Разработка поточной схемы комплексной переработки 6 млн.т./год Ергачинской нефти

0

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования

« РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ (НИУ) НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М.ГУБКИНА»  в г. Оренбурге.

 

ОТДЕЛЕНИЕ ХИМИЧЕСКОЙ  ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ГАЗА И ЭКОЛОГИИ

 

 

 

 

Курсовой проект

по дисциплине «Технология глубокой переработки нефти»

по теме «Разработка поточной схемы комплексной переработки 6 млн.т./год Ергачинской нефти»

 

 

 

 

 

Выполнила: ст.гр.ОХТ-13 Рахматулина Р.Р.

Руководитель проекта: ст.преп.Узун К.П.

 

 

 

Оренбург 2017


Введение. 5
1. Разработка поточной схемы завода по переработке Ергачинской нефти. 6
1.1. Характеристика нефти и ее фракций. 6
1.2. Обоснование выбора поточной схемы завода. 18
1.3. Краткое описание и расчет материальных балансов установок и нефтеперерабатывающего завода в целом. 24
1.3.1. Блок ЭЛОУ. 24
1.3.2. Блок АВТ. 25
1.3.3. Блок гидроочистки бензиновой фракции 26
1.3.4. Блок вторичной перегонки бензина. 27
1.3.5. Блок низкотемпературной изомеризации. 27
1.3.6. Блок каталитического риформинга. 28
1.3.7. Блок гидроочистки керосиновой фракции. 29
1.3.8. Блок депарафинизации керосиновой фракции. 30
1.3.9. Блок гидроочистки дизельной фракции. 31
1.3.10. Блок адсорбционнной депарафинизации дизельного топлива. 32
1.3.11. Блок гидроочистки вакуумных газойлей. 32
1.3.12. Блок каталитического крекинга вакуумных газойлей (FCC). 33
1.3.13. Блок деасфальтизации гудрона. 34
1.3.14. Блок каталитического крекинга деасфальтизата. 35
1.3.15. Блок висбрекинга гудрона. 35
1.3.16. Блок сернокислого алкилирования. 36
1.3.17. Блок компаундирования бензинов. 37
1.3.18. Блок компаундирования дизельного топлива. 38

1.3.19. Блок ГФУ предельных газов. 39
1.3.21. Блок подготовки элементарной серы (УПЭС). 42
1.3.22. Материальный баланс завода. 43
1.4. Расчет глубины переработки нефти. 44
1.5. Расчет индекса Нельсона. 45
2. Разработка и описание технологической схемы установки висбрекинга. 47
2.1.Основы управления и параметры процесса. 48
2.2. Химизм процесса. Механизм протекания основных реакций. 49
2.3. Описание технологической схемы установки висбрекинга с выносной реакционной камерой. 51
2.4. Основные тенденции развития процесса висбрекинга. 53
Заключение. 55
Список использованной литературы. 56

 

 

 

 

 

 


Введение.
Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность играет важную роль в экономике любой страны, в том числе и Российской Федерации. Поэтому развитие данной отрасли и мероприятия по совершенствованию существующих технологий являются чрезвычайно важными. От ее состояния зависят показатели всей отрасли, экономика и обороноспособность страны.
Важнейшей проблемой, стоящей в настоящее время перед нефтеперерабатывающей промышленностью, является углубление переработки нефти с целью максимального получения наиболее ценных светлых нефтепродуктов – моторных топлив и нефтехимического сырья.
Актуальность углубления переработки нефти все более возрастает в связи со снижением прироста ее добычи, увеличением затрат на добычу и транспортировку. Ограниченность мировых запасов нефти ведет к необходимости вовлечения в переработку нетрадиционных видов сырья – тяжелых и битуминозных нефтей, запасы которых заметно превосходят запасы обычных нефтей.
Решение указанных задач возможно лишь на базе коренной модернизации отечественных НПЗ (реконструкция действующих установок, строительство новых, современных установок по переработки нефти), что требует весьма значительных инвестиций. А также решение проблемы углубления переработки нефти в России (до уровня 75% к 2010 г. и 85% к 2020 г.) будет предопределяться наличием сырья для загрузки мощностей углубляющих процессов и освоения новых технологий для вовлечения в глубокую переработку нефтяных остатков, т.е. процессов каталитического крекинга, висбрекинга, коксования, гидрогенизационных процессов.

 

 

 


1. Разработка поточной схемы завода по переработке Ергачинской нефти.
1.1. Характеристика нефти и ее фракций.
Ергачинское месторождение расположено на Веслянском валу северной части Пермской области. Нефти северной части региона характеризуются высоким содержанием смолистых веществ (7-25%); являются парафинистыми и высокопарафинистыми. Показатели качества Ергачинской нефти принимаем согласно справочнику [1], и они представлены в таблице 1.1.1.
Таблица 1.1.1.
Наименование показателя Фактическое значение
-Относительная плотность ρ_4^20 0,8061
-Молекулярная масса 214
-Кинематическая вязкость, сСт
при 20 °С
при 50 °С

6,92
3,47
-Выход фракций, % масс.:
до 200˚С
до 360˚С
39,22
57,4
-Элементарный состав, %масс:
углерод 85,26
водород 12,94
кислород 0,24
азот 0,05
-Выход базовых масел, % масс.:
фр. 360–420˚С
фр. 420–470˚С

14,80
4,0
-Содержание, %масс:
серы
парафинов
смол сернокислотных
смол селикагелевых
парафино-нафтеновых углеводородов
воды

1,51
5
11
8,8
59
0,5

-Зольность, %
0,01
-Коксуемость, %масс. 1,62
-Температура застывания, ˚С -45
-Давление насыщенных паров, мм.рт.ст
при 38°С
при 50°С

257
338

Согласно ГОСТ Р 51858-2002 по технической классификации, нефти, поступающие на переработку, условно обозначаются четырьмя цифрами, соответствующими классу (по массовой доле серы, % масс), типу (по плотности), группе (по степени подготовки: содержанию хлористых солей, воды, механических примесей и давлению насыщенных паров) и виду (по массовой доле сероводорода и легких меркаптанов, ppm). Ергачинская нефть по этой классификации имеет обозначение 2.0.1.1., являясь особо легкой и сернистой.
С учетом физико-химических свойств нефти и ее фракций необходима ее классификация по технологическим признакам, что позволяет определить вариант технологической схемы переработки конкретной нефти. Согласно технологической классификации по ГОСТ 38.1197-80 различают класс нефти (содержание серы, % масс.), тип (содержание фр. до 360°С, % масс.), группу (содержание базовых масел, % масс.), подгруппу (по индексу вязкости базовых масел) и вид (содержание парафинов в нефти, % масс.). Тогда согласно данной классификации шифр Ергачинской нефти будет иметь вид 2.1.4.3.2.
На основании данных табл.1.1.1 можно предположить, что раз в самой нефти много серы, то и в её дистиллятах и остатках будет так же много серы.
Следовательно, для выпуска экологически чистых топлив в схеме завода обязательно надо предусмотреть установки гидроочистки.
Данные по разгонке Ергачинской нефти на аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций представлены в табл. 1.1.2. и на рисунке 1.1.
Таблица 1.2.
Разгонка (ИТК) в аппарате АРН-2 и характеристика полученных фракций
№ фракции Температура выкипания при 760 мм.рт.ст., °С Выход (на нефть), % ρ_4^20 n_D^20 M υ_20, сСт υ_50, сСт υ_100, сСт Температура, °С Содержание серы, %
отдельных фракций суммарный застывания вспышки
1 до 28(газ до С4) 1,75 1,75 - - - - - - - - -
2 28-40 2,44 4,19 0,6463 1,3681 - - - - - - 0,70
3 40-58 2,32 6,51 0,6752 1,3841 80 - - - - - -
4 58-70 2,52 9,03 0,7035 1,3994 - - - - - - 0,75
5 70-84 2,60 11,63 0,7275 1,4065 - - - - - - -
6 84-100 2,83 14,46 0,7455 1,4151 95 - - - - - 0,80
7 100-114 2,75 17,21 0,7542 1,4203 - - - - - - -
8 114-125 2,67 19,88 0,7612 1,4236 - - - - - - 0,94
9 125-137 2,71 22,59 0,7668 1,4291 118 - - - - - -
10 137-146 2,71 25,30 0,7719 1,4338 - 0,94 - - - - 0,98
11 146-155 2,64 27,94 0,7783 1,4369 - 1,05 - - - - -
12 155-166 2,87 30,81 0,7850 1,4381 134 1,12 - - Ниже -60 - 1,02
13 166-174 2,79 33,60 0,7928 1,4441 - 1,41 - - -59 - -
14 174-186 2,79 36,39 0,7992 1,4481 - 1,53 - - -53 - 1,04
15 186-200 2,83 39,22 0,8070 1,4519 155 1,82 1,03 - -47 - -
16 200-218 2,97 42,19 0,8152 1,4546 - 2,03 1,28 - -40 - 1,06
17 218-235 2,83 45,02 0,8229 1,4592 - 2,50 1,50 - -34 - -
18 235-248 2,91 47,93 0,8296 1,4631 188 3,09 1,74 - -27 - 1,08
19 248-264 2,83 50,76 0,8361 1,4664 - 3,61 2,01 0,99 -22 - -
20 264-279 2,95 53,71 0,8446 1,4703 - 4,55 2,40 1,21 -15 - 1,15
21 279-297 2,95 56,66 0,8520 1,4740 225 5,35 2,81 1,32 -9 - -
22 297-310 3,10 59,76 0,8598 1,4781 - 6,73 3,40 1,52 -2 - 1,37
23 310-328 2,95 62,71 0,8670 1,4813 - 9,10 4,22 1,75 3 - -
24 328-346 3,03 65,74 0,8740 0,4852 276 13,16 5,38 2,09 10 - 1,57
25 346-364 3,03 68,77 0,8824 1,4890 - - 6,53 2,39 16 - -
26 364-390 3,07 71,84 0,8900 1,4932 309 - 8,02 2,70 21 194 1,77
27 390-411 3,07 74,91 0,8965 1,4980 - - 10,60 3,42 26 205 -
28 411-432 3,10 78,01
0,9042 1,5030 342 - 17,39 4,43 30 214 2,00
29 432-455 3,14 81,15 0,9131 1,5090 - - 27,80 5,58 34 223 -
30 455-475 3,64 84,79 0,9187 1,5170 380 - 39,84 7,28 35 233 2,21
31 Остаток 15,21 100,00 0,9628 - - - - - - - 2,98
Рисунок 1.1

