиликатного катализатора.

Целевой продукт установки КК — высокооктановый компонент бензина с октановым числом 90 п и более, его выход составляет 50 — 65% в зависимости от используемого сырья, применяемой технологии и режима.

Высокое октановое число обусловлено тем, что при каткрекинге происходит также изомеризация.

В ходе процесса образуются газы, содержащие пропилен и бутилены, используемые в качестве сырья для нефтехимии и производства высокооктановых компонентов бензина, легкий газойль — компонент дизельных и печных топлив, и тяжелый газойль — сырье для производства сажи, или компонент мазутов.

Мощность современных установок в среднем 1,5 — 2,5 млн т/год, но есть и 4,0 млн т/год.

Ключевым участком установки является реакторно-регенераторный блок.

В состав блока входит печь нагрева сырья, реактор, в котором непосредственно происходят реакции крекинга, и регенератор катализатора.

Назначение регенератора — выжиг кокса, образующегося в ходе крекинга и осаждающегося на поверхности катализатора. Реактор, регенератор и узел ввода сырья связаны трубопроводами (линиями пневмотранспорта), по которым циркулирует катализатор.

Мощностей каталитического крекинга на российских НПЗ в настоящее время недостаточно, и за счет ввода новых установок решается проблема с прогнозируемым дефицитом бензина.

Сырье с температурой 500-520°С в смеси с пылевидным катализатором движется по лифт-реактору вверх в течение 2-4 секунд и подвергается крекингу.

Продукты крекинга поступают в сепаратор, расположенный сверху лифт-реактора, где завершаются химические реакции и происходит отделение катализатора, который отводится из нижней части сепаратора и самотеком поступает в регенератор, в котором при температуре 700°С осуществляется выжиг кокса.

После этого восстановленный катализатор возвращается на узел ввода сырья.

Давление в реакторно-регенераторном блоке близко к атмосферному.

Общая высота реакторно-регенераторного блока составляет 30 — 55 м, диаметры сепаратора и регенератора — 8 и 11 м соответственно для установки мощностью 2,0 млн т/год.

Продукты крекинга уходят с верха сепаратора, охлаждаются и поступают на ректификацию.

Каткрекинг может входить в состав комбинированных установок, включающих предварительную гидроочистку или легкий гидрокрекинг сырья, очистку и фракционирование газов.

В правой части — реактор, слева от него — регенератор

Гидрокрекинг — процесс, направленный на получение высококачественных керосиновых и дизельных дистиллятов, а также вакуумного газойля путем крекинга углеводородов исходного сырья в присутствии водорода.

Одновременно с крекингом происходит очистка продуктов от серы, насыщение олефинов и ароматических соединений, что обуславливает высокие эксплуатационные и экологические характеристики получаемых топлив.

Например, содержание серы в дизельном дистилляте гидрокрекинга составляет миллионные доли %.

Получаемая бензиновая фракция имеет невысокое октановое число, ее тяжелая часть может служить сырьем риформинга.

Гидрокрекинг также используется в масляном производстве для получения высококачественных основ масел, близких по эксплуатационным характеристикам к синтетическим.

Линейка сырья гидрокрекинга довольно широкая — прямогонный вакуумный газойль, газойли каталитического крекинга и коксования, побочные продукты маслоблока, мазут, гудрон.
Установки гидрокрекинга, как правило, строятся большой единичной мощности переработки — 3-4 млн т/год.

Обычно объемов водорода, получаемых на установках риформинга, недостаточно для обеспечения гидрокрекинга, поэтому на НПЗ сооружаются отдельные установки по производству водорода путем паровой конверсии углеводородных газов.

Технологические схемы принципиально схожи с установками гидроочистки — сырье, смешанное с водородосодержащим газом (ВСГ), нагревается в печи, поступает в реактор со слоем катализатора, продукты из реактора отделяются от газов и поступают на ректификацию.

Однако, реакции гидрокрекинга протекают с выделением тепла, поэтому технологической схемой предусматривается ввод в зону реакции холодного ВСГ, расходом которого регулируется температура. Гидрокрекинг — один из самых опасных процессов нефтепереработки, при выходе температурного режима из-под контроля, происходит резкий рост температуры, приводящий к взрыву реакторного блока.

Аппаратурное оформление и технологический режим установок гидрокрекинга различаются в зависимости от задач, обусловленных технологической схемой конкретного НПЗ, и используемого сырья.

Например, для получения малосернистого вакуумного газойля и относительно небольшого количества светлых (легкий гидрокрекинг), процесс ведется при давлении до 80 атм на одном реакторе при температуре около 350°С.

Для максимального выхода светлых (до 90%, в том числе до 20% бензиновой фракции на сырье) процесс осуществляется на 2 х реакторах.

При этом, продукты после 1 го реактора поступают в ректификационную колонну, где отгоняются полученные в результате химических реакций светлые, а остаток поступает во 2 й реактор, где повторно подвергается гидрокрекингу.

В данном случае, при гидрокрекинге вакуумного газойля давление составляет около 180 атм, а при гидрокрекинге мазута и гудрона — более 300.

Температура процесса, соответственно, варьируется в интервале 380 — 450°С и выше.

В России технология гидрокрекинга внедрена в 2000 х гг на НПЗ в Перми, Ярославле и Уфе, на ряде заводов установки гидроочистки реконструированы под процесс легкого гидрокрекинга.

Совместное строительство установок гидрокрекинга и каталитического крекинга в рамках комплексов глубокой переработки нефти представляется наиболее эффективным для производства высокооктановых бензинов и высококачественных средних дистиллятов.

В ходе вышеуказанных технологических процессов вырабатываются только компоненты моторных, авиационных и котельных топлив с различными показателями качества.

Например, октановое число прямогонного бензина составляет около 65, риформата — 95-100, бензина коксования — 60.

Другие показатели качества (например, фракционный состав, содержание серы) у компонентов также различаются.

Для получения товарных н/продуктов организуется смешение полученных компонентов в соответствующих емкостях НПЗ в соотношениях, которые обеспечивают нормируемые показатели качества.

Расчет рецептуры смешения (компаундирования) компонентов осуществляется при помощи модулей математических моделей, используемых для планирования производства по НПЗ в целом.

Исходными данными для моделирования являются прогнозные остатки сырья, компонентов и товарной продукции, план реализации н/продуктов в разрезе ассортимента, плановый объем поставок нефти. Таким образом возможно рассчитать наиболее эффективные соотношения между компонентами при смешении.

Зачастую на заводах используются устоявшиеся рецептуры смешения, которые корректируются при изменении технологической схемы.

Компоненты н/продуктов в заданном соотношении закачиваются в емкость для смешения, куда также могут подаваться присадки.

Полученные товарные н/продукты проходят контроль качества и откачиваются в резервуары товарно-сырьевой базы, откуда отгружаются потребителю.

5. Доставка нефтепродуктов

— перевозка ж/д транспортом — основной способ доставки н/продуктов в России. Для погрузки в вагоны-цистерны используются наливные эстакады.

— по магистральным нефтепродуктопроводам (МНПП) Транснефтепродукта,

источник