Характеристика углеводородных газов.
В Ергачинской нефти содержится 1,75% растворенных газов. Характеристику углеводородных газов принимаем согласно справочнику и она представлена в таблице 1.1.3.
Таблица 1.1.3.
Фракция Выход (на нефть), % Содержание индивидуальных углеводородов, вес.%
С2Н6 С3Н8 и-С4Н10 н-С4Н10 и-С5Н12 н-С5Н12
до С4 1,75 1,0 21,9 12,0 65,1 - -
Характеристика фракции, выкипающих до 200°С.
Требования, предъявляемые к автомобильным бензинам и характеристика испаряемости согласно ГОСТ 32513-2013 представлены в табл. 1.1.4., 1.1.5., соответственно.
Таблица 1.1.4.
Наименование показателя Значение для марки
АИ-80 АИ-92 АИ-95 АИ-98
1. Октановое число, не менее
по исследовательскому методу
по моторному методу
80,0
76,0
92,0
83,0
95,0
85,0
98,0
88,0
2. Концентрация свинца, мг/дм3, не более 5
3. Концентрация смол, промытых растворителем, мг/дм3 (мг/100см3) бензина, не более 50 (5)
4. Индукционный период бензина, мин., не менее 360
5. Массовая доля серы, мг/кг, не более для экологического класса:
К2
К3
К4
К5


500
150
50
10

6. Объемная доля бензола, %, не более для экологических классов:
К2
К3,К4,К5

5
1
7. Объемная доля углеводородов, %, не более, для экологических классов К3,К4,К5:
олефиновых
ароматических


18,0
35,0 (42,0 – экологический класс К3)
8. Массовая доля кислорода, %, не более, для экологических классов К3,К4,К5 2,7
9. Объемная доля оксигенатов, %, не более, для экологических классов К3,К4,К5:
метанола
этанола
изопропилового спирта
трет-бутилового спирта
изобутилового спирта
эфиров (С5 и выше)
других оксигенатов (с температурой к.к. не выше 210°С)

 

1,0
5,0
10,0
7,0
10,0
15,0
10,0
10. Испытание на медной пластинке (3ч при 50°С) Класс 1
11. Внешний вид Чистый, прозрачный
12. Плотность при 15°С, кг/м3 725,0-780,0
13. Концентрация марганца, мг/дм3, не более Отсутствие
14. Концентрация железа, мг/дм3, не более Отсутствие
15. Объемная доля монометиланилина, %, не более, для экологических классов:
К2
К3,К4
К5


1,3
1,0
Отсутствие

Прямогонные бензиновые фракции могут быть использованы как компонент товарного бензина, подвергаться вторичной разгонке для получения узких фракций и дальше идти на установку каталитического риформинга или являться сырьем пиролиза.
Таблица 1.1.5.
Наименование показателя Значение для класса*
А В С и С1 D и D1 E и E1 F и F1
1. ДНП, кПа
в летний период
в зимний и межсезонный период
35-80
35-100
2. Фракционный состав: объемная доля испарившегося бензина, %, при температуре:
70°С (И70)

 

15-48

 

15-50
100°С (И100)
150°С (И150), не менее
конец кипения, °С, не выше
объемная доля остатка в колбе, %, не более 40-70
75
215,0

2,0
3. Максимальный индекс паровой пробки (ИПП) - - Для C1,D1,E1,F1 1350
*Классы топлива: летние – А, В; зимние – C,D,E,F; межсезонные – C1, D1, E1, F1.
Характеристика фракций, выкипающих до 2000С, для Ергачинской нефти представлена в табл. 1.1.6.

 

 

 

Таблица 1.1.6.
Температура отбора, ºС Выход на нефть,
% масс. Фракционный состав, °С Содержание серы, %масс. Давление насыщ. паров (при 38°С),
мм.рт.ст. ОЧ (без присадок)
нк 10% 50% 90%
28-85 10,3 0,6807 39 48 64 82 0,73 508 64,0
28-100 12,8 0,6939 40 51 69 91 - - 61,2
28-110 14,7 0,7071 41 54 75 100 - - 58,3
28-120 16,7 0,7203 42 56 80 109 0,78 328 55,4
28-130 19,1 0,7289 45 59 86 119 - - 53,0
28-140 21,9 0,7375 49 63 92 129 - - 50,9
28-150 24,7 0,7461 52 66 99 140 0,80 252 48,2
28-160 27,7 0,7495 55 70 105 149 - - 45,6
28-170 30,5 0,7530 58 74 111 157 - - 44,9
28-180 33,3 0,7565 61 78 117 166 - - 43,2
28-190 35,3 0,7599 64 82 123 174 - - 41,6
28-200 37,5 0,7633 66 86 130 182 0,95 185 40,0
Групповой углеводородный состав фракций, выкипающих до 200 0С, представлен в табл. 1.1.7.
Таблица 1.1.7.
Температурара отбора, ºС Выход на нефть,
% масс. Содержание у/в, %
ароматических нафтеновых парафиновых
28-62 5,5 0,6675 1,3835 - 24 76
62-95 6,4 0,7302 1,4086 16 33 51
95-122 5,2 0,7557 1,4214 24 26 50
122-150 7,6 0,7690 1,4312 27 23 50
150-200 12,8 0,7940 1,4449 28 22 50
28-200 37,5 0,7633 1,4280 21 25 54
Учитывая вышеприведенные свойства фракций и требования, предъявляемые к современным автобензинам, в данном проекте предлагается фракцию 28-180 °С направить на установку гидроочистки, а затем подвергнуть вторичной перегонке с целью получения узких фракций: фракцию н.к.-62°С направить на установку изомеризации, фракцию 62-85°С использовать как компонент товарного автомобильного бензина, а фракцию

85-180°С подвергнуть процессу риформинга для получения высокооктановых компонентов бензина.
Характеристика керосиновых фракций.
Требования, предъявляемые к реактивным топливам согласно ГОСТ 10227-2013, представлены в табл. 1.1.9.
Таблица 1.1.9.
Наименование показателя Значение показателя для марки
ТС-1 Т-1С Т-1 Т-2 РТ
1. Плотность при 20°С, кг/м3, не менее 775,0 800,0 755,0 775,0
2. Фракционный состав:
а) температура начала перегонки, °С:



не ниже
не выше -
150
-
150 60
- 135
135
б) 10%об.,°С, не более
в) 50%об., °С, не более
г) 90%об., °С, не более
д) 98%об., °С, не более 165

195

230

250 175

225

270

280 145

195

250

280 175

225

270

280
3. Кинематическая взякость, мм2/с
20°С, не менее
-40°С, не более

1,25
8

1,50
16

1,05
6

1,25
16
4. Высота некоптящего пламени, мм, не менее 25 20 25 25
5. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, не ниже 28 30 - 28
6. Объемная (массовая) доля ароматических углеводородов, %, не более 20 (22) 18 (20) 20 (22) 20 (22)

7. Массовая доля общей серы, %, не более 0,20 0,10 0,25 0,10
8. Массовая доля меркаптановой серы, %, не более 0,003 - 0,003 0,001
9. Массовая доля сероводорода, % Отсутствие
Характеристика керосиновых дистиллятов для Ергачинской нефти представлена в табл. 1.1.10.
Таблица 1.1.10.
Температура отбора фракции, 0С Выход на нефть, %масс. r420 Фракционный состав Содержание серы, %масс. Содержание ароматики, %масс.

нк 10% 50% 90% 98%
180-230 26,0 0,7914 138 150 172 210 230 1,03 21,8
150-280 27,5 0,8131 166 178 204 255 262 1,06 -
150-320 34,7 0,8230 170 180 220 280 300 1,07 -
Сравнивая приведенные керосиновые дистилляты с характеристиками реактивных топлив, можно прийти к выводу, что сырьем для авиакеросина может служить керосиновый дистиллят 180-230ºС, причем он должен быть подвергнут гидроочистке и депарафинизации.
Характеристика дизельных фракций.
Дизельные фракции могут быть использованы как топливо для дизельных двигателей. Требования, предъявляемые к дизельным топливам согласно ГОСТ-32511-2013, представлены в табл. 1.1.11.
Таблица 1.1.11.
Наименование показателя Значение
1. Цетановое число, не менее 51,0
2. Цетановый индекс, не менее 46,0

3. Плотность при 15°С, кг/м3 820,0-845,0
4. Массовая доля полициклических ароматических углеводородов, %, не более 8,0
5. Массовая доля серы, мг/кг, не более, для топлива класса:
К3
К4
К5


350,0
50,0
10,0
6. Температура вспышки в закрытом тигле, °С, выше 55
7. Коксуемость 10%-го остатка разгонки, % масс., не более 0,3
8. Зольность, % масс., не более 0,01
9. Фракционный состав:
при 250°С перегоняется, %об., менее
при 350°С перегоняется, %об., не менее
65
85

95% перегоняется при температуре, °С, не выше 360
Для Ергачинской нефти характеристика дизельных фракций представлена в табл. 1.1.12.
Таблица 1.1.12.
Температура отбора фракции, 0С Выход на нефть, %масс. 420 Фракционный состав Содержание серы, %масс. Цетановое число

10% 50% 90% 98%
150-350 39,6 0,8258 180 232 290 - 1,07 54
200-350 26,8 0,8458 208 265 312 - 1,15 58

230-320 16,7 0,8433 253 266 288 - 1,16 59
230-350 21,6 0,8512 264 282 322 - 1,26 60
240-350 19,6 0,8540 272 288 324 - 1,30 60

В качестве прямогонной дизельной фракции можно взять фракцию 230-350ºС. Для получения дизельного топлива необходимо подвергнуть прямогонную фракцию гидроочистке и, в случае получения зимнего ДТ, депарафинизации для снижения содержания серы и температуры застывания.
Характеристика мазутов, остатков, сырья для деструктивных
процессов.
Мазут - остаток атмосферной перегонки - выкипающий выше 3500С, может использоваться как сырье установок вакуумной перегонки.
Вакуумные дистилляты (вакуумные газойли) выкипают в пределах 350-5000С (350-475°С) и используются как сырье каталитического крекинга.
Гудрон – остаток вакуумной перегонки, выкипает при температуре выше 5000С, может использоваться как сырье установок висбрекинга и деасфальтизации гудрона. Характеристика сырья для деструктивных процессов представлена в табл. 1.1.13.
Таблица 1.1.13.
Остаток выше Выход на нафть, %масс. 420 ВУ100 Тзаст.,0С Содержание, % Коксуемость, %
серы ванадия
350 0С 34,0 0,9250 1,69 1 1,91 - 5,12
4500С 19,2 0,9514 6,09 5 2,59 - 10,87
475 0С 15,2 0,9628 12,27 6 2,98 - 13,79


Характеристика вакуумного газойля (сырья для каталитического крекинга) представлена в табл. 1.1.14.
Таблица 1.1.14.
Температура отбора фракции, ºС Выход на нефть, % масс. Молекуляр
ная масса, кг/кмоль Коксуе-мость, % Содержание, % Температура застывания, ºС
серы смол Va
350-475 18,8 0,9032 338 0,016 1,96 12 - 29


Продолжение 1.14
Температура отбора фракции, ºС 50, сСт 100, сСт Содержание парафино-нафтеновых у/в, % Содержание ароматических углеводородов, % Содержание смолистых веществ, %
I группы II и III группы IV группы
350-475 14,00 3,98 59 7 24 8 2
В данном курсовом проекте предлагается мазут Ергачинской нефти подвергнуть вакуумной перегонке на установке АВТ с целью получения сырья - гудрона для процесса каталитического крекинга остаточного сырья и висбрекинга. А также деструктивной переработке (процесс каталитического крекинга) подвергнуть вакуумный газойль.
Также необходимо привести характеристику нефти применительно к получению из нее дорожных битумов. Согласно ГОСТ 11954–66 пригодность определяется по формулам:
А+С – 2,5*П≥8 – наиболее пригодна;
0≤А+С – 2,5*П≤8 – пригодна;
А+С – 2,5*П≤0 – непригодна;
где А – содержание асфальтенов, % масс;
С – содержание смол, % масс;
П – содержание твердых парафинов, % масс;
Используя данные из справочника [1], определим пригодность Ергачинской нефти для производства битумов (табл. 1.1.15).
Таблица 1.1.15.
Нефть Содержание, % 2,5П А+СС А+СС-2,5П
асфальтенов А селикогелевых смол СС парафинов П
Ергачинская 0 8,80 5,00 12,5 8,80 -3,70
Таким образом, данная нефть не пригодна для производства из нее битумов.
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 Ергачинской 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.
1.3. Краткое описание и расчет материальных балансов установок и нефтеперерабатывающего завода в целом.
1.3.1. Блок ЭЛОУ.
Назначение процесса – удаление солей и воды из сырой нефти перед подачей на переработку. Эффективное обессоливание позволяет значительно уменьшить коррозию технологического оборудования установок по переработке нефти, предотвратить дезактивацию катализаторов, улучшить качество топлив, нефтяного кокса и др. продуктов. В основе процесса обезвоживания лежит разрушение нефтяных эмульсий, которые образуются при добыче нефти за счет закачки воды в пласт.
Сырье: сырая нефть, содержащая воду и соли.
Продукция: обессоленная и обезвоженная нефть с содержанием солей менее 3-5 мг/л, воды до 0,1% масс. и без содержания различных механических примесей.
В таблице 1.3.1. представлен материальный баланс этой установки из расчета, что число рабочих дней в году равно 340.
Таблица 1.3.1.
%масс тыс.т/год т/сут т/ч кг/ч
Взято
1 Нефть сырая 100 6000 17647,0588 735,2941 30,6372
2 Вода+соли 5 300 882,3529 36,7647 1,5318
Итого 105 6300 18529,4117 772,0588 32,1691

Получено
1 Обезвоженная нефть 99,8 5988 17611,7647 733,8235 30,5759
2 Стоки 5,2 312 917,6470 38,2352 1,5931
Итого 105 6300 18529,4117 772,0588 32,1691
1.3.2. Блок АВТ.
Назначение процесса – разделение нефти на фракции для дальнейшей переработки или использования в качестве товарной продукции, а также получение широкой фракции вакуумных дистиллятов для установок каталитического крекинга и гудрона – сырья для установок деасфальтизации и висбрекинга.
Сырье: обезвоженная и обессоленная нефть на установке ЭЛОУ.
Продукция:
углеводородный газ, насыщенный предельными углеводородами; в дальнейшем направляется на ГФУ предельных газов, где осуществляется их сжижение с последующим разделением;
бензиновая фракция 28-180°С; подвергается гидроочистке;
керосиновая фракция 180-230°С; подвергается гидроочистке;
дизельная фракция 230-350°С; подвергается гидроочистке;
вакуумный газойль 350-475°С; подвергается гидроочистке;
гудрон >475°C; 50% является сырьем для установки висбрекинга с целью получения котельного топлива, а оставшиеся 50% - сырье процесса деасфальтизации гудрона.
Таблица 1.3.2.
%масс тыс.т/год т/сут т/ч кг/ч
Взято
1 Обезвоженная нефть 100 5988 17611,7647 733,8235 30,5759
Итого 100 5988 17611,7647 733,8235 30,5759
Получено
1 УВ газ 1,73 104,0564 306,0484 12,7520 0,5313
2 Бензиновая фракция
28-180 33,01 1977,0729 5814,9203 242,2883 10,0953
3 Керосиновая фракция
180-230 9,33 558,9318 1643,9173 68,4965 2,8543
4 Дизельная фракция
230-350 12,90 772,9909 2273,5027 94,7292 3,9470
5 Вакуумный газойль
350-475 26,41 1581,6583 4651,9363 193,8306 8,0762
6 Гудрон >475 15,88 951,3734 2798,1571 116,5898 4,8579
7 Потери 0,7 41,916 123,2823 5,1367 0,2140
Итого 100 5988 17611,7647 733,8235 30,5759


1.3.3. Блок гидроочистки бензиновой фракции
Назначение процесса – улучшение качества и повышение стабильности бензиновой фракции для удовлетворения требований ГОСТ за счет использования реакций деструктивного гидрирования гетероатомных соединений и гидрирования непредельных углеводородов.
Сырье: прямогонная бензиновая фракция 28-180°С; 100% водород для осуществления реакций гидрирования;
Продукция:
углеводородный газ, насыщенный предельными углеводородами;
сероводород;
гидроочищенная бензиновая фракция.
При расчете материальных балансов процесса гидроочистки необходимо определить количество образующегося сероводорода:
G_(H_2 S)= (G_сырья∙(X_s-X_доп )∙M_(H_2 S))/M_S (1.1)
где G_(H_2 S) – количество образовавшегося сероводорода, тыс.т./год;
G_сырья - количество поступившего на установку сырья, тыс.т./год;
ХS – содержание серы в сырье, мас.доли;
Хдоп – допустимое содержание серы в топливе (согласно ГОСТ) (для автомобильных бензинов 10ppm);
M_(H_2 S) , MS – молекулярные массы сероводорода и серы.
Выделенный на установке гидроочистки сероводород поступает на установку получения элементарной серы.
Таблица 1.3.3.
тыс. т./год % масс. % масс. на обезв.нефть т/сут кг/ч
Взято:
1 Бензиновая фракция 1977,07 100,00 33,02 5814,92 242,29
2 Водород 100% 2,97 0,15 0,05 8,72 0,36
Итого: 1980,04 100,15 33,07 5823,64 242,65
Получено:
1 Гидроочищенный бензин 1957,30 99,00 32,69 5756,77 239,87
2 УВ-газ 1,98 0,10 0,03 5,81 0,24
3 Сероводород 10,87 0,55
4 Потери 9,89 0,50 0,17 29,07 1,21
Итого: 1980,04 100,15 32,89 5791,66 241,32

1.3.4. Блок вторичной перегонки бензина.
Назначение процесса – разделение бензиновой фракции, полученной при первичной перегонке на блоке АВТ, на более узкие погоны, каждый из которых затем используется по целевому назначению.
Сырье: гидроочищенная широкая бензиновая фракция с установки гидроочистки.
Продукция:
фракция н.к.62°С ; используется в качестве сырья на установке низкотемпературной изомеризации с целью получения высокооктанового компонента товарного автомобильного бензина;
фракция 62-85°С; используется в качестве добавки при компаундировании товарного автомобильного бензина (не подвергают процессу каталитического риформинга из-за низкого выхода аренов);
фракция 85-180°С; подвергается процессу каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента автомобильного бензина.
Таблица 1.3.4.
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 Гидроочищенная бензиновая фракция 100 32,6870 1957,30 5756,7711 239,8655
Итого: 100 32,6870 1957,3022 5756,7711 239,8655
Получено:
1 нк 62 20,8867 6,8270 408,8054 1202,3688 50,0987
2 фр. 62-85 13,7363 4,49 268,8612 790,7682 32,9486
3 фр. 85-180 65,3775 21,37 1279,6356 3763,6341 156,8181
Итого: 100 32,6870775 1957,3022 5756,7711 239,8655
1.3.5. Блок низкотемпературной изомеризации.
Назначение процесса – повышение октанового числа бензиновых фракций путем превращения парафинов нормального строения в их изомеры, имеющие более высокое октановое число.
Сырье: узкая бензиновая фракция н.к.62°С, полученная на блоке вторичной перегонки нефти; водородсодержащий газ.
Продукция:
УВ газ; направляется на ГФУ предельных газов;
сжиженный газ; направляется на ГФУ предельных газов;
изомеризат; направляется на блок компаундирования товарного

автомобильного бензина.
Таблица 1.3.5.
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 н.к.62°С 100 6,8270775 408,8054 1202,3688 50,0987
2 ВСГ 0,8 0,0546 3,2704 1111950,69 46331,28
в том числе водород 0,22 0,0001 0,0071 2446,2915 101,9288
Итого: 100,8 6,8816 412,0758 1113153,059 46381,38
Получено:
1 УВ газ 1,6 0,1092 6,5408 19,2379 0,8015
2 Сжиженный газ 16,8 1,1469 68,6793 201,9979 8,4165
3 Изомеризат 82,4 5,6255 336,8556 990,7519 41,2813
в том числе
изопентановая фракция 53,4 3,004 218,3020 642,06495 26,7527
изогексановая фракция 22,1 1,2432 90,3459 265,7235 11,0718
гексановая фракция 6,9 0,3881 28,2075 82,9634 3,4568
Итого: 100,8 6,88169 412,0758 1211,9877 50,4994
1.3.6. Блок каталитического риформинга.
Назначение процесса – получение из никооктановых бензиновых фракций высокоароматизированных дистиллятов, используемых в качестве высокооктанового компонента товарного автобензина, а также получения чистого водорода, применяемого для гидрогенизационных процессов НПЗ.
Сырье:
прямогонная бензиновая фракция 85-180°С с установки вторичной перегонки бензина;
бензиновый отгон с установки гидроочистки керосиновой фракции;
бензиновый отгон с установки гидроочистки дизельной фракции;
бензиновый отгон с установки гидроочистки вакуумных дистиллятов;
бензиновый отгон с установки висбрекинга гудрона.
Продукция:
сухой УВ газ; направляется на ГФУ предельных газов, а затем в топливную сеть завода;
головка стабилизации; направляется на ГФУ предельных газов;
риформат; направляется в блок компаундирования товарных автобензинов;

ВСГ; используется для проведения различных гидрогенизационных процессов НПЗ.
Таблица 1.3.6.
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 85-180°С 95,6547 21,37 1279,6356 3763,6341 156,8181
2 Бенз. отгон с ГОК 0,459591 0,1026 6,1482 18,0830 0,753462
3 Бенз..отгон с ГОДТ 0,677457 0,1513 9,0627 26,6552 1,110635
4 Бенз..отгон с ГОВД 1,537008 0,3433 20,5615 60,4751 2,519799
5 Бенз. отгон висбрекинга 1,67124 0,3733 22,3572 65,7566 2,739862
Итого: 100 22,3407 1337,7654 3934,6043 163,9418
Получено:
1 Сухой УВ газ 7,4 1,6532 98,9946 291,1607 12,1317
2 Головка стабилизации 4,5 1,0053 60,1994 177,0571 7,377383
3 Риформат 82,3 18,3864 1100,9809 3238,1793 134,9241
4 ВСГ 5,8 1,2957 77,5903 228,2070 9,508627
в том числе водород 1,3 0,0168 17,3909 51,1498 2,131244
Итого: 100 22,3407 1337,7654 3934,6043 163,9418
1.3.7. Блок гидроочистки керосиновой фракции.
Назначение процесса – улучшение эксплуатационных свойств керосина за счет снижения содержания в нем олефинов, сернистых соединений (до 10ppm) и других примесей. При этом повышается его термическая стабильность, улучшается характеристики сгорания, стабильность цвета при хранении.
Сырье: прямогонная керосиновая фракция 180-230°С; 100% водород.
Продукция:
УВ газ, насыщенный предельными углеводородами; направляется на ГФУ предельных газов;
сероводород; направляется на УПЭС;
бензиновый отгон; используется в качестве сырья процесса каталитического риформинга ввиду низкого октанового числа;
гидроочищенный керосин; используется в качестве сырья установки депарафинизации керосина.

Таблица 1.3.7.
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 180-230°С 100 9,3342 558,9319 1643,917 68,4965
2 водород 100% 0,25 0,0233 1,3973 4,1097 0,1712
Итого 100,25 9,3575 560,3292 1648,027 68,6677
Получено:
1 Газ 0,65 0,0606 3,6330 10,6854 0,4452
2 Сероводород 0,2 0,0186 1,1178 3,2878 0,1369
3 Бенз. отгон на КР 1,1 0,1026 6,1482 18,0830 0,7534
4 Очищ.керосин 97,9 9,1381 547,1943 1609,395 67,0581
5 Потери 0,4 0,0373 2,2357 6,5756 0,2739
Итого: 100,25 9,3575 560,3292 1648,027 68,667
1.3.8. Блок депарафинизации керосиновой фракции.
Назначение процесса – снижение температуры застывания керосина с целью использования его в качестве авиационного керосина, а также удаление парафинов и церезинов.
Сырье: гидроочищенный керосин.
Продукция:
депарафинизированный парафин; используется как товарный продукт в качестве авиационного керосина;
жидкий парафин; направляется на склад НПЗ, при необходимости подвергается очистке серной кислотой.
Таблица 1.3.8.
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 Гиодроочищ керосин 100 9,1381 547,1943 1609,395 67,0581
Итого: 100 9,1381 547,1943 1609,395 67,0581
Получено:
1 Жидк.парафин 10 0,9138 54,7194 160,9395 6,7058
2 Депарафинизир.
керосин 89 8,1329 487,003 1432,362 59,6817
3 Потери 1 0,0913 5,4719 16,09395 0,6705
Итого: 100 9,1381 547,1943 1609,395 67,0581


1.3.9. Блок гидроочистки дизельной фракции.
Назначение процесса – получение сверхнизких по содержанию серы экологичных дизельных топлив до уровня, определяемого современными экологическими требованиями.
Сырье:
прямогонная дизельная фракция 230-360°С, получаемая на блоке АВТ;
легкий газойль 185-371°С, получаемый на блоке висбрекинга;
100% водород.
Продукция:
углеводородный газ, насыщенный предельными углеводородами; направляется на ГФУ предельных газов;
сероводород; направляется на УПЭС;
бензиновый отгон; направляется на установку каталитического риформинга;
гидроочищенное дизельное топливо, в том числе 60% - летнее – на блок компаундирования дизельного топлива, 40% - для получения ДТ, используемого в зимнее время, подвергается депарафинизации.
Таблица 1.3.9.
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 Прямог 230-360 93,82 12,909 772,9909 2273,503 94,7292
2 Легк.газойль (185-371) с уст.висбрекинга 6,17 0,850 50,8984 149,7014 6,2375
3 Водород 100% 0,25 0,0343 2,0597 6,0580 0,2524
Итого: 100,25 13,7934 825,9491 2429,262 101,2193
Получено:
1 Газ 0,65 0,0894 5,3552 15,7508 0,6562
2 Сероводород 0,2 0,0275 1,6518 4,8585 0,2024
3 Бенз.отгон 1,1 0,1513 9,0627 26,6552 1,1106
4 Очищ.ДТ 97,9 13,4700 806,5877 2372,317 98,8463
в том числе
Летнее ДТ 60 8,0820 483,9526 1423,39 59,3079
Зимнее ДТ 40 5,3880 322,6351 948,9267 39,5386
5 Потери 0,4 0,0550 3,2955 9,6928 0,4038
Итого: 100,25 13,7934 825,9532 2429,274 101,2198

1.3.10. Блок адсорбционнной депарафинизации дизельного топлива.
Назначение процесса – получение жидких парафинов и низкозастывающих марок дизельного топлива, в результате чего температура застывания понижается с -20°С до -35°С.
Сырье: 40% гидроочищенной дизельной фракции.
Продукция:
низкозастывающее дизельное топливо, используемое в зимнее время;
жидкий парафин; направляется на склад НПЗ, при необходимости подвергается очистке серной кислотой.
Таблица 1.3.10.
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 Гиодроочищ ДТ 100 5,3880 322,6351 948,9267 39,5386
Итого: 100 5,3880 322,6351 948,9267 39,5386
1 Получено:
2 Жидк.парафин 18 0,9698 58,07432 170,8068 7,1169
3 Зимнее ДТ 81 4,3643 261,3344 768,6307 32,0262
4 Потери 1 0,0538 3,2263 9,4892 0,3953
Итого: 100 5,3880 322,6351 948,9267 39,5386
1.3.11. Блок гидроочистки вакуумных газойлей.
Назначение процесса – снижение содержания сернистых и азотистых соединений в сырье, а также небольших количеств металлов, которые влияют на активность катализатора за счет коксоотложений в процессе каталитического крекинга.
Сырье: прямогонный вакуумный газойль 350-475°С с блока АВТ; 100% водород.
Продукция:
УВ газ, насыщенный предельными углеводородами; направляется на ГФУ предельных газов;
гидроочищенный вакуумный газойль; используется в качестве сырья для установки каталитического крекинга, цель которого – получение высокооктановых бензинов;
дизельная фракция; направляется в блок компаундирования дизельных топлив для получения товарного продукта;

бензиновый отгон; используется в качестве сырья установки каталитического риформинга;
сероводород; направляется на УПЭС.
Таблица 1.3.11.
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 Прямогонный вак.газойль. 100 26,4138 1581,658 4651,936 193,8307
2 Водород 100% 0,7 0,1848 11,0716 32,5635 1,35681
Итого: 100,7 26,5987 1592,73 4684,5 195,1875
Получено:
1 УВ газ 1,5 0,3962 23,7248 69,7790 2,9074
2 Сероводород 1,5 0,3962 23,7248 69,7790 2,9074
3 Бенз.отгон 1,3 0,3433 20,5615 60,47517 2,5197
4 Диз.фракция 9,2 2,4300 145,5126 427,9781 17,8324
5 Гидроочищ.вак.газойль 86,8 22,9271 1372,879 4037,881 168,245
6 Потери 0,4 0,1056 6,3266 18,6077 0,7753
Итого: 100,7 26,5987 1592,73 4684,5 195,1875
1.3.12. Блок каталитического крекинга вакуумных газойлей (FCC).
Назначение процесса – получение высокооктанового компонента автомобильного бензина, а также непредельных углеводородных газов для проведения процесса алкилирования или пиролиза.
Сырье: гидроочищенный вакуумный газойль.
Продукция:
сухой газ; направляется на ГФУ предельных газов, а после разделения – в топливную сеть НПЗ;
непредельные углеводородные газы; направляется на ГФУ непредельных газов, где после разделения используют в качестве сырья для процесса алкилирования;
бензиновый отгон; направляется в блок компаундирования товарного автобензина;
легкий газойль; направляется в блок компаундирования дизельного топлива для получения товарного продукта;
тяжелый газойль; используется в качестве котельного топлива.


Таблица 1.3.12.
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 Гидроочищ.вак.газойль 100 22,9271 1372,879 4037,881 168,245
Итого: 100 22,9271 1372,879 4037,881 168,245
Получено:
1 ƩС2 3,4 0,7795 46,6779 137,2879 5,7203
2 ƩС2-С4 12,6 2,8888 172,9828 508,773 21,1988
3 Бензин.отгон 50 11,4635 686,4397 2018,94 84,1225
4 Легкий газойль в ДТ 12,9 2,9576 177,1014 520,8866 21,7036
5 Тяж.газойль 17,5 4,0122 240,2539 706,6291 29,4428
6 Кокс 3,6 0,8253 49,4236 145,3637 6,0568
Итого: 100 22,9271 1372,879 4037,881 168,245
1.3.13. Блок деасфальтизации гудрона.
Назначение процесса – удаление с помощью избирательных растворителей (пропан) смолисто-асфальтеновых веществ и полициклических углеводородов, обладающих повышенной коксуемостью и низким индексом вязкости для получения сырья каталитического крекинга остаточного сырья.
Сырье: 50% масс. гудрона, получаемого на блоке АВТ.
Продукция:
деасфальтизат; используется в качестве сырья для установок каталитического крекинга остаточных дистиллятов;
асфальт; компонент котельного топлива.
Таблица 1.3.13.
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 Гудрон 100 7,944 475,6867 1399,079 58,2949
Итого: 100 7,944 475,6867 1399,079 58,2949
Получено:
1 Деасфальтизат 39 3,0981 185,5178 545,6406 22,7350
2 Асфальт 61 4,8458 290,1689 853,4379 35,5599
Итого: 100 7,944 475,6867 1399,079 58,294

 

1.3.14. Блок каталитического крекинга деасфальтизата.
Назначение процесса – увеличение глубины переработки НПЗ за счет получения светлых фракций из остаточного сырья.
Сырье: деасфальтизат, полученный на блоке деасфальтизации гудрона.
Продукция:
сухой газ; направляется на ГФУ предельных газов, а после разделения – в топливную сеть НПЗ;
непредельные углеводородные газы; направляется на ГФУ непредельных газов, где после разделения используют в качестве сырья для процесса алкилирования;
бензиновый отгон; направляется в блок компаундирования товарного автобензина;
легкий газойль; направляется в блок компаундирования дизельного топлива для получения товарного продукта;
тяжелый газойль; используется в качестве котельного топлива;
кокс – побочный продукт; удаляется в процессе регенерации с поверхности катализатора.
Таблица 1.3.14.
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 Деасфальтизат 100 3,0981 185,5178 545,6406 22,7350
2 Итого: 100 3,0981 185,5178 545,6406 22,7350
Получено:
1 ƩС1-С2 4,2 0,1301 7,7917 22,9169 0,9548
2 ƩС3-С4 9,7 0,3005 17,9952 52,9271 2,2052
3 Бензин 59,3 1,8372 110,0121 323,5649 13,4818
4 Легкий газойль в ДТ 15,2 0,4709 28,1987 82,9373 3,4557
5 Тяжелый газойль 5,6 0,1734 10,389 30,5558 1,2731
6 Кокс 6 0,1858 11,1310 32,7384 1,3641
Итого: 100 3,0981 185,5178 545,6406 22,7350
1.3.15. Блок висбрекинга гудрона.
Назначение процесса – снижение вязкости гудрона с целью получения компонента товарного котельного топлива.
Сырье: 50% гудрона, полученного на блоке АВТ при вакуумной перегонке мазута.


Продукция:
углеводородный газ, содержащий как предельные, так и непредельные соединения; направляется на ГФУ непредельных газов;
бензиновый отгон; из-за высокого содержания в нем непредельных соединений обладает низкой химической стабильностью и октановым числом, поэтому направляется на установку каталитического риформинга с целью получения высокооктанового компонента товарного автобензина;
легкий газойль; направляется на установку гидроочистки дизельного топлива;
остаток; используется как котельное топливо.
Таблица 1.3.15.
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 Гудрон 100 7,944 475,6867 1399,0785 58,2949
Итого: 100 7,944 475,6867 1399,0785 58,2949
Получено:
1 УВ газ (сухой) 2,3 0,1827 10,9407 32,1788 1,3407
2 Жирный газ С3-С4 1,4 0,1112 6,6596 19,5871 0,8161
3 Бензин.отгон (С7-185) 4,7 0,3733 22,3572 65,7566 2,7398
4 Легкий газойль
(185-371) 10,7 0,8500 50,8984 149,7014 6,2375
5 Остаток 80,9 6,426696 384,8305 1131,8545 47,1606
Итого: 100 7,944 475,6867 1399,0785 58,2949
1.3.16. Блок сернокислого алкилирования.
Назначение процесса – получение алкилата – высокооктанового автомобильного бензина, не содержащего алкенов, бензола, сернистых соединений.
Сырье: бутан-бутиленовая и пропан-пропиленовая фракции с блока ГФУ непредельных газов, а также и-бутан с блока ГФУ предельных газов.
Продукция:
легкий алкилат; направляется на блок компаундирования товарного автобензина;
тяжелый алкилат; направляется на блок компаундирования товарного ДТ;
пропан; используется в качестве СУГ для бытовых нужд;
отработанная бутан-бутиленовая фракция; используется в качестве СУГ

для бытовых нужд.
Таблица 1.3.16.
тыс. т./год % масс. % масс. на обезв.нефть т/сут кг/ч
Взято:
1 Бутан-бутиленовая фракция 193,5979 54,4 3,2331 569,4059 23,7252
2 Пропан-пропиленовая фракция 204,6251 29,7 3,4172 601,8386 25,0766
3 Изобутан 84,4212 15,9 1,4098 248,2977 10,3457
Итого: 482,6443 100 8,0601 1419,542 59,1475
Получено:
1 Легкий алкилат 335,4378 69,5 5,6018 986,5818 41,1075
2 Тяжелый алкилат 28,4760 5,9 0,4755 83,75299 3,4897
3 Пропан 67,5702 14 1,1284 198,7359 8,2806
4 Отработанная бутан-бутиленовая фр. 51,1602 10,6 0,8543 150,4715 6,2696
Итого: 482,6443 100 8,0601 1419,542 59,1475

1.3.17. Блок компаундирования бензинов.
Назначение процесса – смешение всех бензинов, полученных на разных процессах НПЗ, с целью получения товарного автомобильного бензина.
Основным этапом организации процесса компаундирования на нефтеперерабатывающем предприятии является технологический расчет рецептуры смеси по основным физико-химическим показателям компонентов, основным из которых является октановое число. Октановое число товарного автобензина рассчитывается по правилу аддитивности:
〖ОЧ〗_см= ∑▒〖(〖ОЧ〗_i ∙ x_i)〗 (1.2)
где ОЧсм – октановое число смеси;
〖ОЧ〗_i - октановые числа компонентов смеси;
x_i - массовые доли i-х компонентов смеси.
Расчет октановых чисел автобензина на блоке компаундирования представлен в табл.1.3.17.

 

 

 

Таблица 1.3.17.
Компонент тыс. т./год % масс. Октановое число, ОЧi ОЧ бензина

ИОЧi МОЧi ИОЧ МОЧ
Алкилат легкий 335,4378 11,8170 96 90 11,3443 10,6353
Изомеризат 336,8556 11,8670 92 89 10,9176 10,5616
Бензин КК вак.дист 686,4397 24,1824 93 82 22,4896 19,8296
Бензин КК ост.сырья 110,0120 3,8755 93 82 3,6043 3,1779
Риформат 1100,9809 38,7862 100 90 38,7862 34,9076
62-85 г/о 268,8612 9,4716 76 70 7,1984 6,6301

Итого: 2838,5874 100 94,3406 85,7423
Согласно ГОСТ 32513-2013 полученные окатновые числа по исследовательскому и мотрному методу соответствуют показателям автобензина АИ-92.
1.3.18. Блок компаундирования дизельного топлива.
Если для зимнего ДТ оптимальное цетановое число (45-55 пунктов) достигается при депарафинизации, то для летнего – при компаундировании. Назначение процесса компаундирования ДТ – приготовление товарного дизельного топлива, отвечающего заданным показателям технологического регламента.
Так же, как и при компаундировании товарных автобензинов, при компаундировании дизельных топлив основным этапом организации процесса является технологический расчет рецептуры смеси по основным физико-химическим показателям компонентов, основным из которых является цетановое число. Цетановое число товарного дизельного топлива рассчитывается по правилу аддитивности:
〖ЦЧ〗_см= ∑▒〖(〖ЦЧ〗_i ∙ x_i)〗 (1.3)
где ЦЧсм – октановое число смеси;
〖ЦЧ〗_i - октановые числа компонентов смеси;
x_i - массовые доли i-х компонентов смеси.
Расчет цетановых чисел летнего ДТ на блоке компаундирования представлен в табл.1.3.18.

 


Таблица 1.3.18.
Компонент тыс. т./год % масс. Цетановое число, ЦЧi ЦЧ ДТ
Летнее ДТ 483,9526 67,4283 55 37,0855
Алкилат тяжелый 28,4760 3,96751 30 1,1902
Легкий газойль с КК вак.дист 177,1014 24,6752 45 11,1038
Легкий газойль с КК ост.сырья 28,1987 3,9288 45 1,7679
Итого: 717,7288 100 51,1477

1.3.19. Блок ГФУ предельных газов.
Назначение процесса - получение индивидуальных легких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов.
Сырье: углеводородные газы нефтеперерабатывающего завода - газы растворенные в нефти и выделяющиеся при первичной перегонке на установке АВТ и газы, получающиеся в процессах деструктивной переработки нефти.
Продукция:
метан-этановая фракция; отправляется на сжигание в топливную сеть завода;
пропановая фракция; в смеси с пропиленом с блока ГФУ непредельных газов является сырьем установок алкилирования, а также используется как бытовой сжиженный газ и хладагент для производственных установок;
бутан - изобутановая - является сырьем установок алкилирования, также бутан может использоваться как бытовой сжиженный газ или в качестве газового топлива ДВС.
При составлении материального баланса установки ГФУ предельных газов необходимо знать примерный состав углеводородных газов, выделяющихся в результате протекания того или иного процесса. Качественный и количественный составы газов представлены в табл. 1.3.19а, 1.3.19б соответственно.
Таблица 1.3.19а.
АВТ КР ГОДТ КК ГОБ ГОВД Изомеризация Висбрекинг
Метан 2,7 19 34 13 10,67 0 0 16,2
Этилен 0 0 0 5 0 0 0 2,5
Этан 5,1 21 24,5 8 35,35 16,84 0 17

Пропилен 0 0 0 23,8 0 0 0 9
Пропан 41,3 32 20,5 10,8 34,18 51,02 8,69 21,5
Изобутилен 0 0 0 7,2 0 0 0 4,5
н-Бутилен 0 0 0 12,8 0 0 0 9,8
н-Бутан 50,9 16 0 4,8 19,8 32,14 54,78 14,5
Изобутан 0 12 21 14,6 0 0 36,53 5
Всего: 100 100 100 100 100 100 100 100

Таблица 1.3.19б.
Состав газа, тыс.т./год
АВТ КР ГОДТ КК ГОБ ГОВД Изомеризация Висбрекинг
Метан 2,80 30,24 1,82 31,90 0,21 0 0 2,85
Этилен 0 0 0 12,27 0 0 0 0,44
Этан 5,30 33,43 1,31 19,63 0,69 3,99 0 2,99
Пропилен 0 0 0 58,41 0 0 0 1,58
Пропан 42,97 50,94 1,09 26,50 0,67 12,10 6,53 3,78
Изобутилен 0 0 0 17,67 0 0 0 0,79
н-Бутилен 0 0 0 31,41 0 0 0 1,72
н-Бутан 52,96 25,47 0 11,78 0,39 7,62 41,20 2,55
Изобутан 0 19,10 1,12 35,83 0 0 27,47 0,88

Всего: 104,05 159,19 5,35 245,44 1,97 23,72 75,22 17,60
Таблица 1.3.19.
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 УВ-газ с АВТ 16,8210 1,7377 104,0564 306,0484 12,7520
2 УВ-газ с ГО бензиновой фр. 0,3196 0,0330 1,98 5,8149 0,2422
3 УВ-газ с ГО керосиновой фр. 0,5872 0,0606 3,63 10,6854 0,4452
4 УВ-газ с ГО дизельной фр. 0,8656 0,0894 5,3552 15,7508 0,6562
5 УВ-газ с ГО вакуумного газойля 3,8351 0,3962 23,7248 69,7790 2,9074
6 УВ-газ с изомеризации 12,1595 1,2561 75,2201 221,2358 9,2181
7 УВ-газ с КК вак.дист 35,5088 3,6683 219,6607 646,0609 26,9192
8 УВ-газ с КК остат.сырья 4,1685 0,4306 25,7869 75,8440 3,1601

9 УВ-газ с каталит. риформинга 25,7342 2,6585 159,1940 468,2179 19,5090
10 УВ-газ с висбрекинга 2,8451 0,2939 17,6004 51,7659 2,1569
Итого: 100 10,3308 618,6087 1819,4374 75,8098
Получено:
1 Метан 11,2910 1,1664 69,8476 205,4341 8,5597
2 Этан 10,8908 1,1251 67,3717 198,1521 8,2563
3 Пропан 23,379 2,4152 144,6245 425,3662 17,7235
4 н-Бутан 22,9538 2,3712 141,9916 417,6223 17,4009
5 Изобутан 13,6469 1,4098 84,4212 248,2977 10,3457
6 Остаток на ГФУ непредельных газов 17,8387 1,8428 110,3520 324,5647 13,5235
в том числе:
УВ-газ висбрекинга 3,7910 0,0758 4,5409 13,3556 0,5564
УВ-газ с каталит. крекинга 19,3625 2,0003 119,7784 352,2896 14,6787
Итого: 100 10,3308 618,6087 1819,4374 75,8098
1.3.20. Блок ГФУ непредельных газов.
Назначение процесса – выделение непредельных УВ газов, служащих сырьем для процесса алкилирования или пиролиза.
Сырье: УВ газ с блоков каталитического крекинга и висбрекинга.
Продукция:
этилен; может использоваться в качестве сырья для процесса полимеризации этилена или других процессов нефтехимии;
пропилен; в смеси с пропаном служит сырьем для процесса сернокислого алкилирования;
бутилен; в смеси с бутаном служит сырьем для процесса сернокислого алкилирования.
Таблица 1.3.20.
% масс. % масс. на обезв. нефть тыс. т./год т/сут т/ч
Взято:
1 УВ-газ висбрекинга 3,6526 0,0758 4,5409 13,3556 0,5564
2 УВ-газ с каталит. крекинга 96,3473 2,0003 119,7784 352,2896 14,6787
ИТОГО: 100 2,0761 124,3193 365,6452 15,2352
Получено:
1 Этилен 10,2255 0,2122 12,7123 37,3893 1,5578
2 Пропилен 48,2632 1,0020 60,0005 176,4723 7,3530
3 Изобутилен 14,8522 0,3083 18,4642 54,3066 2,2627

4 н-Бутилен 26,6588 0,5534 33,1421 97,4768 4,0615
Итого: 100 2,0761 124,3193 365,6452 15,2352
1.3.21. Блок подготовки элементарной серы (УПЭС).
В связи со все возрастающими объемами переработки сернистых нефтей, в том числе и Ергачинской нефти, возрастают проблемы утилизации сероводорода, который в больших количествах получают в результате проведения термогидрокаталитических процессов. В настоящее время многие НПЗ решают эту проблему путем производства элементарной серы, т.к. она экологически малоопасна, поэтому ее можно накапливать на НПЗ в больших количествах. Проблему утилизации сероводорода можно решить также путем производства серной кислоты. В данном проекте решено использовать выделяющийся сероводород 50% в качестве сырья производства элементарной серы на установках Клауса (табл.1.3.21а), а оставшиеся 50% - в целях получения серной кислоты для удовлетворения собственных нужд процесса алкилирования (табл.1.3.21б).
Таблица 1.3.21а.
тыс. т./год % масс. % масс. на обезв. нефть т/сут кг/ч
Взято:
Н2S с ГОБ 5,44 29,0990 0,0907 15,9910 0,6662
1 Н2S с ГОК 0,5589 2,9914 0,0093 1,6439 0,0684
Н2S с ГОДТ 0,8259 4,4205 0,0137 2,4292 0,1012
Н2S с ГОВД 11,8624 63,4889 0,1981 34,8895 1,4537
Итого: 18,68 70,9009 0,2212 38,9627 1,6234
Получено:
1 Комовая сера 24,9032 94,5 0,4158 73,2448 3,0518
2 Дымовые газы 1,3703 5,2 0,0228 4,0304 0,1679
3 Потери 0,0790 0,3 0,0013 0,2325 0,0096
Итого: 26,3526 100 0,4400 77,5077 3,2294
Таблица 1.3.21б.
тыс. т./год % масс. % масс. на обезв. нефть т/сут кг/ч
Взято:
1 Сероводород 18,68 2,9914 0,0093 54,9537 2,2897
2 Вода 0,8259 4,4205 0,0137 2,4292 0,1012
3 Воздух 11,8624 63,4889 0,1981 34,8895 1,4537
Итого: 31,3726 70,9009 0,2212 92,2725 3,8446
Получено:
1 Серная кислота 7,3725 23,5 0,1231 21,6840 0,9035
2 Выхлопные газы 24,0000 76,5 0,4008 70,5884 2,9411

Итого: 31,3726 100 0,5239 92,2725 3,8446

При топливном варианте с глубокой переработкой нефти повышается роль гидрогенизационных процессов. Однако, несмотря на присутствие четырех установок гидроочистки и одной установки изимоеризации, наличие одной установки каталитического риформинга не вызывает необходимость в отдельной установке по производству водорода.
Таблица 1.3.21в.
Получено водорода в риформинге, тыс. т./ год: 17,39095
Необходимо водорода тыс. т./ год:
ГО дизельного топлива 2,059723
ГО вакуумного газойля 11,07161
ГО бензина 2,97
Изомеризация 0,007195
ГО керосиновой фракции 1,39733
Необходимо всего водорода, тыс.т./год 17,35613
Недостаток водорода, тыс.т./год -0,03482
1.3.22. Материальный баланс завода.
Материальный баланс проектируемого завода в целом представлен в табл.1.3.22.
Таблица 1.3.22.
Сырье тыс. т./год % масс на обезв.нефть т/сут кг/ч
Взято:
1 Нефть сырая 6000 100,2004 17647,0588 735,2941
2 Нефть обессоленная 5988 100 17611,7647 733,8235
Итого: 5988 100 17611,7647 733,8235
Получено:
1 Топливо газообразное, в том числе:



ƩС1 69,8476 1,1664 205,4341 8,5597
ƩС2 80,0841 1,3374 235,5415 9,8142
ƩС3 67,5702 1,1284 198,7359 8,2806
ƩС4 135,5815 2,2642 398,7691 16,6153
2 Автомобильный бензин, в том числе:
Легкий алкилат 335,4378 5,6018 986,5818 41,1075
Изомеризат (НК-62) 336,8557 5,6255 990,7519 41,2813
Риформат (85-180) 1100,981 18,3864 3238,1793 134,9241
Бензин прямогонный (62-85) 268,8612 4,49 790,76823 32,9486

Бензин катал.крекинга вак.дист 686,4397 11,4635 2018,94036 84,12251486
Бензин кат.крекинга остат.сырья 110,0121 1,8372 323,5649 13,4818
3 Авиакеросин 487,003 8,1329 1432,3616 59,6817
4 Дизельное топливо, в том числе:




ДТ летнее 483,9526 8,0820 1423,3901 59,3079
ДТ зимнее 322,6351 5,3880 948,9267 39,5386
Легкий газойль с КК вак.дист 177,1014 2,9576 520,8866 21,7036
Легкий газойль с КК остат.сырья 28,1987 0,4709 82,9373 3,4557
Тяжелый алкилат 28,4760 0,4755 83,7529 3,4897
5 Котельное топливо 925,6424 15,4582 2722,4775 113,4365
6 Комовая сера 24,9032 0,4158 73,2448 3,0518
7 Серная кислота 7,3725
8 Кокс 60,5547 1,0112 178,1021 7,4209
9 Жидк.парафин 112,7937 1,8836 331,7463 13,8227
10 Дымовые газы + окислительные газы 64,9697 1,085 191,0875 7,9619
11 Потери, в том числе:







с уст.АВТ 41,916 0,7 123,2823 5,1367
с уст. производства серы (уст.Клауса) 0,0790 0,0013 0,2325 0,0096
с уст. ГО бензина 9,89 0,1650 29,0746 1,2114
с уст. ГО вакуумного газойля 6,3266 0,1056 18,6077 0,7753
c уст. ГО дизельного топлива 3,2955 0,0550 9,6928 0,4038
с уст.депараф.керосина 5,4719 0,0913 16,0939 0,6705
с уст.депараф.ДТ 3,2263 0,0538 9,4892 0,3953
с уст.ГО кер.фр 2,2357 0,0373 6,5756 0,2739
Итого: 5987,711 99,8720 17589,2302 732,8845
1.4. Расчет глубины переработки нефти.
Глубину переработки нефти на НПЗ выражают формулой:
ГПН= (Н-(М+П))/Н ∙100% (1.4)
где ГПН – глубина переработки нефти,%:
Н – количество переработанной нефти;
М – количество валового топочного мазута (котельного топлива) от переработанной нефти;
П – количество безвозвратных потерь от того же количества нефти.


Для данного разработанного топливного варианта глубокой переработки Ергачинской нефти ГПН составила 82,24%.
1.5. Расчет индекса Нельсона.
При выборе схемы нового НПЗ учитывают шкалу коэффициентов сложности технологических установок нефтепереработки. Индекс сложности НПЗ (индекс Нельсона) характеризует сложность технологических процессов, применяемых на НПЗ; чем выше индекс, тем более сложной обработке подвергается сырая нефть и тем более высококачественные продукты способен производить завод. Индекс Нельсона определяется по следующей схеме:
Индекс Нельсона= (N_1 K_N1+N_2 K_N2+⋯)/N_НПЗ = (N_1 K_N)/N_НПЗ (1.5)
где N1 – мощность процесса 1; KN1 – коэффициент Нельсона по процессу 1; N2 - мощность процесса 2; KN2 - коэффициент Нельсона по процессу 2; NНПЗ – мощность атмосферной переработки нефти.
Коэффициенты сложности В.Нельсона для различных установок нефтепереработки представлены в табл.1.3.22.
Таблица 1.3.23.
Процесс переработки Коэффициент сложности Нельсона
Атмосферная переработка нефти 1
Вакуумная переработка нефти 1,3
Гидроочистка бензиновой фракции 2,5
Гидроочистка керосиновой фракции 2,5
Гидроочистка дизельной фракции 2,5
Гидроочистка вакуумных дистиллятов 2,5
Вторичная перегонка бензина 1
Депарафинизация дизельного топлива 2,5
Депарафинизация керосина 2,5
Каталитический крекинг вакуумных дистиллятов 6
Изомеризация 3
Каталитический риформинг бензиновых фракций 5
Висбрекинг гудрона 2,5

ГФУ предельных газов 0,5
ГФУ непредельных газов 0,5
Алкилирование 10
УПЭС по методу Клауса 0,3
Получение серной кислоты 0,3
Деасфальтизация гудрона 2,5
Каталитический крекинг остаточного сырья 6
Тогда с учетом вышеуказанных коэффициентов согласно формуле (1.5) индекс Нельсона равен 8,04.

2. Разработка и описание технологической схемы установки висбрекинга.
Все процессы, протекающие на НПЗ при переработке нефтяного сырья в товарные продукты, условно подразделяют на три основные группы: термические, термокаталитические и термогидрокаталитические.
К числу термических процессов относится процесс висбрекинга. Висбрекинг – наиболее мягкая форма термокрекинга; назначением данного процесса является снижение вязкости нефтяных остатков с целью получения компонента товарного котельного топлива, т.к. получающийся гудрон на АВТ непосредственно не может быть использован как котельное топливо из-за высокой вязкости, а также получение дополнительных количеств светлых нефтепродуктов термическим разложением остатков от перегонки нефти, в результате чего увеличивается ГПН НПЗ. Применение процесса висбрекинга позволяет снизить вязкость в 25-50 раз; условия проведения данного процесса равны 430-500°С, 1-5 МПа.
Процесс висбрекинга востребован на таких НПЗ, где отсутствуют другие установки глубокой переработки гудрона, например, коксование или гидрокрекинг остатков.
В настоящее время известно 2 способа проведения процесса висбрекинга – печной и с выносной сокинг-камерой. Опыт работы с реализацией печных вариантов показывает, что они не обеспечивают снижение вязкости тяжелых нефтяных остатков до норм, предъявляемым к товарным котельным топливам, а получаемый крекинг-остаток требует вовлечения дополнительного количества разбавителей. Также особенностями осуществления процесса висбрекинга с выносной реакционной камерой является более мягкий температурный режим, длительное время пребывания сырья в камере за счет чего увеличивается глубина превращения. Поэтому наиболее распространенным на сегодня является реализация процесса висбрекинга с выносной камерой.

В данном проекте при разработке НПЗ для переработки Ергачинской нефти использовался процесс висбрекинга с выносной реакционной сокинг-камерой. Преимуществами такой технологии являются:
уменьшение энергетических затрат, т.к. скорость закоксовывания апааратов значительно ниже, чем при использовании печи;
большая длительность межремонтного пробега;
меньшее количество пара от утилизации тепла;

большая степень превращения за счет увеличения времени пребывания сырья в выносной камере при заданной температуре.
Однако, для такой технологии характерна сложность очистки от кокса реакционной камеры (требуется использование дополнительного оборудования).
2.1.Основы управления и параметры процесса.
К основным регулируемым параметрам процесса висбрекинга относятся: сырье, температура, давление и время пребывания сырья в зоне реакции. На практике их величина напрямую зависит от свойств сырья и от разновидности процесса висбрекинга.
Сырьем процесса данного курсового проекта является 50% гудрона от общего его количества, полученного на блоке АВТ. Преимущественно гудрон состоит из парафиновых и значительного количества нафтеновых и ароматических соединений, поэтому его термическая стабильность достаточно высока.
Температура проведения процесса – 430-500°С, давление –,.
Процесс висбрекинга представляет собой совокупность реакций разложения и уплотнения молекул. При уменьшенных температурах 420-450°С преобладают реакции полимеризации и уплотнения, а при более высоких 450-500°С реакции расщепления. С повышением температуры скорость реакции обоего типа возрастает. Однако, скорость реакций разложения увеличивается значительно быстрее, чем реакций уплотнения и эта разница будет тем больше, чем выше температура. Наиболее оптимальной температурой проведения процесса является 430-500°С, при времени протекания реакции 10-15мин.
С повышением температуры крекинга выход продуктов уплотнения уменьшается, а продуктов распада (особенно газа и бензина) возрастает.
От температуры крекинга зависит вязкость получаемого остатка висбрекинга. Температурный предел 500-510°С считается оптимальным для
снижения вязкости остатка висбрекинга.
Давление существенного влияния на процесс висбрекинга не оказывает; наиболее оптимальными условиями является давление 1-2,5 МПа. Это позволяет вести процесс в жидкой фазе, быстро выводить из реакционного змеевика первичные продукты распада - газойлевые фракции, не давая им разлагаться на газ и бензин. Повышение давления увеличивает количество продуктов уплотнения.
2.2. Химизм процесса. Механизм протекания основных реакций.
Сырье - гудрон, поступающее на висбрекинг, состоит из трех основных классов углеводородов: парафиновых, нафтеновых и ароматических. Превращение углеводородов разных классов при умеренном термическом крекинге происходит с различной трудностью. Легче всего подвергаются крекированию (расщеплению) парафиновые углеводороды, наиболее устойчивые к температурному воздействию ароматические, нафтеновые углеводороды занимают промежуточное положение.
Для крекинга парафиновых углеводородов характерны реакции их распада по связи С-С на более низкомолекулярные компоненты с образованием алкена и алкана:
C_n H_(2n+2) □(→) C_m H_2m+C_q H_(2q+2) (2.1)

где n = m+q.
Место разрыва, а, следовательно, преимущественное образование тех или иных продуктов реакции зависит от температуры и давления. Чем выше температура и ниже давление, тем место разрыва углеродной цепи все больше смещается к ее концу и значительно возрастает выход газообразных продуктов. При температуре 400-500 оС разрыв происходит по середине цепи.
Полученные предельные молекулы вновь распадаются на алкан и алкен, а низкомолекулярные углеводороды – этан, пропан, бутан – склонны к дегидрированию. Реакции распада алканов имеют цепной характер и подчиняются теории свободных радикалов, согласно которой вначале молекулы С5 и выше под воздействием высокой температуры распадаются на радикалы различной молекулярной массы, например:
С_7 Н_16→С_4 Н_9+С_3 Н_7
Тем самым происходит возникновение (инициирование) цепной реакции. Образовавшиеся радикалы, не обладающие в данных условиях хотя бы минимальной стабильностью, мгновенно снова распадаются на

непредельный углеводород и новый радикал, в том числе и водородный атом.
Свободные радикалы, сталкиваясь с молекулами исходного сырья, порождают цепную реакцию с образованием новых радикалов:
RH + H → R + H2
R1H + R → R1 + RH


При достижении равновесия вероятность соударений радикалов между собой увеличивается. Это приводит к образованию стабильных алканов:
СН3 + СН3 → С2Н6
В итоге в продуктах реакции накапливаются устойчивые при данной температуре предельные и непредельные углеводороды, а также молекулярный водород.
Нафтеновые углеводороды термически стабильны. Однако, при крекинге углеводороды с длинными боковыми цепями ведут себя так же, как парафиновые: с увеличением длины боковой цепи их термическая устойчивость снижается. Для нафтеновых углеводородов наиболее характерны следующие типы превращения при высоких температурах:
- деалкилирование или отщепление боковых алкановых цепей;
СН2СН2СН3
→ + С3Н8 + Н2

- частичная или полная дециклизация полициклических нафтенов после деалкилирования;
→ С2Н4 + С3Н6
- распад моноциклических нафтенов на олефины или парафин-диолефины.
- дегидрирование кольца с образованием циклоолефинов и ароматических углеводородов;
Для всех реакций распада нафтенов характерно образование молекул с числом атомов углерода не ниже С3.
Ароматические углеводороды наиболее термически устойчивы. Поэтому они накапливаются в жидких продуктах крекинга тем в больших количествах, чем выше температура процесса. Голоядерные (лишенные боковых цепей) ароматические углеводороды, так же как и алкилированные углеводороды с короткими боковыми цепями, практически не подвергаются распаду. Единственным направлением их превращений является конденсация с выделением водорода. В результате происходит накопление полициклических углеводородов, которые легко адсорбируются на катализаторе и далее крекируются на нем до кокса. В результате конденсации бензола, нафталина и других голоядерных углеводородов образуются дифенил, динафтил и им подобные углеводороды:

2 → + H2


Ароматические углеводороды с длинными боковыми цепями способны деалкилироваться.
В сырье для крекинга ненасыщенные углеводороды отсутствуют, но роль их в химии крекинга велика, т.к. они всегда образуются при распаде углеводородов других классов. Олефинами свойственны самые разнообразные реакции. Умеренные температуры (до 500 оС) и высокие давления способствуют протеканию реакций полимеризации олефинов, высокие температуры и низкие давления вызывают реакции распада.
Разложение олефинов может протекать в различных направлениях. В обычных услоавиях крекинга (около 500°С, давление до 7 Мпа) олефины, образовавшиеся при паспаде предельных соединений, в основном, претерпевают распад по β-связи:
CnH2n → CmH2m + H2
А низкие температуры и высокие давления стимулируют реакции полимеризации:
nCnH2n → (CmH2n)n
2.3. Описание технологической схемы установки висбрекинга с выносной реакционной камерой.
Производительность установки – 500 тыс.т./год;
Число рабочих дней в году – 340;
Материальный баланс установки:
%масс %масс. на обезв. нефть тыс.т/год т/сут т/ч
Взято:
1 Гудрон 100 7,944 475,6867 1399,0785 58,2949
Итого: 100 7,944 475,6867 1399,0785 58,2949
Получено:
1 УВ газ (сухой) 2,3 0,1827 10,9407 32,1788 1,3407
2 Жирный газ С3-С4 1,4 0,1112 6,6596 19,5871 0,8161
3 Бензин.отгон (С7-185) 4,7 0,3733 22,3572 65,7566 2,7398
4 Легкий газойль
(185-371) 10,7 0,8500 50,8984 149,7014 6,2375
5 Остаток 80,9 6,426696 384,8305 1131,8545 47,1606
Итого: 100 7,944 475,6867 1399,0785 58,2949

 


Расходные показатели (в расчете на 1 т сырья):
Наименование на 1т. сырья Всего
Пар водяной, Гкал 0,01 500
Электроэнергия, кВт·ч 9,15 457 500
Вода оборотная, м3 0,5 25 000
Топливо, кг 15,3 765 000
Технологический режим установки:
Температура,°С Давление, МПа
Печь
на входе 320 2
на выходе 453 1,1
Сокинг-камера
на входе 453 1,1
на выходе 433 0,95
Фракционирующая колонна
верха 166 0,3
низа 350 0,35
Отпарная колонна
верха 239 0,31
низа 230 0,32
Технологическая схема установки висбрекинга с выносной камерой представлена в графическом материале.
Нагретое до 320°С остаточное сырье – гудрон с установки АВТ насосом 1 прокачивается в печь 2. Трубчатые печи установок термического крекинга предназначены не только для нагревания и частичного или полного нагрева сырья, но и для проведения в них химических реакций. В печи 2 начинаются реакции крекинга; полупродукты, выходящие из печи, из-за высокой температуры уносят много тепла. Это тепло используется для углубления реакций крекинга в реакционной камере 3. Реакционная камера представляет собой полый цилиндрический аппарат диаметром 2-3м и высотой 10-15м. вследствие довольно большого объема камеры, продукт находится в ней достаточно долго (время нахождения сырья в ней 10-15мин), что способствует углублению крекинга. Т.к. реакционная камера не обогревается, а реакция крекинга идет с поглощением тепла, то температура на выходе из камеры на 20-30°С ниже, чем на входе.
Газопродуктовая смесь при температуре 433°С поступает в секцию

питания фракционирующей колонны 4. Для получения продуктов заданного состава и качества в колонне фракционирования 4 необходимо поддерживать следующий режим: давление близкое к атмосферному, tверха = 166°С, tниза = 350°С. Ректификат колонны, представляющий собой смесь, состоящую из углеводородного газа, паров бензина и водяного пара, после охлаждения в холодильнике 5 и АВО 6 направляется в сепаратор 7, где происходит разделение на жирные газы, подаваемые на ГФУ непредельных газов, конденсат и легкий бензин, балансовая часть которого после откачки насосом возвращается под верхнюю тарелку колонны в качестве орошения, а остальная часть выводится с установки и направляется на блок каталитического риформинга. В качестве бокового отгона из отпарной колонны 8 выводится легкий газойль, подаваемый на установку гидроочистки дизельной фракции; часть его возвращается в колонну в качестве орошения. Кубовый остаток колонны выводится с установки самотеком под давлением системы и используется в качестве котельного топлива.
На графическом листе также приведена схема выносной реакционной камеры установки висбрекинга. Нагретое сырье поступает снизу камеры через патрубок входа. Сверху же отбираются продукты реакции. В камере происходит основной термический процесс.
2.4. Основные тенденции развития процесса висбрекинга.
Увеличение глубины переработки нефти напрямую зависит от вторичных процессов. Актуальность развития глубокой переработки нефти в России очевидна, учитывая то, что в структуре производства нефтепродуктов преобладают тяжелые остаточные нефтепродукты, растет удельный вес месторождений высоковязких и трудноизвлекаемых нефтей в структуре нефтяных запасов Российской Федерации. В этой связи особый интерес представляет процесс висбрекинга, основным назначением которого является снижение вязкости тяжелых нефтей и тяжелых нефтяных остатков. Гибкость и достаточно мягкие условия висбрекинга, по сравнению с термическим крекингом, позволяют перерабатывать более
тяжелое, но при этом легче крекируемое сырье. Процесс висбрекинга по мощности переработки в России стоит на четвертом месте среди процессов глубокой переработки нефти. Наличие установок висбрекинга на НПЗ дает возможность экономить значительную часть вакуумного газойля (20-
25 % масс), который нередко используется в качестве разбавителя для

приготовления котельного топлива, а также значительно сокращает общее количество котельного топлива. Несмотря на то что процесс висбрекинга дает самую низкую глубину переработки нефти, наибольшее количество построенных установок по вторичным процессам за период 2003 -2010 гг. приходится на процесс висбрекинга, т.к. на заводах производится много высоковязких гудронов и медленно внедряются процессы коксования и гидропереработки остатков нефти.
Простота технологического и аппаратурного оформления и низкие капитальные и энергетические затраты процесса висбрекинга, который претерпел в последние годы значительные изменения и получил новые потенциальные возможности, делает его привлекательным для нефтепереработки России.
Несмотря на очевидные экономические преимущества, этот процесс имеет и ряд недостатков, основной из которых - сложность очистки печи и сокерной камеры от кокса. Эта очистка проводится реже, чем на установке со змеевиковой печью, однако для нее требуется более сложное оборудование. Обычно кокс из сокера удаляют путем резки водой под высоким давлением. В результате образуется значительное количество воды, загрязненной частицами кокса, которую необходимо удалять, фильтровать и возвращать для повторного использования.
На сегодняшний день разработано и применяется большое количество новых вариантов процесса висбрекинга нефтяных остатков, которые направлены на интенсификацию и уменьшение скорости отложения кокса в аппаратуре. К ним относятся химический и физический методы (воздействия турбулизацией водяным паром, ультразвуком, магнитным полем и др.)
Дальнейшее развитие технологии и аппаратурного оформления процесса висбрекинга требует фундаментальных исследований в области химизма, механизма и кинетики процессов термолиза нефтяного сырья.

Заключение.
В результате проделанной работы разработан проект по топливному варианту с глубокой переработкой Ергачинской нефти производительностью 6 млн.т./год.
В качестве целевых продуктов могут быть получены:
автомобильный бензин марки АИ-92;
авиакеросин;
летнее дизельное топливо;
зимнее дизельное топливо;
котельное топливо;
В схему включены наиболее современные установки каталитического крекинга, каталитического риформинга, установка сернокислого алкилирования, позволяющие повысить качество товарного бензина при оптимизации затрат на его производство.
Побочными продуктами производства будут являться:
комовая сера;
серная кислота;
жидкий парафин;
кокс;
сжиженные газы.
Все необходимые расчеты изложены в пояснительной записке, а чертежи - на графических листах.

Список использованной литературы.
Сборник «Нефти СССР», тт.1 1971г.
Технология переработки. Часть 1. Первичная переработки нефти . под реакцией О.Ф.Глаголевой, В.М.Капустина. 2014г.
Капустин В.М., ГуреевА.А. технология переработки нефти в 4ч. Ч.2. физико-химические процессы: Учебное пособие –М.: Химия, 2015 – 400с.
Капустин В.М., Рудин М.Г., Кудинов А.М. основы проектирования нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприяий. –М.: Химия, 2012. – 440с.
Смидович Е.В. Технология перерабокт нефти и газа. Крекинг нефтяного сырья и переработка углеводородных газов. –М.: Альянс, 2011. - 328с.
Мановян А.К. технология первичной переработки нефти и природного газа. Учебное пособие для вузов. -2-е издание. –М.: химия, 2001г.- 568с.
Ахметов С.А. технология глубокой переработки нефти и газа. 2002.
Матвеева Н.К., Клокова Т.П. методические указания к курсовому проектированию по курсу «Технология переработки нефти», 1986.
ГОСТ 11954–66, ГОСТ 38.1197-80, ГОСТ Р 51858-2002, ГОСТ 10227-2013, ГОСТ 32513-2013.

 

 

 

 

 

 

Скачать:  У вас нет доступа к скачиванию файлов с нашего сервера. КАК ТУТ СКАЧИВАТЬ

Категория: Курсовые / Курсовые нефть и газ

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.